RU2612763C2 - Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения - Google Patents
Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2612763C2 RU2612763C2 RU2015118699A RU2015118699A RU2612763C2 RU 2612763 C2 RU2612763 C2 RU 2612763C2 RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A RU 2015118699 A RU2015118699 A RU 2015118699A RU 2612763 C2 RU2612763 C2 RU 2612763C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- buffer fluid
- buffer
- fluid
- wellbore
- compacting
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 456
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 122
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 title abstract 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 77
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 68
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 368
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 116
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 83
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 74
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 71
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 59
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 55
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 51
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 44
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 36
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 34
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 34
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 34
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 33
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 33
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims description 29
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 29
- 239000008262 pumice Substances 0.000 claims description 29
- -1 gilsonite Substances 0.000 claims description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 22
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 18
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 17
- 239000002893 slag Substances 0.000 claims description 17
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 16
- 239000002956 ash Substances 0.000 claims description 14
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 14
- 241000209094 Oryza Species 0.000 claims description 13
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 claims description 13
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 13
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 13
- 239000010451 perlite Substances 0.000 claims description 13
- 235000019362 perlite Nutrition 0.000 claims description 13
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 claims description 13
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 13
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 12
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 12
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 12
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 12
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims description 12
- 239000012802 nanoclay Substances 0.000 claims description 12
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000010454 slate Substances 0.000 claims description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 10
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims description 10
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 9
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 9
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 9
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 8
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 8
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 229910021488 crystalline silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 4
- 229910002026 crystalline silica Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 36
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 208000020832 chronic kidney disease Diseases 0.000 description 93
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 48
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 25
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 18
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 15
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 9
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 8
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 7
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 6
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 5
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 5
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 239000012723 sample buffer Substances 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 3
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 3
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 2-methylpentane-2,4-diol Chemical compound CC(O)CC(C)(C)O SVTBMSDMJJWYQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010754 BS 2869 Class F Substances 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- JNGWKQJZIUZUPR-UHFFFAOYSA-N [3-(dodecanoylamino)propyl](hydroxy)dimethylammonium Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)[O-] JNGWKQJZIUZUPR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 2
- GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N (3e,6e)-deca-3,6-diene Chemical compound CCC\C=C\C\C=C\CC GGQQNYXPYWCUHG-RMTFUQJTSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000536 2-Acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid Polymers 0.000 description 1
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001241 acetals Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Chemical compound [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001864 baryta Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 229940051250 hexylene glycol Drugs 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005375 organosiloxane group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- FSYKKLYZXJSNPZ-UHFFFAOYSA-N sarcosine Chemical compound C[NH2+]CC([O-])=O FSYKKLYZXJSNPZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010913 used oil Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/40—Spacer compositions, e.g. compositions used to separate well-drilling from cementing masses
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B38/00—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof
- C04B38/10—Porous mortars, concrete, artificial stone or ceramic ware; Preparation thereof by using foaming agents or by using mechanical means, e.g. adding preformed foam
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/424—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells using "spacer" compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/473—Density reducing additives, e.g. for obtaining foamed cement compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02W—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO WASTEWATER TREATMENT OR WASTE MANAGEMENT
- Y02W30/00—Technologies for solid waste management
- Y02W30/50—Reuse, recycling or recovery technologies
- Y02W30/91—Use of waste materials as fillers for mortars or concrete
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включает разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству. 8 н. и 65 з.п. ф-лы, 2 ил., 8 табл.,11 пр.
Description
Предпосылки изобретения
[0001] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к уплотняющимся буферным жидкостям и способам их применения в подземных пластах.
[0002] Буферные жидкости часто используют в подземных операциях для содействия улучшенной эффективности вытеснения при введении новых жидкостей в ствол скважины. Например, буферную жидкость можно использовать для вытеснения жидкости в стволе скважины перед введением другой жидкости. При использовании для вытеснения бурового раствора буферные жидкости могут улучшать удаление твердых веществ, так же как отделять буровой раствор от физически несовместимой жидкости. Например, в способах первичного цементирования буферную жидкость можно помещать в ствол скважины для отделения цементной композиции от бурового раствора. Буферные жидкости можно также помещать между различными буровыми растворами в ходе замен бурового раствора или между буровым раствором и жидкостью для заканчивания скважин. Буферные жидкости, как правило, не уплотняются в том отношении, что буферные жидкости обычно не развивают значительного напряжения сдвига геля или прочности при сжатии.
[0003] Чтобы быть эффективной, буферная жидкость может обладать конкретными характеристиками. Например, буферная жидкость может быть совместимой с вытесняемой жидкостью и цементной композицией. Эта совместимость может также присутствовать при температурах и давлениях забоя. В некоторых случаях, для буферной жидкости является желательным также оставлять поверхности в стволе скважины смоченными водой, таким образом облегчая связывание с цементной композицией. Реология буферной жидкости также может быть важной. Ряд различных реологических свойств может быть важным для разработки буферной жидкости, включая, среди прочих, предел текучести, пластическую вязкость, напряжение сдвига геля и напряжение среза. В то время как реология может быть важной для разработки буферной жидкости, общепринятые буферные жидкости могут не обладать желательной реологией при температурах забоя. Например, общепринятые буферные жидкости могут испытывать нежелательное термическое снижение вязкости при повышенных температурах. В результате, общепринятые буферные жидкости могут не обеспечивать желательного вытеснения в некоторых случаях.
Краткое изложение сущности изобретения
[0004] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к уплотняющимся буферным жидкостям и способам их применения в подземных пластах.
[0005] Вариант осуществления может включать вытеснение бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающее: разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: (i) предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, (ii) статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), (iii) предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и (iv) неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа); использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству.
[0006] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
[0007] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
[0008] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; где уплотняющаяся буферная жидкость содержит воду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любых их комбинаций; и где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 8 часов или менее.
[0009] Другой вариант осуществления может включать способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий: введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; и измерение свойств уплотнения части уплотняющейся буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины.
[0010] Другой вариант осуществления способа может включать способ оценки буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий: предоставление буферной жидкости; и измерение времени перехода буферной жидкости.
[0011] Другой вариант осуществления может включать способ оценки буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий: предоставление буферной жидкости; и измерение времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.
[0012] Другой вариант осуществления может включать уплотняющуюся буферную жидкость, разделяющую буровой раствор и цементную композицию в стволе скважины, содержащую: воду; и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, рисовой шелухи, золы, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любых их комбинаций; и где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
[0013] Признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области. Хотя специалисты в данной области могут выполнять многочисленные изменения, такие изменения находятся в пределах сущности изобретения.
Краткое описание чертежей
[0014] Эти чертежи иллюстрируют конкретные аспекты некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения, и их не следует использовать для ограничения или определения изобретения.
[0015] Фиг.1 представляет собой график, показывающий измеренные значения статического напряжения сдвига геля при различной температуре и считывания давления как показателя времени для примера уплотняющейся буферной жидкости.
[0016] Фиг.2 представляет собой график, показывающий измеренные значения статического напряжения сдвига геля при различной температуре и считывания давления как показатель времени для примера уплотняющейся буферной жидкости.
Описание предпочтительных вариантов осуществления
[0017] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в конкретных вариантах осуществления, к буферным жидкостям, содержащим цементную печную пыль («CKD»), и к способам использования CKD для улучшения одного или нескольких реологических свойств буферной жидкости. В соответствии с настоящими вариантами осуществления буферные жидкости могут улучшать эффективность очищения ствола скважины и удаления жидкостей из ствола скважины. Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспененными. Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть уплотняющимися. Например, буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии при оставлении в стволе скважины.
[0018] Могут существовать несколько потенциальных преимуществ способов и композиций по настоящему изобретению, только некоторые из которых можно упомянуть в настоящем документе. Одним из множества потенциальных преимуществ способов и композиций по настоящему изобретению является то, что CKD можно использовать в буферных жидкостях в качестве модификатора реологии, позволяющего составление буферной жидкости с желательными реологическими свойствами. Другим потенциальным преимуществом способов и композиций по настоящему изобретению является то, что включение CKD в буферные жидкости может приводить к буферной жидкости без нежелательного термического снижения вязкости. Другим потенциальным преимуществом настоящего изобретения является то, что буферные жидкости, содержащие CKD, могут быть более экономичными, чем общепринятые буферные жидкости, полученные общепринятыми способами с более дорогими добавками. Другим потенциальным преимуществом настоящего изобретения является то, что вспененные буферные жидкости, содержащие CKD, можно использовать для вытеснения облегченных буровых растворов. Другим потенциальным преимуществом является то, что уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать дополнительными физическими характеристиками, которые могут обеспечивать дополнительные преимущества для операций в стволе скважины. Например, уплотняющиеся буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии в затрубном пространстве ствола скважины. Соответственно, уплотняющаяся буферная жидкость, оставленная в стволе скважины, может функционировать с обеспечением по существу непроницаемого барьера для блокирования пластовых жидкостей и газов, и, следовательно, служить для уменьшения потенциальной миграции жидкостей. Уплотняющаяся буферная жидкость в затрубном пространстве ствола скважины может также защищать ветвь трубопровода или другой канал от коррозии. Уплотняющиеся буферные жидкости могут также служить для защиты от эрозии цементного покрытия, образованного введенными затем цементными композициями.
[0019] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению могут содержать воду и CKD. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут уплотняться при оставлении в стволе скважины. Например, буферная жидкость может схватываться и отверждаться посредством реакции CKD в воде. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут быть вспененными. Например вспененные буферные жидкости могут содержать воду, CKD, пенообразующее средство и газ. Вспененную буферную жидкость можно использовать, например, когда желательно, чтобы буферная жидкость была облегченной. В соответствии с настоящими вариантами осуществления буферную жидкость можно использовать для вытеснения первой жидкости из ствола скважины с помощью буферной жидкости, обладающей более высоким пределом текучести, чем первая жидкость. Например, буферную жидкость можно использовать для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из ствола скважины. Другие необязательные добавки также можно включать в варианты осуществления буферных жидкостей, как желательно для конкретного применения. Например, буферные жидкости могут дополнительно содержать придающие вязкость средства, органические полимеры, диспергирующие средства, поверхностно-активные вещества, утяжеляющие средства и любые их комбинации.
[0020] Буферные жидкости, как правило, должны обладать плотностью, пригодной для конкретного применения, как желательно специалисту в данной области, с использованием преимуществ этого описания. В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон («ppg») (479 г/л) до приблизительно 24 ppg (2876 г/л). В других вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 ppg (479 г/л) до приблизительно 17 ppg (2037 г/л). В других вариантах осуществления буферные жидкости могут обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 8 ppg (959 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л). Варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспененными или невспененными или содержать другие средства для снижения их плотности, известные в данной области, такие как облегченные добавки. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящую плотность для конкретного применения.
[0021] Вода, используемая в варианте осуществления буферных жидкостей, может включать, например, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или несколько растворенных в ней солей), рассол (например, насыщенную соленую воду, полученную из подземных пластов), морскую воду или любую их комбинацию. Как правило, вода может происходить из любого источника, при условии, что вода не содержит избыток соединений, которые могут оказывать нежелательное влияние на другие компоненты буферной жидкости. Воду включают в количестве, достаточном для образования поддающейся перекачиванию насосом буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления воду можно включать в буферные жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 15% до приблизительно 95% по массе буферной жидкости. В других вариантах осуществления воду можно включать в буферные жидкости по настоящему изобретению в количестве в диапазоне от приблизительно 25% до приблизительно 85% по массе буферной жидкости. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество включаемой воды для выбранного применения.
[0022] CKD можно включать в варианты осуществления буферных жидкостей в качестве модификатора реологии. Среди прочего, использование CKD в вариантах осуществления настоящего изобретения может обеспечивать буферные жидкости, обладающие реологией, пригодной для конкретного применения. Желательная реология может быть преимущественной для предоставления буферной жидкости, которая является эффективной для вытеснения бурового раствора, например, в некоторых случаях CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости с низкой степенью термического снижения вязкости. Например, буферная жидкость может даже обладать пределом текучести, который увеличивается при повышенных температура, например, таких, какие встречаются в забое.
