RU2638678C2 - Цементные композиции с отсроченным схватыванием, содержащие пемзу, и соответствующие способы - Google Patents
Цементные композиции с отсроченным схватыванием, содержащие пемзу, и соответствующие способы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2638678C2 RU2638678C2 RU2016105343A RU2016105343A RU2638678C2 RU 2638678 C2 RU2638678 C2 RU 2638678C2 RU 2016105343 A RU2016105343 A RU 2016105343A RU 2016105343 A RU2016105343 A RU 2016105343A RU 2638678 C2 RU2638678 C2 RU 2638678C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- setting
- cement composition
- delayed setting
- delayed
- wellbore
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 231
- 239000004568 cement Substances 0.000 title claims abstract description 214
- 239000008262 pumice Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 100
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 29
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 claims abstract description 29
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 29
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 29
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 182
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 65
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 32
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 24
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 12
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims description 4
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 150000003007 phosphonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 3
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 3
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 3
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 3
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 claims description 3
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 2
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 claims description 2
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 claims description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 claims description 2
- SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M zinc formate Chemical compound [Zn+2].[O-]C=O SRWMQSFFRFWREA-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical class O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 13
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 4
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- -1 sulfonated formaldehyde-acetone sulfonate Chemical class 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 2
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical class O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 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
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 2
- 229940042400 direct acting antivirals phosphonic acid derivative Drugs 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 125000005341 metaphosphate group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 1
- 102000011782 Keratins Human genes 0.000 description 1
- 108010076876 Keratins Proteins 0.000 description 1
- 239000005909 Kieselgur Substances 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 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
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K sodium trimetaphosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P1(=O)OP([O-])(=O)OP([O-])(=O)O1 UGTZMIPZNRIWHX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/02—Granular materials, e.g. microballoons
- C04B14/04—Silica-rich materials; Silicates
- C04B14/14—Minerals of vulcanic origin
- C04B14/16—Minerals of vulcanic origin porous, e.g. pumice
-
- 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
- C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
- C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
- C04B28/10—Lime cements or magnesium oxide cements
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/032—Inorganic additives
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B33/12—Packers; Plugs
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины. При этом цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит: пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и воду. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения флюидов и строительства скважины. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл., 2 пр.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[0001] Настоящая заявка представляет собой частичное продолжение заявки на патент США №13/417001 под названием "Set-Delayed Cement Compositions Comprising Pumice and Associated Methods", поданной 9 марта 2012 года, описание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Цементные композиции могут быть использованы в различных подземных операциях. Например, при строительстве подземной скважины колонна труб (например, обсадная колонна, хвостовик, расширяемые трубные элементы и т.д.) могут быть опущены в ствол скважины и зацементированы на месте. Процесс цементирования колонны труб на месте обычно называют «первичным цементированием». В обычном способе первичного цементирования цементная композиция может быть закачана в затрубное пространство между стенками ствола скважины и внешней поверхностью колонны труб, расположенной в нем. Цементная композиция может схватываться в затрубном пространстве, образуя кольцевую оболочку из затвердевшего, по существу непроницаемого цемента (т.е. цементную оболочку), которая может поддерживать и удерживать на месте колонну труб в стволе скважины, и может прикреплять внешнюю поверхность колонны труб к подземному пласту. Помимо прочего, цементная оболочка, окружающая колонну труб, препятствует миграции флюидов в затрубное пространство и защищает колонну труб от коррозии. Цементные композиции также могут быть использованы в способах ремонтного цементирования, например, для герметизации трещин или отверстий в колоннах труб или цементных оболочках, для герметизации высокопроницаемых зон или трещин пласта, для установки цементных пробок и т.п.
