Claims (47)
1. Способ бурения ствола скважины в подземном пласте, включающий:1. A method of drilling a wellbore in an underground formation, including:
циркуляцию бурового раствора, содержащего цементную композицию с отсроченным схватыванием, в стволе скважины во время бурения ствола скважины, где цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит:the circulation of the drilling fluid containing the cement composition with a delayed setting, in the wellbore during drilling of the wellbore, where the cement composition with a delayed setting contains:
пемзу,pumice
гашеную известь,slaked lime
замедлитель схватывания иsetting retarder and
воду.water.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть бурового раствора выделяют и используют в качестве продавочной жидкости.2. The method according to p. 1, characterized in that at least part of the drilling fluid is isolated and used as a squeezing fluid.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере часть бурового раствора выделяют и используют в качестве цементировочной композиции.3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that at least part of the drilling fluid is isolated and used as a cementing composition.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть бурового раствора оставляют в стволе скважины, и при этом по меньшей мере часть бурового раствора оставляют для схватывания за пределами колонны труб.4. The method according to p. 1, characterized in that at least part of the drilling fluid is left in the wellbore, and at least part of the drilling fluid is left to set outside the pipe string.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит по меньшей мере один замедлитель, выбранный из группы, состоящей из фосфоновой кислоты, производного фосфоновой кислоты, лигносульфоната, соли, органической кислоты, карбоксиметилированной гидроксиэтилцеллюлозы, синтетического со- или терполимера, содержащего сульфонатные и карбоксильные группы, боратного соединения и любой их смеси.5. The method according to p. 1, characterized in that the setting retarder contains at least one moderator selected from the group consisting of phosphonic acid, a derivative of phosphonic acid, lignosulfonate, salt, organic acid, carboxymethylated hydroxyethyl cellulose, synthetic co or terpolymer, containing sulfonate and carboxyl groups, borate compounds and any mixtures thereof.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит диспергатор, выбранный из группы, состоящей из диспергатора на основе сульфонированного формальдегида, поликарбоксилированного эфирного диспергатора и любой их комбинации.6. The method according to p. 1, characterized in that the delayed setting cement composition further comprises a dispersant selected from the group consisting of a dispersant based on sulfonated formaldehyde, a polycarboxylated ether dispersant, and any combination thereof.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит поликарбоксилированный эфирный диспергатор.7. The method according to p. 1, characterized in that the setting retarder contains a phosphonic acid derivative, and the delayed setting cement composition further comprises a polycarboxylated ether dispersant.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий хранение цементной композиции с отсроченным схватыванием в течение периода времени, составляющего по меньшей мере около 7 дней, до стадии циркуляции бурового раствора.8. The method according to claim 1, further comprising storing the cement composition with delayed setting for a period of at least about 7 days, until the stage of circulation of the drilling fluid.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит активатор схватывания цемента, и при этом активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор схватывания цемента, выбранный из группы, состоящей из хлорида кальция, триэтаноламина, силиката натрия, формиата цинка, ацетата кальция, гидроксида натрия, сульфата натрия, нанодиоксида кремния, гексаметафосфата натрия и любых их комбинаций.9. The method of claim 1, wherein the delayed setting cement composition further comprises a cement setting activator, and wherein the cement setting activator comprises at least one cement setting agent selected from the group consisting of calcium chloride, triethanolamine, silicate sodium, zinc formate, calcium acetate, sodium hydroxide, sodium sulfate, silicon nanodioxide, sodium hexametaphosphate and any combinations thereof.
10. Способ вытеснения флюида в стволе скважины, включающий:10. A method of displacing fluid in a wellbore, comprising:
введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит:introducing a squeezing fluid containing a delayed setting cement composition into the wellbore so that the squeezing fluid displaces one or more previously introduced fluids from the wellbore, and wherein the delayed setting cement composition contains:
пемзу,pumice
гашеную известь,slaked lime
замедлитель схватывания иsetting retarder and
воду.water.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что по меньшей мере часть продавочной жидкости выделяют и используют в качестве цементировочной композиции.11. The method according to p. 10, characterized in that at least part of the squeezing liquid is isolated and used as a cementing composition.
12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что по меньшей мере часть продавочной жидкости оставляют в стволе скважины для схватывания.12. The method according to p. 10 or 11, characterized in that at least part of the squeezing fluid is left in the wellbore for setting.