[0023] CKD представляет собой материал, полученный в ходе изготовления цемента, общеизвестный как цементная печная пыль. Термин «CKD» применяют в настоящем документе для обозначения цементной печной пыли, как описано в настоящем документе, и эквивалентных форм цементной печной пыли, полученной другими способами. Термин «CKD», как правило, относится к частично кальцинированному сырью для печи, которое можно удалять из газового потока и собирать, например, в пылесборнике в ходе изготовления цемента. Обычно при получении цемента собирают большие количества CKD, которые часто выбрасывают как отходы. Выбрасывание отходов CKD может добавлять нежелательную стоимость к изготовлению цемента, так же как вызывать озабоченность состоянием окружающей среды, ассоциированные с их выбрасыванием. Поскольку CKD часто выбрасывают как отходы, буферные жидкости, полученные с CKD, могут быть более экономичными, чем общепринятые буферные жидкости, полученные общепринятыми способами с добавками более высокой стоимости. Химический анализ CKD от различных изготовителей цемента различается в зависимости от ряда факторов, включая конкретную используемую печь, эффективность способа получения цемента и ассоциированных систем сбора пыли. CKD, как правило, может содержать множество оксидов, таких как SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, SO3, Na2O и K2O.
[0024] CKD можно включать в буферные жидкости в количестве, достаточном для обеспечения, например, желательных реологических свойств. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 65% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 43%, приблизительно 50%, приблизительно 55%, приблизительно 60%, приблизительно 65% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 20% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество CKD можно выражать по массе сухого твердого вещества. Как используют в настоящем документе, термин «по массе сухого твердого вещества» относится к количеству компонента, такого как CKD, по отношению к общему количеству сухого твердого вещества, использованного при получении буферной жидкости. Например, CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до 100% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%,. приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, 100% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления CKD может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 50% до 100% и, альтернативно, от приблизительно 80% до 100% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области с использованием преимуществ этого описания может узнать подходящее количество CKD для включения для выбранного применения.
[0025] В то время как в предшествующем описании описана CKD, настоящее изобретение является достаточно широким, чтобы охватывать использование других видов частично кальцинированного сырья для печи. Например, варианты осуществления буферных жидкостей могут включать известковую печную пыль, которая представляет собой материал, полученный в ходе изготовления извести. Термин известковая печная пыль, как правило, относится к частично кальцинированному сырью для печи, которое можно удалять из газового потока и собирать, например, в пылесборнике в ходе изготовления извести. Химический анализ известковой печной пыли от различных изготовителей извести различается в зависимости от ряда факторов, включая конкретное сырье известняк или доломит, тип печи, режим работы печи, эффективность способа получения извести и ассоциированных систем сбора пыли. Известковая печная пыль, как правило, может содержать различные количества свободной извести и свободного магния, известняка и/или доломитового известняка и множества оксидов, таких как SiO2, Al2O3, Fe2O3, CaO, MgO, SO3, Na2O и K2O, и других компонентов, таких как хлориды.
[0026] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать зольную пыль. Множество видов зольной пыли могут быть пригодными, включая зольную пыль, классифицированную как зольная пыль класса C или класса F согласно American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July I, 1990. Подходящие примеры зольной пыли включают, но не ограничиваются ими, добавку к цементу POZMIX® A, коммерчески доступную от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. При использовании зольную пыль, как правило, можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество зольной пыли можно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, зольная пыль может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%. приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления зольная пыль может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество зольной пыли для включения для выбранного применения.
[0027] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать барит. В некоторых вариантах осуществления барит может представлять собой отсортированный по размеру барит. Отсортированный по размеру барит в общем относится к бариту, который отделяли, просеивали, размалывали или другим способом сортировали по размеру для получения барита, обладающего желательным размером частиц. Например, барит можно сортировать по размеру для получения барита, обладающего размером частиц приблизительно 200 микрон. При использовании барит, как правило можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество барита моно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, барит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления барит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество барита для включения для выбранного применения.
[0028] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно содержать пумицит. При использовании пумицит, как правило, можно включать в буферные жидкости в количестве, желательном для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости (например, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 15%, приблизительно 20%, приблизительно 25%, приблизительно 30%, приблизительно 35%, приблизительно 40%, приблизительно 45%, приблизительно 50%, приблизительно 55% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 35% по массе буферной жидкости. В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в буферных жидкостях в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе буферной жидкости. Альтернативно, количество пумицита можно выражать по массе сухого твердого вещества. Например, пумицит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 99% по массе сухого твердого вещества (например, приблизительно 1%, приблизительно 5%, приблизительно 10%, приблизительно 20%, приблизительно 30%, приблизительно 40%, приблизительно 50%, приблизительно 60%, приблизительно 70%, приблизительно 80%, приблизительно 90%, приблизительно 99% и т.д.). В некоторых вариантах осуществления пумицит может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 20% и, альтернативно, от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, может узнать подходящее количество пумицита для включения для выбранного применения.
[0029] Необязательно, варианты осуществления буферных жидкостей могут дополнительно включать добавку для контроля свободной воды. Как используют в настоящем документе, термин «добавка для контроля свободной воды» относится к добавке, включенной в жидкость, чтобы, среди прочего, уменьшать (или предотвращать) присутствие свободной воды в жидкости. Добавка для контроля свободной воды может также уменьшать (или предотвращать) осаждение твердых веществ. Примеры пригодных добавок для контроля свободной воды включают, но не ограничиваются ими, бентонит, аморфный диоксид кремния, гидроксиэтилцеллюлозу и их комбинации. Примером пригодной добавки для контроля свободной воды является суспендирующее средство SA-1015™, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Другим примером пригодной добавки для контроля свободной воды является твердая добавка WG-17™, доступная от Halliburton Energy Services, Inc. Добавка для контроля свободной воды может быть представлена в виде сухого твердого вещества в некоторых вариантах осуществления. При использовании добавка для контроля свободной воды может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 16% по массе сухого твердого вещества, например. В альтернативных вариантах осуществления добавка для контроля свободной воды может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 2% по массе сухого твердого вещества.
[0030] В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут дополнительно содержать облегчающую добавку. Облегчающую добавку можно включать для снижения плотности вариантов осуществления буферных жидкостей. Например, облегчающую добавку можно использовать для получения облегченной буферной жидкости, например, обладающей плотностью менее приблизительно 13 ppg (1558 г/л). Облегчающая добавка, как правило, может обладать удельной плотностью менее приблизительно 2,0. Примеры пригодных облегчающих добавок могут включать силикат натрия, полые микросферы, гильсонит, перлит и их комбинации. Примером пригодного силиката натрия является добавка ECONOLITE™, доступная от Halliburton Energy Services, Inc. При использовании облегчающая добавка может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,1% до приблизительно 20% по массе сухого твердого вещества, например. В альтернативных вариантах осуществления облегчающая добавка может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 10% по массе сухого твердого вещества.
[0031] Как упомянуто ранее, варианты осуществления буферных жидкостей могут быть вспенены газом, например, для предоставления буферной жидкости с пониженной плотностью. Следует понимать, что пониженная плотность может быть необходимой для вариантов осуществления буферных жидкостей для более близкого соответствия плотности конкретного бурового раствора, например, при использовании облегченных буровых растворов. Буровой раствор можно рассматривать как облегченный, если он обладает плотностью менее чем приблизительно 13 ppg (1558 г/л), альтернативно, менее чем приблизительно 10 ppg (1198 г/л), и альтернативно, менее чем приблизительно 9 ppg (1078 г/л). В некоторых вариантах осуществления буферные жидкости могут быть вспененными, чтобы иметь плотность в пределах приблизительно 10% от плотности бурового раствора и, альтернативно, в пределах приблизительно 5% от плотности бурового раствора. Хотя такие способы, как облегчающие добавки, можно использовать для снижения плотности буферных жидкостей, содержащих CKD, без образования пены, эти способы могут иметь недостатки. Например, снижение плотности буферных жидкостей до менее чем приблизительно 13 ppg (1558 г/л) с использованием облегчающих добавок может стать причиной образования нестабильных взвесей, которые могут иметь, среди прочего, проблемы с осаждением твердых веществ, с всплыванием облегчающих добавок и со свободной водой. Соответственно, буферная жидкость может быть вспененной для предоставления буферной жидкости, обладающей пониженной плотностью, которая является более стабильной.
[0032] Таким образом, в некоторых вариантах осуществления, буферные жидкости могут быть вспененными и содержать воду, CKD, пенообразующее средство и газ. Необязательно, для предоставления буферной жидкости с более низкой плотностью и более стабильной пеной, вспененная буферная жидкость может дополнительно содержать, например, облегчающую добавку. С помощью облегчающей добавки можно получать основу взвеси, которую затем можно вспенивать для обеспечения даже более низкой плотности. В некоторых вариантах осуществления вспененная буферная жидкость может обладать плотностью в диапазоне от приблизительно 4 ppg (479 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л) и, альтернативно, от приблизительно 7 ppg (839 г/л) до приблизительно 9 ppg (1078 г/л). В одном из конкретных вариантах осуществления основа взвеси может быть вспененной от плотности в диапазоне от приблизительно 9 ppg (1078 г/л) до приблизительно 13 ppg (1558 г/л) до более низкой плотности, например, в диапазоне от приблизительно 7 ppg (839 г/л) до приблизительно 9 ppg (1078 г/л).
[0033] Газ, используемый в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей, может представлять собой любой пригодный газ для вспенивания буферной жидкости, включая, но не ограничиваясь ими, воздух, азот и их комбинации. Как правило, газ должен присутствовать в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей в количестве, достаточном для образования желательной пены. В конкретных вариантах осуществления газ может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 5% до приблизительно 80% по объему вспененной буферной жидкости при атмосферном давлении, альтернативно, от приблизительно 5% до приблизительно 55% по объему и, альтернативно, от приблизительно 15% до приблизительно 30% по объему.
[0034] При вспенивании варианты осуществления буферных жидкостей могут содержать пенообразующее средство для обеспечения пригодной пены. Как используют в настоящем документе, термин «пенообразующее средство» относится к материалу или комбинации материалов, которые облегчают образование пены в жидкости. Любое пригодное пенообразующее средство для образования пены можно использовать в вариантах осуществления буферных жидкостей. Примеры пригодных пенообразующих средств могут включать, но не ограничиваясь ими: смеси аммониевой соли сульфата алкилового эфира, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилбетаина, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; смеси аммониевой соли поверхностно-активного вещества сульфата алкилового эфира, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилгидроксисултаина, поверхностно-активного вещества кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; гидролизованного кератина; смеси поверхностно-активного вещества сульфата эфира этоксилированного спирта, поверхностно-активного вещества алкил- или алкенамидопропилбетаина и поверхностно-активного вещества алкил- или алкендиметиламиноксида; водные растворы поверхностно-активного вещества альфа-олефинового сульфоната и поверхностно-активного вещества бетаина; и их комбинации. Примером пригодного пенообразующего средства является пенообразующее средство/стабилизатор FOAMER™ 760, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Пригодные пенообразующие средства описаны в патентах США №№ 6797054, 6547871, 6367550, 6063738 и 5897699, полное содержание которых приведено в настоящем документе путем ссылки.
[0035] Как правило, пенообразующее средство может присутствовать в вариантах осуществления вспененных буферных жидкостей в количестве, достаточном для обеспечения подходящей пены. В некоторых вариантах осуществления пенообразующее средство может присутствовать в количестве в диапазоне от приблизительно 0,8% до приблизительно 5% по объему воды («bvow»).