[0003] В операциях подземного цементирования используют множество различных цементных композиций. В некоторых случаях используют цементные композиции с отсроченным схватыванием. Цементные композиции с отсроченным схватыванием характеризуются тем, что они остаются в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, в течение продолжительного периода времени (например, от по меньшей мере одного дня до по меньшей мере 2 недель или более). При необходимости применения, цементные композиции с отсроченным схватыванием должны быть способны к активации с последующим развитием требуемой прочности на сжатие. Например, активатор схватывания цемента может быть добавлен в цементную композицию с отсроченным схватыванием, в результате его композиция схватывается в затвердевшую массу. Помимо прочего, цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть пригодна для применения в таких внутрискважинных применениях, в которых, например, необходимо получить цементную композицию заранее. Это может обеспечивать возможность хранения цементной композиции до применения. Кроме того, это может обеспечивать, например, возможность получения цементной композиции в удобном месте с последующей транспортировкой на рабочую площадку. Соответственно, капитальные затраты могут быть снижены благодаря уменьшению потребности в бестарном хранении на площадке и смесительном оборудовании. Это может быть особенно пригодно для шельфовых операций цементирования, где пространство на борту для установки емкостей может быть ограничено.
[0004] Помимо цементирования, составы для обработки приствольной зоны используют также в двух других подземных операциях, а именно при бурении и вытеснении флюидов. Для бурения необходимо применять буровой раствор или так называемый буровой шлам. Буровые растворы могут быть использованы для поддержания гидростатического давления в стволе скважины, предотвращения повреждения пласта, суспендирования выбуренной породы и транспортирования выбуренной породы на поверхность. Буровые растворы могут быть на водной или масляной основе. Типичные буровые растворы на водной основе могут состоять только из воды или из смеси воды и различных типов глины. В буровых растворах на масляной основе в качестве основы обычно используют нефтепродукт.
[0005] При вытеснении флюидов используют одну или более жидкостей для вытеснения другой жидкости из ствола скважины. Как правило, это может быть сделано для предотвращения загрязнения одной жидкости другой жидкостью или загрязнения одной жидкости компонентами породы. Вытесняющая жидкость, известная также как продавочная жидкость, может представлять собой жидкости на водной основе. В большинстве случаев продавочные жидкости могут быть использованы для отделения бурового раствора от цементной композиции во время операции цементирования. Поскольку продавочную жидкость используют для разделения двух других жидкостей, таких как буровой раствор и цементная композиция, то продавочная жидкость должна быть совместима с обоими составами для обработки приствольной зоны.
[0006] Переход с одного состава для обработки приствольной зоны на другой при выполнении подземной операции может быть затратным по времени и ресурсам. Для неоднотипных жидкостей могут быть необходимы отдельные резервуары для хранения, дополнительная рабочая сила и дополнительное оборудование. Помимо увеличенных эксплуатационных расходов, применение неоднотипных жидкостей может создавать дополнительные проблемы на рабочей площадке, такие как более высокая нагрузка на окружающую среду, несовместимость жидкостей и невозможность повторного использования жидкостей и материалов после завершения соответствующей части операции.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0007] Указанные чертежи иллюстрируют некоторые аспекты некоторых вариантов реализации способа согласно настоящему изобретению, и их не следует использовать для ограничения или определения границ объема указанного способа.
[0008] На фиг. 1 изображена система для бурения ствола скважины с применением цементной композиции с отсроченным схватыванием в качестве бурового раствора, в соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения.
[0009] На фиг. 2А изображено наземное оборудование, которое может быть использовано для укладки схватывающейся композиции в ствол скважины в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.
[0010] На фиг. 2В изображена укладка схватывающейся композиции в затрубное пространство ствола скважины в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Варианты реализации настоящего изобретения относятся к операциям подземного цементирования и, более конкретно, в некоторых вариантах реализации к цементным композициям с отсроченным схватыванием и способам применения цементных композиций с отсроченным схватыванием в подземных пластах.
[0012] Варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут в общем случае содержать воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания. Необязательно, цементные композиции с отсроченным схватыванием могут дополнительно содержать диспергатор. Преимущественно, варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут оставаться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, в течение продолжительного периода времени. Например, цементные композиции с отсроченным схватыванием могут оставаться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, в течение по меньшей мере около 1 дня или более. Преимущественно, после активации цементные композиции с отсроченным схватыванием могут развивать требуемую прочность на сжатие. Цементные композиции с отсроченным схватыванием могут быть пригодны для многих операций подземного цементирования, включая применение в подземных пластах, имеющих статические забойные температуры в диапазоне от около 37,7°С (100°F) до около 232,2°С (450°F) или даже выше. В некоторых вариантах реализации изобретения цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в подземных пластах, имеющих относительно низкие статические забойные температуры, например, температуры менее около 93,3°С (200°F).