13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит по меньшей мере один замедлитель, выбранный из группы, состоящей из фосфоновой кислоты, производного фосфоновой кислоты, лигносульфоната, соли, органической кислоты, карбоксиметилированной гидроксиэтилцеллюлозы, синтетического со- или терполимера, содержащего сульфонатные и карбоксильные группы, боратного соединения и любой их смеси.13. The method according to p. 10, characterized in that the retarder contains at least one moderator selected from the group consisting of phosphonic acid, a derivative of phosphonic acid, lignosulfonate, salt, organic acid, carboxymethylated hydroxyethyl cellulose, synthetic co or terpolymer, containing sulfonate and carboxyl groups, borate compounds and any mixtures thereof.
14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит диспергатор, выбранный из группы, состоящей из диспергатора на основе сульфонированного формальдегида, поликарбоксилированного эфирного диспергатора и любой их комбинации.14. The method according to p. 10, wherein the delayed setting cement composition further comprises a dispersant selected from the group consisting of a dispersant based on sulfonated formaldehyde, a polycarboxylated ether dispersant, and any combination thereof.
15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит поликарбоксилированный эфирный диспергатор.15. The method according to p. 10, characterized in that the setting retarder contains a phosphonic acid derivative, and the delayed setting cement composition further comprises a polycarboxylated ether dispersant.
16. Способ по п. 10, дополнительно включающий хранение цементной композиции с отсроченным схватыванием в течение периода времени, составляющего по меньшей мере около 7 дней, до стадии введения продавочной жидкости.16. The method according to p. 10, further comprising storing the cement composition with a delayed setting for a period of at least about 7 days, until the introduction of the squeezing fluid.
17. Способ по п. 10, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит активатор схватывания цемента, и при этом активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор схватывания цемента, выбранный из группы, состоящей из хлорида кальция, триэтаноламина, силиката натрия, формиата цинка, ацетата кальция, гидроксида натрия, сульфата натрия, нанодиоксида кремния, гексаметафосфата натрия и любых их комбинаций.17. The method according to p. 10, characterized in that the delayed setting cement composition further comprises a cement setting activator, and wherein the cement setting activator comprises at least one cement setting agent selected from the group consisting of calcium chloride, triethanolamine, silicate sodium, zinc formate, calcium acetate, sodium hydroxide, sodium sulfate, silicon nanodioxide, sodium hexametaphosphate and any combinations thereof.
18. Система бурения и цементирования в подземном пласте, содержащая:18. A drilling and cementing system in an underground formation, comprising:
буровой раствор для применения при бурении ствола скважины в подземном пласте, где указанный буровой раствор содержит:drilling fluid for use in drilling a wellbore in an underground formation, wherein said drilling fluid contains:
воду;water
пемзу;pumice;
гашеную известь; иslaked lime; and
замедлитель схватывания;setting retarder;
цементную композицию с отсроченным схватыванием для применении при цементировании ствола скважины, где указанная цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит:delayed setting cement composition for use in cementing a wellbore, wherein said delayed setting cement composition contains:
воду;water
пемзу;pumice;
гашеную известь; иslaked lime; and
замедлитель схватывания; иsetting retarder; and
продавочную жидкость для применения при разделении бурового раствора и цементной композиции с отсроченным схватыванием в стволе скважины, где указанная продавочная жидкость содержит:squeezing fluid for use in the separation of drilling fluid and cement composition with delayed setting in the wellbore, where the specified squeezing fluid contains:
воду;water
пемзу;pumice;
гашеную известь; иslaked lime; and
замедлитель схватывания.retarder.
19. Система по п. 18, дополнительно содержащая насосное оборудование для доставки по меньшей мере одного из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости в ствол скважины; и активатор для активации по меньшей мере одного из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости.19. The system of claim 18, further comprising pumping equipment for delivering at least one of the drilling fluid, delayed setting cement composition, or squeezing fluid to the wellbore; and an activator for activating at least one of the drilling fluid, delayed setting cement composition, or squeezing fluid.
20. Система по п. 18, отличающаяся тем, что по меньшей мере один из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости может сохраняться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, при температуре около 37,7°C (100°F) в течение по меньшей мере 7 дней.20. The system according to p. 18, characterized in that at least one of the drilling fluid, cement composition with a delayed setting or squeezing fluid can be stored in a liquid state suitable for pumping at a temperature of about 37.7 ° C (100 ° F) for at least 7 days.
21. Система по п. 18, где указанный буровой раствор имеет одну или более характеристик, указанных в любом из пп. 5-7 или 9.21. The system of claim 18, wherein said drilling fluid has one or more of the characteristics specified in any one of paragraphs. 5-7 or 9.
22. Система по п. 18, где указанная продавочная жидкость имеет одну или более характеристик, указанных в любом из пп. 13-15 или 17.22. The system of claim 18, wherein said squeezing fluid has one or more of the characteristics specified in any one of paragraphs. 13-15 or 17.