[0036] Разнообразные дополнительные добавки можно включать в буферные жидкости, если это сочтет целесообразным специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими: вспомогательные цементирующие материалы, утяжеляющие средства, придающие вязкость средства (например, глины, гидратируемые полимеры, гуаровую камедь), средства для контроля поглощения воды, материалы для изоляции, добавки для контроля фильтрации, диспергирующие средства, пеногасители, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, облагораживающие пласты средства и увлажняющие поверхностно-активные вещества. Увлажняющие поверхностно-активные вещества можно использовать для облегчения удаления масла с поверхностей ствола скважины (например, смягчения) с целью улучшения связывания цемента и уплотняющейся буферной жидкости. Примеры пригодных утяжеляющих средств включают, например, материалы, обладающие удельной плотностью 3 или более, такие как барит. Конкретные примеры этих и других добавок включают: органические полимеры, биополимеры, латекс, резиновую муку, поверхностно-активные вещества, кристаллический диоксид кремния, аморфный диоксид кремния, кварцевую муку, высокодисперсный диоксид кремния, наноглины (например, глины, обладающие по меньшей мере одним измерением менее 100 нм), соли, волокна, гидрофильные глины, микросферы, золу из рисовой шелухи, сверхтонкий цемент (например, цемент, обладающий средним размером частиц от приблизительно 5 микрон до приблизительно 10 микрон), метакаолин, цеолит, сланец, портландцемент, портландцемент, перемолотый с пемзой, перлит, барит, шлак, известь (например, гидратированную известь), гипс и любые их комбинации, и т.п. В некоторых вариантах осуществления дополнительный цементирующий материал можно включать в буферную жидкость в дополнение к или вместо всей или части CKD. Примеры пригодных дополнительных цементирующих материалов включают, но не ограничиваются ими, портландцемент, портландцемент, перемолотый с пемзой, сверхтонкий цемент, зольную пыль, шлак, пумицит, гипс и любые их комбинации. Специалист в данной области, с использованием преимуществ этого описания, легко может определить тип и количество добавки, пригодной для конкретного применения и желательного результата.
[0037] Как упомянуто ранее, варианты осуществления буферных жидкостей могут быть уплотняющимися, в том смысле, что буферные жидкости могут развивать напряжение сдвига геля и/или прочность при сжатии в стволе скважины. Уплотнение определяют в настоящем документе как один из трех типов поведения материала: Уплотнение типа I поддается идентификации как огелившаяся жидкость, которую можно перемещать и/или перекачивать насосом, когда гидравлическое напряжение среза превышает предел текучести (YP) геля. Уплотнение типа 2 поддается идентификации как пластичное полутвердое вещество, которое может испытывать «пластическую деформацию», если напряжение среза, напряжение сжатия или напряжение растяжения превышает «предел пластической деформации». Уплотнение типа 3 поддается идентификации как твердое тело, сходное с обычным затвердевшим цементом. В пределах степени напряжения при затвердевании во время общепринятого тестирования сжатия, как ограниченного, так и не ограниченного, уплотненный материал типа 3 может проявлять поведение линейно-упругого напряжения-деформации Гука, с последующей некоторой пластической деформацией и/или механическим повреждением. Эта новая уплотняющиеся буферная жидкость может трансформироваться из поддающейся перекачиванию насосом жидкости, размещенной в ходе нормального способа вытеснения, в тип 1 и/или далее прогрессировать до типа 2, и/или далее прогрессировать до типа 3. Следует понимать, что уплотнение буферной жидкости происходит в условиях ствола скважины, и, как понятно специалистам в данной области, условия в стволе скважины могут меняться. Однако варианты осуществления буферных жидкостей можно характеризовать по обладанию уплотнением типа 1, типа 2 или типа 3 в условиях конкретного ствола скважины.
[0038] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 1, включают измерение напряжения при текучести. Для уплотнения типа 1 показывают YP от приблизительно 25 Паскаль до приблизительно 250 Паскаль, где YP измеряют одним из способов, описанных в патенте США № 6874353, а именно: с использованием серий параллельных вертикальных лезвий на оси ротора, что специалисты в данной области обозначают как «способ Вейна»; или с использованием нового устройства и способа, также описанного в патенте США № 6874353. Другой способ, используемый для определения YP уплотнения типа 1, определен в публикации Morgan, R.G., Suter, D.A., and Sweat, V.A., Mathematical Analysis of a Simple Back Extrusion Rheometer, ASAP. Paper No. 79-6001. Кроме того, другие способы, известные специалистам в данной области, можно использовать для определения YP уплотненных буферных жидкостей типа 1. Альтернативно, другой способ характеризации уплотнения типа I включает измерение напряжения сдвига геля материала, которое можно определять как «статическое напряжение сдвига геля» (SGS), как его определяют и измеряют в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. Уплотнение типа 1 может обладать значениями SGS от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па).
[0039] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 2, включают измерение предела текучести при сжатии (YL-C), YL-C представляет собой просто напряжение одноосного сжатия, при котором материал испытывает постоянную деформацию. Постоянная деформация относится к поддающемуся измерению напряжению деформации, которое не возвращается к нулю в течение периода времени того же порядка величины, что и общее время, необходимое для проведения измерения. YL-C может находиться в диапазоне от 1 psi (фунта на квадратный дюйм) (7 кПа) до 2000 psi (13790 кПа), где наиболее распространенные значения находятся в диапазоне от 5 psi (34 кПа) до 500 psi (3447 кПа).
[0040] Конкретные примеры того, как характеризовать уплотнение типа 3, включают измерение прочности при сжатии. Для уплотнения типа 3 показывают неограниченную прочность при одноосном сжатии в диапазоне от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа), где наиболее распространенные значения находятся в диапазоне от приблизительно 10 psi (69 кПа) до приблизительно 2500 psi (17240 кПа). Этих значений достигали за 7 суток или менее. Некоторые составы можно разрабатывать так, чтобы обеспечивать значительную прочность при сжатии от 24 часов до 48 часов. Как правило, геометрия и размеры образцов для измерения являются сходными, но не ограничиваясь ими, с геометрией и размерами, используемыми для характеризации видов цемента для нефтяных скважин: кубы размером 2 дюйма (5,1 см); или цилиндры диаметром 2 дюйма (5,1 см), имеющие 4 дюйма (10,2 см) в длину; или цилиндры диаметром 1 дюйм (2,5 см), имеющие 2 дюйма (5,1 см) в длину; и другие способы известны специалистам в области измерения «механических свойств» цемента для нефтяных скважин. Например, прочность при сжатии можно определять посредством разрушения образцов в устройстве для тестирования на сжатие. Прочность при сжатии рассчитывают из разрушающей нагрузки, деленной на площадь поперечного сечения, устойчивого к нагрузке, и регистрируют в единицах фунта на квадратный дюйм (psi). Прочность при сжатии можно определять в соответствии с API RP 10B-2, Recommended Practice for Testing Well Cements, First Edition, July 2005.
[0041] В качестве конкретного примера уплотнения, при оставлении в затрубном пространстве ствола скважины (например, между подземным пластом и ветвью трубопровода, расположенной в подземном пласте, или между ветвью трубопровода и более крупным каналом, расположенным в подземном пласте), буферная жидкость может уплотняться с развитием статического напряжения сдвига геля и/или прочности при сжатии. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может действовать для поддержки и расположения ветви трубопровода в стволе скважины и связывания внешней поверхности ветви трубопровода со стенками ствола скважины или с более крупным каналом. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может также обеспечивать по существу непроницаемый барьер для блокирования пластовых жидкостей и газов и, следовательно, также служить для уменьшения потенциальной миграции жидкостей. Уплотненная масса, сформированная в затрубном пространстве ствола скважины, может также защищать ветвь трубопровода или другой канал от коррозии.
[0042] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению могут обладать временем перехода, которое является более коротким, чем время перехода цементных композиций, вводимых затем в ствол скважины. Термин «время перехода», как используют в настоящем документе, относится к времени для жидкости для продвижения от статического напряжения сдвига геля от приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па). Из-за обладания более коротким временем перехода уплотняющаяся буферная жидкость может снижать или даже предотвращать миграцию газа в стволе скважины, даже если газ мигрирует через вводимую затем цементную композицию до того, как она разовьет достаточное напряжение сдвига геля для предотвращения такой миграции. Миграцию газа и жидкости можно, как правило, предотвращать при статическом напряжении сдвига геля 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па). Посредством снижения количества газа, который может мигрировать через ствол скважины, вводимые затем цементные композиции могут продвигаться через их более медленный период перехода без миграции газа, что является настолько значительным фактором, насколько цемент развивает статическое напряжения сдвига геля. Некоторые варианты осуществления уплотняющихся буферных жидкостей могут обладать временем перехода (т.е. временем продвижения от статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) в условиях ствола скважины приблизительно 45 минут или менее, приблизительно 30 минут или менее, приблизительно 20 минут или менее, или приблизительно 10 минут или менее. Варианты осуществления уплотняющихся буферных жидкостей также быстро развивают статическое напряжение сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) и приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), соответственно, в условиях ствола скважины. Время для жидкости для развития статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) обозначают также как «время нулевого гелеобразования». Например, уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать временем нулевого гелеобразования в условиях ствола скважины приблизительно 8 часов или менее и, альтернативно, приблизительно 4 часа или менее. В некоторых вариантах осуществления уплотняющиеся буферные жидкости могут обладать временем нулевого гелеобразования в диапазоне от приблизительно 0 минут до приблизительно 4 часов или дольше. В качестве дополнительного примера, уплотняющиеся буферные жидкости могут развивать статическое напряжение сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более в условиях ствола скважины от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов или дольше. Предшествующие периоды времени для развития статического напряжения сдвига геля перечислены как проходящие в условиях ствола скважины. Специалистам в данной области понятно, что конкретные условия в стволе шахты (например, температура, давление, глубина и т.д.) меняются; однако варианты осуществления буферной жидкости должны соответствовать этим специфическим требованиям в условиях в стволе шахты. Статическое напряжение сдвига геля можно измерять в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6.
[0043] Варианты осуществления буферных жидкостей по настоящему изобретению можно получать в соответствии с любым пригодным способом. В некоторых вариантах осуществления желательное количество воды можно вводить в смеситель (например, бетономешалку) с последующей сухой смесью. Сухая смесь может содержать CKD и дополнительные твердые добавки, например. Дополнительные твердые добавки, если присутствуют, можно добавлять в воду, по необходимости, до или после объединения с сухой смесью. Эту смесь можно встряхивать в течение достаточного периода времени для формирования основы взвеси. Эту основу взвеси можно затем вводить в ствол скважины, например, посредством насосов. Во вспененных вариантах осуществления основу взвеси можно закачивать насосом в ствол скважины, и пенообразующее средство можно отмерять в основу взвеси с последующим впрыскиванием газа, например, в пеносмесителе «T», в количестве, достаточном для вспенивания основы взвеси, таким образом, получая вспененную буферную жидкость, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. После вспенивания вспененную буферную жидкость можно вводить в ствол скважины. Как понятно специалисту в данной области, с использованием преимуществ этого описания, другие пригодные способы получения буферных жидкостей можно использовать в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
[0044] Пример способа по настоящему изобретению включает способ оценки буферной жидкости. Пример способа может включать предоставление буферной жидкости для использования в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины. Свойства буферной жидкости можно затем измерять для определения, например, эффективности уплотнения для конкретной жидкости. В некоторых вариантах осуществления можно измерять время перехода и/или время нулевого гелеобразования буферной жидкости. Как описано ранее, время перехода представляет собой время для жидкости для продвижения от статического напряжения сдвига геля от приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), и время нулевого гелеобразования представляет собой время для жидкости для развития статического напряжения сдвига геля приблизительно 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па). Статическое напряжения сдвига геля можно измерять в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. В некоторых вариантах осуществления можно измерять прочность при сжатии, которая может представлять собой неограниченную прочность при одноосном сжатии. Способы тестирования прочности при сжатии более подробно описаны выше. Эти измерения можно проводить в диапазоне условий, например, для имитации условий в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления время перехода можно измерять при температуре от приблизительно 40°F (4°C) до приблизительно 300°F (149°C) и давлении от приблизительно 2000 psi (13790 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа). Прочность при сжатии можно определять, например, в атмосферных условиях после того, как буферной жидкости дали возможность затвердеть в водяной бане при температурах приблизительно от 40°F (4°C) до 300°F (149°C) в течение времени от приблизительно 24 часов до приблизительно 7 суток. В некоторых вариантах осуществления предварительную оценку можно проводить для набора образцов буферных жидкостей, где варианты осуществления дополнительно включают выбор одного из образцов буферных жидкостей из набора на основании измеренных свойств. Варианты осуществления могут дополнительно включать получение буферной жидкости на основе выбранной буферной жидкости и использование полученной буферной жидкости в вытеснении бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины.