[0013] Вода, используемая в различных вариантах реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием, может быть из любого источника, при условии, что она не содержит избытка соединений, которые могут неблагоприятно влиять на другие компоненты цементных композиций с отсроченным схватыванием. Например, цементная композиция с отсроченным схватыванием может содержать пресную воду или соленую воду. Соленая вода в общем случае может содержать одну или более солей, растворенных в ней, и может быть насыщенной или ненасыщенной, в зависимости от конкретного применения. Для применения в различных вариантах реализации может быть пригодна морская вода или рассолы. Кроме того, вода может присутствовать в количестве, достаточном для получения поддающейся насосной перекачке суспензии. В некоторых вариантах реализации изобретения вода может присутствовать в цементных композициях с отсроченным схватыванием в количестве в диапазоне от около 33% до около 200% по массе пемзы. В некоторых вариантах реализации изобретения вода может присутствовать в цементных композициях с отсроченным схватыванием в количестве в диапазоне от около 35% до около 70% по массе пемзы. Специалисты в данной области техники при прочтении данного описания могут определить подходящее количество воды для выбранного применения.
[0014] Варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут содержать пемзу. В общем случае, пемза представляет собой вулканическую породу, которая может проявлять цементирующие свойства в том смысле, что она способна схватываться и затвердевать в присутствии гашеной извести и воды. Пемза также может быть, например, размолотой. В общем случае, пемза может иметь любое распределение частиц по размерам, в соответствии с конкретным применением. В некоторых вариантах реализации изобретения пемза может иметь средний размер частиц в диапазоне от около 1 мкм до около 200 мкм. Средний размер частиц соответствует значениям d50, измеренным анализаторами размера частиц, такими как произведенные компанией Malvern Instruments, Вустершир, Великобритания. В конкретных вариантах реализации изобретения пемза может иметь средний размер частиц в диапазоне от около 1 мкм до около 200 мкм, от около 5 мкм до около 100 мкм или от около 10 мкм до около 50 мкм. В одном конкретном варианте реализации изобретения пемза может иметь средний размер частиц менее около 15 мкм. Примером подходящей пемзы может служить легкий заполнитель DS-325 производства компании Hess Pumice Products, Inc., Малад, штат Айдахо, имеющий размер частиц менее около 15 мкм. Следует учитывать, что использование частиц слишком маленьких размеров может создавать проблемы со смешиваемостью, тогда как частицы слишком больших размеров трудно эффективно суспендировать в композициях. Специалисты в данной области техники при прочтении данного описания могут выбрать пемзу с размером частиц, подходящим для выбранного применения.
[0015] Варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут содержать гашеную известь. В данном документе термин "гашеная известь" обозначает гидроксид кальция. Гашеная известь может быть введена в различные варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием, например, для получения гидросмеси с пемзой. Например, гашеная известь может быть включена в массовом отношении пемзы к гашеной извести от около 10:1 до около 1:1 или от 3:1 до около 5:1. Если гашеная известь присутствует, она может быть включена в цементные композиции с отсроченным схватыванием в количестве, например, в диапазоне от около 10% до около 100% по массе пемзы. В некоторых вариантах реализации изобретения гашеная известь может присутствовать в количестве в диапазоне между любыми и/или включая значения около 10%, около 20%, около 40%, около 60%, около 80% или около 100% по массе пемзы. В некоторых вариантах реализации изобретения цементирующие компоненты, присутствующие в цементной композиции с отсроченным схватыванием, могут состоять по существу из пемзы и гашеной извести. Например, цементирующие компоненты могут содержать, главным образом, пемзу и гашеную известь без каких-либо дополнительных компонентов (например, портландцемента, золы-уноса, шлакового цемента), которые гидравлически схватываются в присутствии воды. При помощи данного описания специалисты в данной области техники могут определить подходящее количество используемой гашеной извести для выбранного применения.