[0045] Пример способа по настоящему изобретению включает способ улучшения реологических свойств буферной жидкости. Способ может включать введение CKD в буферную жидкость. CKD можно включать в буферную жидкость в количестве, достаточном для обеспечения более высокого предела текучести, чем у первой жидкости. Более высокий предел текучести может быть желательным, например, для эффективного вытеснения первой жидкости из ствола скважины. Как используют в настоящем документе, термин «предел текучести» относится к устойчивости жидкости к начальному притоку или представляет собой давление, необходимое для начала движения жидкости. В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 5 фунт-силы/100 фут2 (10 Па). В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 10 фунт-силы/100 фут2 (20 Па). В одном из вариантов осуществления предел текучести буферной жидкости при температуре вплоть до приблизительно 180°F (82°C) выше, чем приблизительно 20 фунт-силы/100 фут2 (39 Па). Может быть желательным, чтобы буферная жидкость не обладала термическим снижением вязкости до предела текучести ниже, чем у первой жидкости, при повышенных температурах. Соответственно, буферная жидкость может обладать более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при повышенных температурах, таких как 180°F (82°C) или статическая температура в забое скважины («BUST»). В одном из вариантов осуществления буферная жидкость может обладать пределом текучести, который увеличивается при повышенных температурах. Например, буферная жидкость может обладать пределом текучести, который выше при 180°F (82°C), чем при 80°F (27°C). В качестве дополнительного примера, буферная жидкость может обладать пределом текучести, который выше при BUST, чем при 80°F (27°C).
[0046] Другой пример способа по настоящему изобретению включает способ вытеснения первой жидкости из ствола скважины, где ствол скважины проникает в подземный пласт. Способ может включать предоставление буферной жидкости, содержащей CKD и воду. Способ может дополнительно включать введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первой жидкости из ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления буферная жидкость может вытеснять первую жидкость из затрубного пространства ствола скважины, такого как затрубное пространство между ветвью трубопровода и подземным пластом или между ветвью трубопровода и более крупным каналом. В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 80°F (27°C). В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 130°F (54°C). В некоторых вариантах осуществления буферную жидкость можно характеризовать по обладанию более высоким пределом текучести, чем первая жидкость, при 180°F (82°C).
[0047] В одном из вариантов осуществления первая жидкость, вытесненная буферной жидкостью, содержит буровой раствор. В качестве примера, буферную жидкость можно использовать для вытеснения бурового раствора из ствола скважины. В дополнение к вытеснению бурового раствора из ствола скважины, буферная жидкость может также удалять буровой раствор со стенок ствола скважины. Буровой раствор может включать, например, любое количество жидкостей, таких как суспензии твердых веществ, смеси и эмульсии. В некоторых вариантах осуществления буровой раствор может содержать буровой раствор на масляной основе. Пример пригодного бурового раствора на масляной основе включает обратную эмульсию. В некоторых вариантах осуществления буровой раствор на масляной основе может содержать маслянистую жидкость. Примеры пригодных маслянистых жидкостей, которые можно включать в буровые растворы на масляной основе, включают, но не ограничиваются ими, α-олефины, внутренние олефины, алканы, ароматические растворители, циклоалканы, сжиженный нефтяной газ, керосин, дизельные масла, неочищенную нефть, газойли, топливные масла, парафиновые масла, минеральные масла, низкотоксичные минеральные масла, олефины, сложные эфиры, амиды, синтетические масла (например, полиолефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны, органосилоксаны, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации. Дополнительные стадии в вариантах осуществления способа могут включать введение ветви трубопровода в ствол скважины, введение цементной композиции в ствол скважины с буферной жидкостью, разделяющей цементную композицию и первую жидкость. В одном варианте осуществления цементной композиции можно предоставить возможность затвердевать в стволе скважины. Цементная композиция может включать, например, цемент и воду.
[0048] Другой пример способа по настоящему изобретению включает способ разделения жидкостей в стволе скважины, где ствол скважины проникает в подземный пласт. Способ может включать введение буферной жидкости в ствол скважины, где ствол скважины обладает расположенной в нем первой жидкостью. Буферная жидкость может содержать, например, CKD и воду. Способ может дополнительно включать введение второй жидкости в ствол скважины, где буферная жидкость разделяет первую жидкость и вторую жидкость. В одном варианте осуществления первая жидкость содержит буровой раствор и вторая жидкость содержит цементную композицию. В качестве примера, буферная жидкость может предотвращать контакт цементной композиции с буровым раствором. Цементная композиция может быть вспененной или не вспененной, как желательно для конкретного применения. В одном варианте осуществления цементная композиция содержит цементную печную пыль, воду и, необязательно, гидравлический цементирующий материал. Множество гидравлических цементов можно использовать в соответствии с настоящим изобретением, включая, но не ограничиваясь ими, цементы, содержащие кальций, алюминий, силикон, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и отверждаются посредством реакции с водой. Пригодные гидравлические цементы включают, но не ограничиваются ими, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их комбинации. В конкретных вариантах осуществления гидравлический цемент может включать портландцемент. В некоторых вариантах осуществления портландцементы, пригодные для использования по настоящему изобретению, классифицируют как цементы классов А, С, H и G в соответствии с American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., Jul. 1, 1990. Буферная жидкость может также удалять буровой раствор, дегидратированный/огелившийся буровой раствор и/или отфильтрованные твердые вещества из ствола скважины перед цементной композицией. Варианты осуществления буферной жидкости могут улучшать эффективность удаления этих и других композиций из ствола скважины. Удаление этих композиций из ствола скважины может улучшать связывание цементной композиции с поверхностями в стволе скважины. В дополнительном варианте осуществления по меньшей мере часть использованной и/или неиспользованной содержащей CKD буферной жидкости включают в цементную композицию, расположенную в скважине, и дают затвердевать.
[0049] В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть буферной жидкости можно оставлять в стволе скважины, так что буферная жидкость уплотняется в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления буферная жидкость может уплотняться с образованием затрубной оболочки из твердого тела. Затрубная оболочка может связывать внешнюю поверхность ветви трубопровода со стенками ствола скважины или с более крупным каналом. Пример способа по настоящему изобретению может дополнительно включать измерение уплотнения буферной жидкости. Это измерение может также включать измерение целостности связи, образованной между уплотнившейся буферной жидкостью и внешней стенкой ветви трубопровода и/или между уплотнившейся буферной жидкостью и пластом или более крупным каналом, расположенным в стволе скважины. В некоторых вариантах осуществления можно собирать данные, соответствующие целостности этой связи, и данные можно регистрировать на кривой качества, обычно обозначаемой как «кривая качества связывания». Кривую качества связывания можно использовать, например, для анализа свойств уплотнения буферной жидкости в стволе скважины. Соответственно, варианты осуществления могут включать выполнение проверки качества связывания цемента по меньшей мере в части ствола скважины, содержащей уплотнившуюся буферную жидкость. Кривую качества связывания цемента для способной отверждаться буферной жидкости можно получать любым способом, используемым для измерения прочности цемента, без ограничения. В некоторых вариантах осуществления в стволе скважины может работать устройство на кабеле, которое может детектировать связь уплотнившейся буферной жидкости с ветвью трубопровода и/или пластом (или более крупным каналом). Пример пригодного устройства включает акустическое устройство.
[0050] Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры конкретных аспектов некоторых вариантов осуществления. Никоим образом не следует рассматривать следующие примеры для ограничения или определения объема изобретения. В следующих примерах концентрации приведены в массовых процентах от общей композиции.
ПРИМЕР 1
[0051] Образцы буферных жидкостей получали для оценки реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль, бентонит, FWCA и т.д.) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об/мин приблизительно на 35 секунд.
[0052] Образец буферной жидкости № 1 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,62% воды, 34,17% CKD, 4,63% зольной пыли и 0,58% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™).
[0053] Образец буферной жидкости № 2 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,79% воды, 30,42% CKD, 4,13% зольной пыли, 0,17% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™), 3,45% бентонита и 1,04% добавки Econolite™.
[0054] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 100, 200 и 300 с помощью груза 81, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести.
ТАБЛИЦА 1 | ||||||||
Образец жидкости | Темп. (°F) | Вискозиметр, об/мин | PV (сП) | YP (фунт-силы/100 фут2) | ||||
300 | 200 | 100 | 6 | 3 | ||||
1 | 80 (27°C) | 145 | 127 | 90 | 24 | 14 | 113,3 | 27,4 (53,6 Па) |
180 (82°C) | 168 | 143 | 105 | 26 | 15 | 154,5 | 30,3 (59,3 Па) | |
2 | 80 (27°C) | 65 | 53 | 43 | 27 | 22 | 41,1 | 26,9 (52,6 Па) |
180 (82°C) | 70 | 61 | 55 | 22 | 18 | 51,6 | 25,8 (50,5 Па) |
[0055] Время загустевания образца буферной жидкости № 1 также определяли в соответствии с API Recommended Practice 10B при 205°F (96°C). Образец буферной жидкости № 1 обладал временем загустевания более 6:00+ часов.
[0056] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости, которая может не обладать термическим снижением вязкости, где буферная жидкость потенциально даже обладает пределом текучести, который увеличивается с температурой. Например, образец буферной жидкости № 2 обладал более высоким пределом текучести при 180°F (82°C), чем при 80°F (27°C). Кроме того, предел текучести образца буферной жидкости № 1 обладал только слабым снижением при 180°F (82°C) по сравнению с 80°F (27°C). Дополнительно, пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пластическую вязкость, которая увеличивается с температурой.
ПРИМЕР 2
[0057] Дополнительные образцы буферных жидкостей получали для дальнейшей оценки реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об/мин приблизительно на 35 секунд.
[0058] Образец жидкости № 3 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 47,29% воды и 52,71% CKD.
[0059] Образец жидкости № 4 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 46,47% воды, 40,15% CKD и 13,38% зольной пыли.
[0060] Образец жидкости № 5 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 45,62% воды, 27,19% CKD и 27,19% зольной пыли.
[0061] Образец жидкости № 6 представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 44,75% воды, 13,81% CKD и 41,44% зольной пыли.
[0062] Образец жидкости № 7 (сравнительный) представлял собой жидкость 12,5 фунтов на галлон (1498 г/л), содержащую 43,85% воды и 56,15% зольной пыли.
[0063] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 30, 60, 100, 200, 300 и 600 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести.
ТАБЛИЦА 2 | ||||||||||||
Образец буферной жидкости | Соотношение CKD-зольная пыль | Температура (°F) | Вискозиметр, об/мин | PV (сП) | YP (фунт-силы/100 фут2 | |||||||
600 | 300 | 200 | 100 | 60 | 30 | 6 | 3 | |||||
3 | 100:0 | 80 (27°C) | 33 | 23 | 20 | 15 | 13 | 12 | 8 | 6 | 12 | 11 (21,5 Па) |
130 (54°C) | 39 | 31 | 27 | 23 | 22 | 19 | 16 | 11 | 12 | 19 (37,2 Па) | ||
180 (82°C) | 66 | 58 | 51 | 47 | 40 | 38 | 21 | 18 | 16,5 | 41,5 (81,2 Па) | ||
4 | 75:25 | 80 (27°C) | 28 | 22 | 19 | 15 | 14 | 11 | 8 | 6 | 10,5 | 11,5 (22,5 Па) |
130 (54°C) | 39 | 28 | 25 | 21 | 19 | 16 | 14 | 11 | 10,5 | 17,5 (34,2 Па | ||
180 (82°C) | 51 | 39 | 36 | 35 | 31 | 26 | 16 | 11 | 6 | 33 (64,6 Па) | ||
5 | 50:50 | 80 (27°C) | 20 | 11 | 8 | 6 | 5 | 4 | 4 | 3 | 7,5 | 3,5 (6,8 Па) |
130 (54°C) | 21 | 15 | 13 | 10 | 9 | 8 | 6 | 5 | 7,5 | 7,5 (14,7 Па) | ||
180 (82°C) | 25 | 20 | 17 | 14 | 13 | 12 | 7 | 5 | 9 | 11 (21,5 Па) | ||
6 | 25:75 | 80 (27°C) | 16 | 8 | 6 | 3 | 2 | 1 | 0 | 0 | 7,5 | 0,5 (1,0 Па) |
130 (54°C) | 15 | 8 | 6 | 4 | 3 | 2 | 1 | 1 | 6 | 2 (3,9 Па) | ||
180 (82°C) | 15 | 9 | 7 | 5 | 4 | 4 | 2 | 2 | 6 | 3 (5,9 Па) | ||
7 (сравн.) | 0:100 | 80 (27°C) | 16 | 7 | 5 | 3 | 1 | 0 | 0 | 0 | 6 | 1 (2,0 Па) |
130 (54°C) | 11 | 4 | 3 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4,5 | -0,5 (-1,0 Па) | ||
180 (82°C) | 8 | 3 | 2 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 4,5 | -1,5 (-2,9 Па) |
[0064] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости, которая может не обладать термическим снижением вязкости, где буферная жидкость потенциально даже обладает пределом текучести, который увеличивается с температурой. Кроме того, как проиллюстрировано в таблице 2 выше, более высокие пределы текучести наблюдали для буферных жидкостей с более высокими концентрациями CKD.
ПРИМЕР 3
[0065] Образцы буферных жидкостей, содержащих CKD, получали для сравнения реологических свойств буферных жидкостей, содержащих CKD, с буровым раствором на масляной основе. Образцы буферных жидкостей получали следующим образом. Сначала все сухие компоненты (например, CKD, зольную пыль, бентонит и т.д.) взвешивали в стеклянный контейнер, имеющий прозрачную крышку, и встряхивали вручную до смешивания. Затем водопроводную воду взвешивали в корпус гомогенизатора Уоринга. Затем сухие компоненты смешивали с водой, перемешивая при 4000 об/мин. Затем скорость смесителя увеличивали до 12000 об./мин приблизительно на 35 секунд.
[0066] Образец буферной жидкости № 8 представлял собой взвесь 11 фунтов на галлон (1318 г/л), содержащую 60,79% воды, 30,42% CKD, 4,13% зольной пыли, 0,17% добавки для контроля свободной воды (твердой добавки WG-17™), 3,45% бентонита и 1,04% добавки Econolite™.
[0067] Буровой раствор на масляной основе представлял собой глинистый раствор на масляной основе 9,1 фунтов на галлон (1090 г/л).
[0068] Затем определяли реологические значения с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 100, 200 и 300 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Показания шкалы, пластическую вязкость и пределы текучести для буферных жидкостей и охлаждающих жидкостей измеряли в соответствии с API Recommended Practices 10B, Bingham plastic model, и они указаны в таблице ниже. Сокращение «PV» относится к пластической вязкости, в то время как сокращение «YP» относится к пределу текучести. Сокращение «OBM» относится к глинистому раствору на масляной основе.
ТАБЛИЦА 3 | ||||||||
Образец жидкости | Темп. (°F) | Вискозиметр, об/мин | PV (сП) | YP (фунт-силы/100 фут2) | ||||
300 | 200 | 100 | 6 | 3 | ||||
8 | 80 | 59 | 50 | 39 | 22 | 15 | 42 | 21,2 (41,5 Па) |
180 | 82 | 54 | 48 | 16 | 13 | 65,3 | 17 (33,3 Па) | |
OBM | 80 | 83 | 64 | 41 | 11 | 10 | 74,6 | 12,1 (23,7 Па) |
180 | 46 | 35 | 23 | 10 | 10 | 36,7 | 10,5 (20,5 Па) |
[0069] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что добавление CKD к буферной жидкости может обеспечивать пригодные свойства для использования в подземных применениях. В частности, вышеприведенный пример иллюстрирует, среди прочего, что CKD можно использовать для предоставления буферной жидкости с пределом текучести выше, чем у бурового раствора, даже при повышенных температурах. Например, образец буферной жидкости № 8 обладает более высоким пределом текучести при 180°F (82°C), чем глинистый раствор на масляной основе.
ПРИМЕР 4
[0070] Получали вспененную буферную жидкость (образец жидкости 9), содержащую CKD. Сначала получали основу взвеси, обладающую плотностью 10 ppg (1198 г/л) и содержащую CKD, добавку для контроля свободной воды (0,7% по массе CKD), облегчающую добавку (4% по массе CKD) и пресную воду (32,16 галлонов (122 л) на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок CKD). Добавка для контроля свободной воды представляла собой суспендирующее средство SA-1015™. Облегчающая добавка представляла собой добавку ECONOLITE™. Затем добавляли пенообразующее средство (пенообразующее средство/стабилизатор FOAMER™ 760) в количестве 2% bvow и основу взвеси затем смешивали в сосуде для смешивания пены в течение 4 секунд при 12000 об/мин. Полученная вспененная буферная жидкость обладала плотностью 8,4 ppg (1007 г/л). Затем измеряли «отстой» полученной вспененной буферной жидкости с использованием способа тестирования свободной жидкости, как указано в API Recommended Practice 10B, Однако чаще, чем измерение свободной жидкости, количество «отстоя» измеряли после того, как вспененная буферная жидкость оставалась статичной в течение периода 2 часов. Вспененная буферная жидкость исходно находилась при 200°, и ее охлаждали до температуры окружающей среды в течение 2-часового периода. Измеренный отстой для этой вспененной буферной жидкости составлял 5 миллиметров.
ПРИМЕР 5
[0071] Получали другую вспененную буферную жидкость (образец жидкости 10) , содержащую CKD. Сначала получали основу взвеси, обладающую плотностью 10,5 ppg (1258 г/л) и содержащую CKD, добавку для контроля свободной воды (0,6% по массе CKD), облегчающую добавку (4% по массе CKD) и пресную воду (23,7 галлонов (90 л) на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок CKD). Добавка для контроля свободной воды представляла собой суспендирующее средство SA-1015™. Облегчающая добавка представляла собой добавку ECONOIJTE™. Затем добавляли пенообразующее средство (смешанное поверхностно-активное вещество гексиленгликоль/кокобетаин) в количестве 2% bvow и основу взвеси затем смешивали в сосуде для смешивания пены в течение 6 секунд при 12000 об/мин. Полученная вспененные буферная жидкость обладала плотностью 8,304 ppg (995 г/л). Полученная вспененная буферная жидкость обладала отстоем 0 миллиметров, измеренным, как описано выше для примера 4.
ПРИМЕР 6
[0072] Следующие серии тестов проводили для определения прочности при сжатии уплотняющихся буферных жидкостей. Получали двадцать два образца, промаркированные как образцы жидкости 11-32 в таблице ниже, обладающие плотностью 12,5 ppg (1498 г/л) с использованием различных концентраций добавок. Количество этих добавок в каждом образце жидкости указано в таблице ниже, где «% по массе» обозначает количество конкретного компонента по массе добавки 1 + добавки 2. Сокращение «галл./мешок» в таблице ниже обозначает количество галлонов конкретного компонента на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок добавки 1 и добавки 2.
[0073] Использованная CKD поставлена Holcim (US) Inc., из Ada, Oklahoma. Использованный сланец поставлен Texas Industries, inc. из Midlothian, Texas. Использованная пемза представляла собой легкий наполнитель DS-200 или DS-300, доступный от Hess Pumice Products, Inc. Использованная кварцевая мука представляла собой добавку к цементу SSA-1™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная дренажная кварцевая мука представляла собой дренажную кварцевую муку SSA-2™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный метакаолин представлял собой метакаолин MetaMax® от BASF. Использованный аморфный диоксид кремния представлял собой добавку к цементу SILICALITE™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный перлит поставлен Hess Pumice Products, inc. Использованный шлак поставлен LaFarge North America. Портландцемент, перемолотый с пемзой, представлял собой цемент FiiteCem™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton Energy Services, Inc. Использованный микроизмельченный цемент представлял собой MICRO MATRIX®, обладающий средним размером частиц 7,5 микрон, от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная зола из рисовой шелухи поставлена Rice Hull Specialty Products, Stuttgart, Arkansas. Использованный биополимер поставлен CP Kelco, San Diego, California. Использованный барит поставлен Baroid Industrial Drilling Products. Использованный латекс представлял собой добавку к цементу Latex 3000™ от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная резиновая мука представляла собой LIFECEM™ 100 от Halliburton Energy Services, Inc. Использованная наноглина поставлена Nanocor Inc. Использованный замедлитель схватывания представлял собой замедлитель схватывания цемента SCR-100™ от Halliburton Energy Services, Inc. Замедлитель схватывания цемента SCR-100™ представляет собой сополимер акриловой кислоты и 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты.
[0074] После получения обеспечивали выдержку образцов жидкостей в течение нескольких суток в металлических цилиндрах 2” (5,1 см) на 4” (10,2 см), которые помещали в водяную баню при 180°F (82°C) для формирования затвердевших цилиндров. Немедленно после удаления из водяной бани прочность при разрушающем сжатии определяли с использованием механического пресса в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.
ТАБЛИЦА 4 | |||||||||
Образец жидкости | Вода, галл./мешок | Добавка № 1 | Добавка № 2 | Добавка № 3 | Замедлитель схватывания цемента, % по массе | Прочность при сжатии через 7суток, PSI | |||
Тип | % по массе | Тип | % по массе | Тип | % по массе | ||||
11 | 5,72 | CKD | 50 | Сланец | 50 | - | - | 0 | 510 (3519 кПа) |
12 | 4,91 | Пемза DS-200 | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 646 (4457 кПа) |
13 | 5,88 | CKD | 50 | Кварцевая мука | 50 | - | - | 0 | 288 (1987 кПа) |
14 | 6,05 | CKD | 50 | Метакаолин | 50 | - | - | 0 | 104 (718 кПа) |
15 | 5,71 | CKD | 50 | Аморфный диоксид кремния | 50 | - | - | 1 | 251 (1732 кПа) |
16 | 5,13 | CKD | 50 | Перлит | 50 | - | - | 0 | 1031 (7114 кПа) |
17 | 5,4 | CKD | 50 | Известь | 50 | - | - | 0 | 58 (400 кПа) |
18 | 5,49 | CKD | 50 | Пемза DS-200 | 50 | - | - | 0 | 624 (4306 кПа) |
19 | 6,23 | CKD | 50 | Шлак | 50 | - | - | 0 | 587 (4050 кПа) |
20 | 5,88 | CKD | 50 | Дренажная кварцевая мука | 50 | - | - | 0 | 1018 (7024 кПа) |
21 | 6,04 | CKD | 50 | Портландцемент, перемолотый с пемзой | 50 | - | - | 1 | 1655 (11420 кПа) |
22 | 5,63 | CKD | 50 | Зольная пыль | 50 | - | - | 0 | 870 (6003 кПа) |
23 | 5,49 | CKD | 50 | Пемза DS-325 | 50 | - | - | 0 | 680 (4692 кПа) |
24 | 5,03 | Зольная пыль | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 170 (1173 кПа) |
25 | 5,65 | Шлак | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 395 (2726 кПа) |
26 | 6,36 | CKD | 50 | Микроизмельченный цемент | 50 | - | - | 2 | 788 (5437 кПа) |
27 | 6,08 | CKD | 80 | Зола рисовой шелухи | 20 | - | - | 1 | 203 (1401 кПа) |
28 | 5,42 | CKD | 50 | Биополимер | 50 | - | - | 1 | 265 (1829 кПа) |
29 | 7,34 | CKD | 50 | Барит | 50 | - | - | 0 | 21 (145 кПа) |
30 | 4,02 | CKD | 100 | - | - | Латекс | 2 | 1 | 164,6 (1136 кПа) |
31 | 2,71 | CKD | 100 | - | - | Резиновая мука | 10 | 1 | 167,6 (1156 кПа) |
32 | 6,15 | CKD | 100 | - | - | Наноглина | 2 | 0 | 102,5 (707 кПа) |
[0075] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что уплотняющаяся буферная жидкость, содержащая CKD, может быть способной к уплотнению. Например, прочность при сжатии через 7-суток 1000 (6900 кПа) psi или даже выше наблюдали для конкретных образцов взвесей.
ПРИМЕР 7
[0076] Следующие серии тестов проводили для оценки времени загустевания уплотняющихся буферных жидкостей. Для этого примера определяли время загустевания для образцов жидкостей 11-32 из примера 6. Как указано ниже, составы образцов жидкостей 11-32 были такими же, как в примере 6, за исключением того, что концентрацию замедлителя схватывания цемента корректировали для конкретных образцов. Время загустевания, которое представляет собой время, необходимое для композиций для достижения 70 единиц консистенции Бердена, определяли для каждой жидкости при 230°F (110°C) в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.
ТАБЛИЦА 5 | |||||||||
Образец жидкости | Вода, галл./мешок | Добавка № 1 | Добавка № 2 | Добавка № 3 | Замедлитель схватывания цемента, % по массе | Время загустевания час:мин | |||
Тип | % по массе | Тип | % по массе | Тип | % по массе | ||||
11 | 5,72 | CKD | 50 | Сланец | 50 | - | - | 1 | 11:04 |
12 | 4,91 | Пемза DS-200 | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 0:30 |
13 | 5,88 | CKD | 50 | Кварцевая мука | 50 | - | - | 1 | 3:31 |
14 | 6,05 | CKD | 50 | Метакаолин | 50 | - | - | 1 | 3:13 |
15 | 5,71 | CKD | 50 | Аморфный диоксид кремния | 50 | - | - | 1 | 2:15 |
16 | 5,13 | CKD | 50 | Перлит | 50 | - | - | 1 | 7:30 |
17 | 5,4 | CKD | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 2:42 |
18 | 5,49 | CKD | 50 | Пемза DS-200 | 50 | - | - | 1 | 10:00 |
19 | 6,23 | CKD | 50 | Шлак | 50 | - | - | 1 | 8:08 |
20 | 5,88 | CKD | 50 | Дренажная кварцевая мука | 50 | - | - | 1 | 20 час+ |
21 | 6,04 | CKD | 50 | Портландцемент, перемолотый с пемзой | 50 | - | - | 1 | 5:58 |
22 | 5,63 | CKD | 50 | Зольная пыль | 50 | - | - | 1 | 12 час+ |
23 | 5,49 | CKD | 50 | Пемза DS-325 | 50 | - | - | 1 | 7:30 |
24 | 5,03 | Зольная пыль | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 3:32 |
25 | 5,65 | Шлак | 50 | Известь | 50 | - | - | 1 | 4:05 |
26 | 6,36 | CKD | 50 | Микроизмельченный цемент | 50 | - | - | 2 | 1:30 |
27 | 6,08 | CKD | 80 | Зола рисовой шелухи | 20 | - | - | 1 | 30 час+ |
28 | 5,42 | CKD | 50 | Биополимер | 50 | - | - | 1 | 1:35 |
29 | 7,34 | CKD | 50 | Барит | 50 | - | - | 1 | 18 час+ |
30 | 4,02 | CKD | 100 | - | - | Латекс | 2 | 1 | 1:10 |
31 | 2,71 | CKD | 100 | - | - | Резиновая мука | 10 | 1 | 20 час+ |
32 | 6,15 | CKD | 100 | - | - | Наноглина | 2 | 0 | 54:00 |
[0077] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что способная к затвердеванию буферная жидкость может обладать приемлемыми периодами времени загустевания для конкретных применений.
ПРИМЕР 8
[0078] Следующие серии тестов проводили для оценки реологических свойств уплотняющихся буферных жидкостей. Для этого примера определяли реологические свойства образцов жидкостей 11-32. Реологические значения определяли с использованием вискозиметра Fann Model 35. Показания шкалы регистрировали на скоростях 3, 6, 30, 60, 100, 200, 300 и 600 с помощью груза B1, ротора R1 и пружины 1,0. Дополнительный образец использовали для этого конкретного теста. Он представлял собой образец жидкости 33 и содержал барит и 0,5% суспендирующего средства по массе барита. Суспендирующее средство представляло собой SA™-1015, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. Воду включали в количестве, достаточном для обеспечения плотности 12,5 ppg (1498 г/л). Реологические свойства образца 33 измеряли дважды при двух различных температурах и значения для температуры усредняли для представления данных, показанных ниже. Температуру измеряли в градусах Фаренгейта. Результаты этого теста указаны ниже.
ТАБЛИЦА 6 | |||||||||||||||
Образец жидкости | Добавка № 1 | Добавка № 2 | Добавка № 3 | Темп. | Вискозиметр, об/мин | ||||||||||
Тип | % по массе | Тип | % по массе | Тип | % по массе | 300 | 200 | 100 | 60 | 30 | 6 | 3 | 600 | ||
11 | CKD | 50 | Сланец | 50 | - | - | 80 | 29 | 21 | 14 | 11 | 9 | 6 | 5 | 39 |
12 | Пемза DS~200 | 50 | Известь | 50 | - | - | 80 | 24 | 17 | 9 | 6 | 5 | 2 | 1 | 48 |
13 | CKD | 50 | Кварцевая мука | 50 | - | - | 80 | 16 | 12 | 8 | 6 | 5 | 4 | 3 | 24 |
14 | CKD | 50 | Метакаолин | 50 | - | - | 80 | 36 | 28 | 19 | 15 | 12 | 9 | 8 | 64 |
15 | CKD | 50 | Аморфный диоксид кремния | 50 | - | - | 80 | 31 | 24 | 18 | 14 | 12 | 10 | 9 | 49 |
16 | CKD | 50 | Перлит | 50 | - | - | 80 | 40 | 34 | 27 | 23 | 20 | 15 | 9 | 61 |
17 | CKD | 50 | Известь | 50 | - | - | 80 | 46 | 41 | 34 | 30 | 27 | 16 | 11 | 65 |
18 | CKD | 50 | Пемза DS~200 | 50 | - | - | 80 | 23 | 19 | 14 | 11 | 9 | 7 | 6 | 40 |
19 | CKD | 50 | Шлак | 50 | - | - | 80 | 23 | 20 | 14 | 11 | 9 | 6 | 5 | 41 |
20 | CKD | 50 | Дренажная кварцевая мука | 50 | - | - | 80 | 27 | 19 | 12 | 9 | 7 | 4 | 3 | 64 |
21 | CKD | 50 | Портландцемент, перемолотый с пемзой | 50 | - | - | 80 | 15 | 10 | 7 | 5 | 3 | 2 | 1 | 18 |
22 | CKD | 50 | Зольная пыль | 50 | - | - | 80 | 12 | 9 | 6 | 4 | 3 | 2 | 1 | 21 |
23 | CKD | 50 | Пемза DS-325 | 50 | - | - | 80 | 39 | 32 | 24 | 21 | 17 | 12 | 7 | 57 |
24 | Зольная пыль | 50 | Известь | 50 | - | - | 80 | 12 | 9 | 6 | 4 | 3 | 2 | 2 | 24 |
25 | Шлак | 50 | Известь | 50 | - | - | 80 | 15 | 10 | 5 | 3 | 2 | 1 | 1 | 23 |
26 | CKD | 50 | Микроизмельченный цемент | 50 | - | - | 80 | 10 | 7 | 4 | 3 | 2 | 1 | 0 | 14 |
27 | CKD | 80 | Зола из рисовой шелухи | 20 | - | - | 80 | 24 | 15 | 9 | 7 | 5 | 3 | 2 | 41 |
28 | CKD | 50 | Биополимер | 50 | - | - | 80 | 175 | 111 | 53 | 31 | 15 | 4 | 3 | 220 |
29 | CKD | 50 | Барит | 50 | - | - | 80 | 48 | 40 | 30 | 26 | 22 | 15 | 13 | 2 |
30 | CKD | 100 | - | - | Латекс | 2 | 80 | 39 | 28 | 23 | 19 | 17 | 15 | 82 | |
31 | CKD | 100 | - | - | Резиновая мука | 10 | 80 | 65 | 56 | 42 | 40 | 39 | 30 | 22 | 105 |
32 | CKD | 100 | - | - | Наноглина | 2 | 80 | 22 | 18 | 12 | 10 | 8 | 6 | 5 | 37 |
33 | Барит | 100 | - | - | SA™-1015 | 0,5 | 80 | 41 | 36,5 | 30,5 | 28 | 25,5 | 20,5 | 18,5 | NA |
33 | Барит | 100 | - | - | SA™-1015 | 0,5 | 180 | 38 | 35,5 | 32 | 30 | 28 | 23,5 | 22 | NA |
[0079] Соответственно, вышеприведенный пример указывает на то, что уплотняющаяся буферная жидкость может обладать приемлемыми реологическими свойствами для конкретного применения.
ПРИМЕР 9
[0080] Следующие серии тестов проводили для дальнейшей оценки прочности при сжатии уплотняющихся буферных жидкостей. Получали десять образцов, промаркированные образцы жидкостей 34-43 в таблице ниже, обладающие плотностью 13 ppg (1558 г/л) с использованием различных концентраций добавок. Количество этих добавок в каждом образце указано в таблице ниже, где «% по массе» обозначает количество конкретного компонента по массе сухого твердого вещества, которое представляет собой CKD, портландцемент, ускоритель схватывания цемента, зольную пыль и/или известь. Сокращение «галл./мешок» в таблице ниже обозначает количество галлонов конкретного компонента на 94-фунтовый (43-килограммовый) мешок сухого твердого вещества.
[0081] Использованная CKD представляла собой Mountain CKD от Laramie Wyoming, за исключением образца жидкости 43, в котором использовали CKD от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. Портландцемент, использованный в образцах жидкостей 34 и 35, представлял собой портландцемент CEMEX типа 3, от CEMEX USA. Ускоритель схватывания цемента, использованный в образце жидкости 34, представлял собой ускоритель CAL-SEAL™ от Halliburton Energy Services Inc. Ускоритель CAL-SEAL™ представляет собой гипс. Зольная пыль класса F, использованная во взвесях 37-41, происходила из Coal Creek Station. Зольная пыль класса С, использованная во взвеси 36, происходила из LaFarge North America.
[0082] После получения обеспечивали выдержку образцов жидкостей в течение двадцати четырех или сорока восьми часов в металлических цилиндрах 2” (5,1 см) на 4” (10,2 см), которые помещали в водяную баню при 160°F (71°C) для формирования затвердевших цилиндров. Для конкретных образцов отдельные цилиндры выдерживали в течение двадцати четырех часов и сорока восьми часов. Немедленно после удаления из водяной бани прочность при разрушающем сжатии определяли с использованием механического пресса в соответствии с API RP 10B-2. Результаты этого теста указаны ниже.
ТАБЛИЦА 7 | |||||||||
Образец жидкости | Вода, галл./мешок | CKD, % по массе | Портландцемент, % по массе | Ускоритель схватывания цемента, % по массе | Зольная пыль класса F, % по массе | Зольная пыль класса С, % по массе | Известь, % по массе | Прочность при сжатии через 24 час, PSI | Прочность при сжатии через 48 час, PSI |
34 | 8,75 | 85 | 10 | 5 | 0 | 0 | 0 | 73,4 | - |
35 | 8,75 | 90 | 10 | 0 | 0 | 0 | 0 | 99,8 | - |
36 | 8,14 | 70 | 0 | 0 | 0 | 30 | 0 | 210 | - |
37 | 8,25 | 70 | 0 | 0 | 25 | 0 | 5 | 388 | - |
38 | 8,20 | 75 | 0 | 0 | 21 | 0 | 4 | 300 | 784 |
39 | 8,27 | 80 | 0 | 0 | 17,5 | 0 | 2,5 | 224 | 641 |
40 | 9,61 | 70 | 0 | 0 | 25 | 0 | 5 | 219 | 567 |
41 | 11,5 | 70 | 0 | 0 | 25 | 0 | 5 | 165 | 369 |
42 | 5,12 | 100 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 36,2 | - |
43 | 5,12 | 100 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 60,8 | - |
[0083] Соответственно, вышеприведенный пример иллюстрирует, что уплотняющаяся буферная жидкость может обладать приемлемой прочностью при сжатии для конкретных применений.
ПРИМЕР 10
[0084] Следующие серии тестов проводили для оценки развития статического напряжения сдвига геля для уплотняющихся буферных жидкостей. Получали два образца, промаркированные образцы жидкостей 44 и 45, обладающие плотностью 11 и 13,5 ppg (1318 и 1618 г/л), соответственно, с использованием различных концентраций добавок. Концентрации компонентов каждого образца были следующими:
[0085] В случае образца жидкости 44, образец содержал смесь CKD (80% по массе), зольной пыли (16% по массе) и гидратированной извести (4% по массе). Образец содержал также суспендирующее средство в количестве 0,4% по массе смеси. В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 11 ppg (1318 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma, Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton Energy Services, Inc. Суспендирующее средство представляло собой SA™-1015, доступное от Halliburton Energy Services, Inc.
[0086] В случае образца жидкости 45, образец содержал смесь CKD (80% по массе), зольной пыли (16% по массе) и гидратированной извести (4% по массе). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 13,5 ppg (1618 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc, Ada, Oklahoma. Использованная зольная пыль представляла собой добавку к цементу POZMIX® от Halliburton. Energy Services, Inc.
[0087] Статическое напряжение сдвига геля образцов измеряли в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. На фиг.1 и 2 показаны измерения статического напряжения сдвига геля для образцов жидкости 44 и 45, соответственно, в виде функции от времени. Как видно на фигурах, образцы продвигаются через время перехода, определенное как время между 100 SGS и 500 SGS, очень быстро с общим временем перехода 19 минут для образца 34 и 6 минут для образца 35. Эти короткие периоды времени перехода являются более быстрыми, чем для большинства цементных композиций.
ПРИМЕР 11
[0088] Следующие тесты проводили для оценки развития статического напряжения сдвига геля для уплотняющихся буферных жидкостей. Получали два образца, промаркированные образцы жидкостей 46 и 47, обладающие плотностью 13,002 и 10,999 ppg (1558 и 1318 г/л), соответственно, с использованием различных концентраций добавок. Концентрации компонентов каждого образца были следующими:
[0089] В случае образца жидкости 46, образец содержал смесь CKD (100% по массе), POZMIX® (50% по массе CKD), HR®-601 (1% по массе CKD), HR®-25 (PB) (0,6% по массе CKD) и D-Air 5000 (0,5% по массе CKD). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 13,002 ppg (1558 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. Добавка к цементу POZMIX® доступна от Halliburton Energy Services, Inc. HR®-601 представляет собой замедлитель схватывания цемента, доступный от Halliburton Energy Services, Inc. HR®-25 представляет собой замедлитель схватывания цемента, доступный от Halliburton Energy Services, Inc. D-Air 5000 представляет собой пеногаситель, доступный от Halliburton Energy Services, Inc.
[0090] В случае образца жидкости 47, образец содержал смесь CKD (100% по массе), SA-1015 (0,4% по массе CKD) и D-Air 5000 (0,5% по массе CKD). В образец включали достаточно воды для обеспечения плотности 10,999 ppg (1318 г/л). Использованная CKD была от Holcim (US) Inc., Ada, Oklahoma. SA™-1015 представляет собой суспендирующее вещество, доступное от Halliburton Energy Services, Inc. D-Air™ 5000 представляет собой пеногаситель, доступный от Halliburton Energy Services, Inc.
[0091] Статическое напряжение сдвига геля образцов измеряли в соответствии с API Recommended Practice on Determining the Static Gel Strength of Cement Formations, ANSI/API Recommended Practice 10B-6. В таблице 8 показаны измерения статического напряжения сдвига геля для образцов 36 и 37, соответственно.
ТАБЛИЦА 8 | ||||
Образец жидкости | Температура (°F) | Время до достижения 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) (час:мин) | Время до достижения 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) (час:мин) | Различие между 100 фунт-силы/100 фут2 (196 Па) и 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) (час:мин) |
46 | 220 (104°C) | 3:25 | 5:04 | 1:39 |
47 | 220 (104°C) | 3:07 | 3:17 | 00:10 |
Как видно в таблице, образец жидкости 47 продвигается через время перехода, определенное как время между 100 SGS и 500 SGS, очень быстро с общим временем перехода 10 минут. Образец жидкости 46 продвигается намного медленней, занимая более часа на продвижение через время перехода. Короткое время перехода образца жидкости 47 является более быстрым, чем для большинства цементных композиций.
[0092] Следует понимать, что композиции и способы описаны в терминах «включающие», «содержащие» или «включая» различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также «состоять в основном из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Более того, неопределенные артикли «a» или «an», как используют в формуле изобретения, определяют в настоящем документе для обозначения одного или более одного из элементов, которые они вводят.
[0093] Для краткости, только конкретные диапазоны явно описаны в настоящем документе. Однако диапазоны от любого нижнего предела можно комбинировать с любым верхним пределом для описания диапазона, не описанного явно, так же как диапазоны от любого нижнего предела можно комбинировать с любым другим нижним пределом для описания диапазона, не описанного явно, таким же образом, диапазоны от любого верхнего предела можно комбинировать с любым другим верхним пределом для описания диапазона, не описанного явно. Кроме того, в каждом случае, когда описан диапазон числовых значений с помощью нижнего предела и верхнего предела, любое число и любой включенный диапазон, попадающие в диапазон, конкретно описаны. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от приблизительно a до приблизительно b» или, эквивалентно, «от приблизительно a до b», или, эквивалентно, «от приблизительно a-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как описывающий каждое значение и диапазон, охваченный более широким диапазоном значений, даже если они не описаны явно. Таким образом, каждая точка или индивидуальное значение может служить в качестве своего собственного нижнего или верхнего предела, скомбинированного с любой другой точкой или индивидуальным значением, или любым другим нижним или верхним пределом, для описания диапазона, не описанного явно.
[0094] Таким образом, настоящее изобретение является хорошо адаптированным, чтобы достигать упомянутых целей и преимуществ, так же как целей и преимуществ, составляющих его сущность. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и осуществлять на практике другими, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области, с использованием преимуществ объяснения в настоящем документе. Хотя описаны индивидуальные варианты осуществления, изобретение охватывает все комбинации всех этих вариантов осуществления. Более того, не предусмотрено никаких ограничений для особенностей конструкции или дизайна, показанных в настоящем документе, отличных от описанных в формуле изобретения ниже. Также, термины в формуле изобретения имеют их общепринятое, обычное значение, если иным образом явно и ясно не определено патентообладателем. Таким образом, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, описанные выше, можно изменять или модифицировать, и все такие варианты рассматривают в пределах объема и содержания настоящего изобретения. Если существует какое-либо противоречие в применениях слова или термина в этом описании и в одном или нескольких патенте(патентах) или других документах, содержание которых может быть приведено в настоящем документе путем ссылки, следует принимать определения, согласующиеся с этим описанием.
Claims (95)
1. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
разработку буферной жидкости для соответствия по меньшей мере одному свойству в предопределенных условиях ствола скважины, где свойство выбрано из группы, состоящей из: (i) предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па, (ii) статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па), (iii) предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа) и (iv) неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа);
использование буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части буферной жидкости возможности уплотнения в стволе скважины, и где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины для соответствия определенному свойству.
2. Способ по п. 1, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.
3. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
4. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит известковую печную пыль.
5. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе буферной жидкости.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после буферной жидкости, где буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий выполнение проверки качества связывания для части буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины для измерения связывания уплотнившейся буферной жидкости с ветвью трубопровода в стволе скважины.
8. Способ по п. 1, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
9. Способ по п. 1, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из добавки для контроля свободной воды, облегчающей добавки, пенообразующего средства, вспомогательного цементирующего материала, утяжеляющего средства любого пригодного размера, придающего вязкость средства, средства для контроля поглощения воды, материала для изоляции, добавки для контроля фильтрации, диспергирующего средства, пеногасителя, ингибитора коррозии, ингибитора образования отложений, облагораживающего пласты средства, увлажняющего поверхностно-активного вещества и любой их комбинации.
10. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
11. Способ по п. 1, где буферная жидкость содержит по меньшей мере один цементирующий материал, выбранный из группы, состоящей из портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, сверхтонкого цемента, шлака, зольной пыли, золы из рисовой шелухи, пумицита, гипса и любой их комбинации.
12. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением статического напряжения сдвига геля от приблизительно 70 фунт-силы/100 фут2 (137 Па) до приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) и/или предела текучести от приблизительно 25 Па до приблизительно 250 Па.
13. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
14. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
15. Способ по п. 1, где часть буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 8 часов или менее.
16. Способ, по п. 1, где часть буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.
17. Способ по п. 1, где уплотнившаяся часть буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
18. Способ по п. 1, где предопределенные условия в стволе скважины включают температуру и давление.
19. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
20. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
21. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
22. Способ по п. 19, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
23. Способ по п. 22, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением времени перехода, более короткого, чем время перехода цементной композиции.
24. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
25. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.
26. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
27. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
28. Способ по п. 19, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 8 часов.
29. Способ по п. 19, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
30. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
использование уплотняющейся буферной жидкости для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
31. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль,
32. Способ по п. 30, где уплотняющиеся буферная жидкость содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации.
33. Способ по п. 30, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
34. Способ по п. 33, где время перехода части уплотняющейся буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.
35. Способ по п. 30, где время перехода части уплотняющейся буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее.
36. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением предела текучести при сжатии от приблизительно 1 psi (7 кПа) до приблизительно 2000 psi (13790 кПа).
37. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется в стволе скважины с получением неограниченной прочности при одноосном сжатии от приблизительно 5 psi (34 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
38. Способ по п. 30, где часть уплотняющейся буферной жидкости уплотняется с развитием статического напряжения сдвига геля приблизительно 500 фунт-силы/100 фут2 (978 Па) или более за время от приблизительно 10 минут до приблизительно 4 часов.
39. Способ по п. 30, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
40. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины; и
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины;
где уплотняющаяся буферная жидкость содержит воду и по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и
где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
41. Способ по п. 40, где буровой раствор содержит буровой раствор на масляной основе.
42. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль содержит цементную печную пыль.
43. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль содержит известковую печную пыль.
44. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль и печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
45. Способ по п. 40, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит зольную пыль, шлак, пумицит, известь и/или барит.
46. Способ по п. 40, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора.
47. Способ по п. 40, где буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
48. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 45 минут или менее.
49. Способ по п. 40, где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем перехода приблизительно 20 минут или менее.
50. Способ вытеснения бурового раствора, расположенного в затрубном пространстве ствола скважины, включающий:
введение уплотняющейся буферной жидкости в затрубное пространство ствола скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора из затрубного пространства ствола скважины;
обеспечение по меньшей мере для части уплотняющейся буферной жидкости возможности уплотнения в затрубном пространстве ствола скважины; и
измерение свойств уплотнения части уплотняющейся буферной жидкости в затрубном пространстве ствола скважины.
51. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит цементную печную пыль.
52. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит известковую печную пыль.
53. Способ по п. 50, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, и где печная пыль присутствует в уплотняющейся буферной жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
54. Способ по п. 50, дополнительно включающий введение цементной композиции в затрубное пространство ствола скважины после уплотняющейся буферной жидкости, где уплотняющаяся буферная жидкость отделяет цементную композицию от бурового раствора на масляной основе.
55. Способ по п. 50, где уплотняющиеся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
56. Способ по п. 50, где часть уплотнившейся буферной жидкости образует связь между подземным пластом и ветвью трубопровода, расположенной в стволе скважины, или между ветвью трубопровода и более крупным каналом, расположенным в стволе скважины, и где качество связывания измеряют для связи, образованной уплотняющейся буферной жидкостью.
57. Способ по п. 50, где стадия измерения свойств уплотнения включает выполнение проверки качества связывания.
58. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:
предоставление буферной жидкости; и
измерение времени перехода буферной жидкости.
59. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 45 минут или менее в условиях ствола скважины.
60. Способ по п. 58, где время перехода буферной жидкости составляет приблизительно 20 минут или менее при температуре в диапазоне от приблизительно 40°F (4°C) до приблизительно 300°F (149°C) и давлении в диапазоне от приблизительно 2000 psi (13790 кПа) до приблизительно 10000 psi (68950 кПа).
61. Способ по п. 58, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.
62. Способ по п. 58, дополнительно включающий: предоставление цементной композиции, измерение времени перехода цементной композиции и сравнение времени перехода цементной композиции и времени перехода буферной жидкости.
63. Способ по п. 62, где время перехода буферной жидкости является более коротким, чем время перехода цементной композиции.
64. Способ оценки буферной жидкости для применения в разделении бурового раствора и цементной композиции в стволе скважины, включающий:
предоставление буферной жидкости; и
измерение времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.
65. Способ по п. 64, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости составляет приблизительно 4 часа или менее в условиях ствола скважины.
66. Способ по п. 64, дополнительно включающий измерение прочности при сжатии буферной жидкости.
67. Способ по п. 64, дополнительно включающий:
предоставление цементной композиции, измерение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и сравнение времени нулевого гелеобразования цементной композиции и времени нулевого гелеобразования буферной жидкости.
68. Способ по п. 67, где время нулевого гелеобразования буферной жидкости является более длительным, чем время нулевого гелеобразования цементной композиции.
69. Уплотняющаяся буферная жидкость, разделяющая буровой раствор и цементную композицию в стволе скважины, содержащая:
воду; и
по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из печной пыли, гипса, зольной пыли, бентонита, гидроксиэтилцеллюлозы, силиката натрия, полых микросфер, гильсонита, перлита, газа, органического полимера, биополимера, латекса, резиновой муки, поверхностно-активного вещества, кристаллического диоксида кремния, аморфного диоксида кремния, кварцевой муки, высокодисперсного диоксида кремния, наноглины, соли, волокна, гидрофильной глины, золы из рисовой шелухи, сверхтонкого цемента, метакаолина, цеолита, сланца, пумицита, портландцемента, портландцемента, перемолотого с пемзой, барита, шлака, извести и любой их комбинации; и
где часть уплотняющейся буферной жидкости обладает временем нулевого гелеобразования приблизительно 4 часа или менее.
70. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит цементную печную пыль.
71. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль, где печная пыль содержит известковую печную пыль.
72. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость содержит печную пыль в количестве в диапазоне от приблизительно 1% до приблизительно 60% по массе уплотняющейся буферной жидкости.
73. Уплотняющаяся буферная жидкость по п. 69, где уплотняющаяся буферная жидкость является вспененной и обладает плотностью в диапазоне от приблизительно 4 фунтов на галлон (479 г/л) до приблизительно 13 фунтов на галлон (1558 г/л).
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/725,833 US8505630B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-12-21 | Consolidating spacer fluids and methods of use |
US13/725,833 | 2012-12-21 | ||
PCT/US2013/076959 WO2014100604A1 (en) | 2012-12-21 | 2013-12-20 | Consolidating spacer fluids and methods of use |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2015118699A RU2015118699A (ru) | 2017-02-02 |
RU2612763C2 true RU2612763C2 (ru) | 2017-03-13 |
Family
ID=50979252
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015118699A RU2612763C2 (ru) | 2012-12-21 | 2013-12-20 | Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2935506A4 (ru) |
CN (1) | CN104995279A (ru) |
AR (1) | AR094176A1 (ru) |
AU (1) | AU2013361111B2 (ru) |
BR (1) | BR112015011635A2 (ru) |
CA (1) | CA2891718A1 (ru) |
IN (1) | IN2015DN04157A (ru) |
MX (1) | MX2015006334A (ru) |
MY (1) | MY181579A (ru) |
NZ (2) | NZ742608A (ru) |
RU (1) | RU2612763C2 (ru) |
WO (1) | WO2014100604A1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2674348C1 (ru) * | 2017-12-13 | 2018-12-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Буферная жидкость |
RU2770100C1 (ru) * | 2019-02-01 | 2022-04-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Совместимые буферные жидкости из низкокристаллического диоксида кремния |
RU2813585C1 (ru) * | 2023-04-14 | 2024-02-13 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Состав структурированной буферной жидкости |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AU2017405325B2 (en) * | 2017-03-20 | 2021-04-01 | Baker Hughes Holdings, LLC | Viscosity modifiers and methods of use thereof |
RU2681714C2 (ru) * | 2017-07-17 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" | Способ получения эрозионной буферной жидкости |
CN110551489B (zh) * | 2018-06-04 | 2022-06-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种渗透型固化前置液体系及其制备方法 |
CN110484221A (zh) * | 2019-09-16 | 2019-11-22 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 固完井用油基泥浆隔离液及其制备方法 |
CN110643334A (zh) * | 2019-10-08 | 2020-01-03 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种纳米颗粒增强固井隔离液 |
US11242479B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer cement for use in subterranean operations |
US11162015B2 (en) | 2020-02-14 | 2021-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geopolymer formulations for mitigating losses |
US11332654B2 (en) | 2020-02-14 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well bore spacer and efficiency fluids comprising geopolymers |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5443123A (en) * | 1994-03-14 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
US20070056475A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
US7199086B1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
RU2008113766A (ru) * | 2005-09-09 | 2009-10-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы использования способных к схватыванию композиций, включающих цементную печную пыль |
US20090266543A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelation Inhibiting Retarders for Highly Reactive Calcium Silicate Based Binder Compositions and Methods of Making and Using Same |
US20110017452A1 (en) * | 2005-09-09 | 2011-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer Fluids Containing Cement Kiln Dust and Methods of Use |
US20120305248A1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5316083A (en) * | 1992-12-31 | 1994-05-31 | Shell Oil Company | Blast furnace slag spacer |
US5866517A (en) * | 1996-06-19 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and spacer fluid composition for displacing drilling fluid from a wellbore |
US8403045B2 (en) * | 2005-09-09 | 2013-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising unexpanded perlite and methods of cementing in subterranean formations |
EP2190942B1 (en) * | 2007-09-13 | 2017-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using colloidal silica based gels |
CN101857799B (zh) * | 2010-06-28 | 2011-08-10 | 西南石油大学 | 一种可固化堵漏隔离液及其制备方法 |
US9062241B2 (en) * | 2010-09-28 | 2015-06-23 | Clearwater International Llc | Weight materials for use in cement, spacer and drilling fluids |
-
2013
- 2013-12-19 AR ARP130104904A patent/AR094176A1/es active IP Right Grant
- 2013-12-20 BR BR112015011635A patent/BR112015011635A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 EP EP13864420.8A patent/EP2935506A4/en active Pending
- 2013-12-20 CN CN201380067250.0A patent/CN104995279A/zh active Pending
- 2013-12-20 RU RU2015118699A patent/RU2612763C2/ru active
- 2013-12-20 IN IN4157DEN2015 patent/IN2015DN04157A/en unknown
- 2013-12-20 NZ NZ742608A patent/NZ742608A/en not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 MX MX2015006334A patent/MX2015006334A/es unknown
- 2013-12-20 NZ NZ707995A patent/NZ707995A/en not_active IP Right Cessation
- 2013-12-20 MY MYPI2015701601A patent/MY181579A/en unknown
- 2013-12-20 AU AU2013361111A patent/AU2013361111B2/en active Active
- 2013-12-20 CA CA2891718A patent/CA2891718A1/en not_active Abandoned
- 2013-12-20 WO PCT/US2013/076959 patent/WO2014100604A1/en active Application Filing
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5443123A (en) * | 1994-03-14 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Method of particulate consolidation |
US20070056475A1 (en) * | 2005-09-09 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable compositions comprising cement kiln dust and additive(s) |
RU2008113766A (ru) * | 2005-09-09 | 2009-10-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы использования способных к схватыванию композиций, включающих цементную печную пыль |
US20110017452A1 (en) * | 2005-09-09 | 2011-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spacer Fluids Containing Cement Kiln Dust and Methods of Use |
US7199086B1 (en) * | 2005-11-10 | 2007-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Settable spotting compositions comprising cement kiln dust |
US20090266543A1 (en) * | 2008-04-28 | 2009-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelation Inhibiting Retarders for Highly Reactive Calcium Silicate Based Binder Compositions and Methods of Making and Using Same |
WO2012042210A1 (en) * | 2010-09-30 | 2012-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc . | Spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use |
US20120305248A1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition |
WO2012166350A1 (en) * | 2011-06-01 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2674348C1 (ru) * | 2017-12-13 | 2018-12-07 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Буферная жидкость |
RU2770100C1 (ru) * | 2019-02-01 | 2022-04-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Совместимые буферные жидкости из низкокристаллического диоксида кремния |
RU2813585C1 (ru) * | 2023-04-14 | 2024-02-13 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Состав структурированной буферной жидкости |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2014100604A1 (en) | 2014-06-26 |
EP2935506A1 (en) | 2015-10-28 |
NZ742608A (en) | 2019-01-25 |
IN2015DN04157A (ru) | 2015-10-16 |
AU2013361111A1 (en) | 2015-06-04 |
AR094176A1 (es) | 2015-07-15 |
NZ707995A (en) | 2019-01-25 |
MX2015006334A (es) | 2016-01-20 |
CN104995279A (zh) | 2015-10-21 |
MY181579A (en) | 2020-12-29 |
RU2015118699A (ru) | 2017-02-02 |
AU2013361111B2 (en) | 2015-10-08 |
BR112015011635A2 (pt) | 2017-07-11 |
EP2935506A4 (en) | 2016-10-26 |
CA2891718A1 (en) | 2014-06-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9903184B2 (en) | Consolidating spacer fluids and methods of use | |
RU2612763C2 (ru) | Уплотняющиеся буферные жидкости и способы их применения | |
US8555967B2 (en) | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition | |
US7748453B2 (en) | Servicing a wellbore with wellbore fluids comprising perlite | |
US8505629B2 (en) | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use | |
US9809737B2 (en) | Compositions containing kiln dust and/or biowaste ash and methods of use | |
US10106719B2 (en) | Alkyl polyglycoside derivative as biodegradable foaming surfactant for cement | |
RU2597906C1 (ru) | Отверждаемые композиции, содержащие волластонит и пемзу, и способы применения | |
US10544349B2 (en) | Cement with resilient latex polymer | |
AU2019445388A1 (en) | Stable suspension of elastomer particles for use in a cement slurry | |
AU2014256987B2 (en) | Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition | |
AU2014354985B2 (en) | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly | |
EP2867326B1 (en) | Foamed spacer fluids containing cement kiln dust and methods of use | |
US20230126770A1 (en) | Liquid Salt Activator and Methods of Making and Using Same |