[0016] Варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут содержать замедлитель схватывания цемента. Для применения в различных вариантах реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть использованы многочисленные замедлители схватывания цемента. Например, замедлитель схватывания может содержать фосфоновую кислоту, производные фосфоновой кислоты, лигносульфонаты, соли, органические кислоты, карбоксиметилированную гидроксиэтилцеллюлозу, синтетические со- или терполимеры, содержащие сульфонатные и карбоксильные группы, боратные соединения, их производные или их смеси. Примеры подходящих замедлителей схватывания включают, помимо прочих, производные фосфоновой кислоты, поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Хьюстон, штат Техас, под торговой маркой замедлителя схватывания цемента Micro Matrix®. В общем случае, замедлитель схватывания цемента может присутствовать в цементной композиции с отсроченным схватыванием в количестве, достаточном для отсрочки схватывания на требуемое время. В некоторых вариантах реализации изобретения замедлитель схватывания цемента может присутствовать в цементных композициях с отсроченным схватыванием в количестве в диапазоне от около 0,01% до около 10% по массе пемзы. В конкретных вариантах реализации изобретения замедлитель схватывания цемента может присутствовать в количестве в диапазоне между любыми и/или включая значения около 0,01%, около 0,1%, около 1%, около 2%, около 4%, около 6%, около 8% или около 10% по массе пемзы. При помощи данного описания специалисты в данной области техники могут определить подходящее количество используемого замедлителя схватывания цемента для выбранного применения.
[0017] Как описано выше, варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут необязательно содержать диспергатор. Примеры подходящих диспергаторов включают, без ограничения, диспергаторы на основе сульфонированного формальдегида и поликарбоксилированные эфирные диспергаторы. Пример диспергатора на основе сульфонированного формальдегида, который может быть использован, представляет собой сульфонированный конденсат ацетона с формальдегидом, поставляемый компанией Halliburton Energy Services, Хьюстон, штат Техас, как диспергатор CFR™-3. Один из примеров поликарбоксилированного эфирного диспергатора, который может быть использован, представляет собой диспергатор Liquiment® 514L производства компании BASF Corporation, Хьюстон, штат Техас, который содержит 36 масс. % поликарбоксилированного эфира в воде. Хотя в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения могут быть использованы различные диспергаторы, поликарбоксилированные эфирные диспергаторы могут быть особенно подходящими для применения в некоторых вариантах реализации. Не ограничиваясь теорией, полагают, что поликарбоксилированные эфирные диспергаторы могут синергетически взаимодействовать с другими компонентами цементной композиции с отсроченным схватыванием. Например, полагают, что поликарбоксилированные эфирные диспергаторы могут взаимодействовать с некоторыми замедлителями схватывания цемента (например, производными фосфоновой кислоты), что приводит к образованию геля, который суспендирует пемзу и гашеную известь в композиции в течение продолжительного периода времени.
[0018] В некоторых вариантах реализации изобретения диспергатор может быть введен в цементные композиции с отсроченным схватыванием в количестве в диапазоне от около 0,01% до около 5% по массе пемзы. В конкретных вариантах реализации диспергатор может присутствовать в количестве в диапазоне между любыми и/или включая значения около 0,01%, около 0,1%, около 0,5%, около 1%, около 2%, около 3%, около 4% или около 5% по массе пемзы. При помощи данного описания специалисты в данной области техники могут определить подходящее количество используемого диспергатора для выбранного применения.
[0019] Другие добавки, подходящие для использования в операциях подземного цементирования, тоже могут быть введены в варианты реализации изобретения цементных композиций с отсроченным схватыванием. Примеры таких добавок включают, но не ограничиваются ими: утяжелители, легковесные добавки, газообразующие добавки, добавки для улучшения механических свойств, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, добавки для регулирования водопоглощения, пеногасители, пенообразующие агенты, тиксотропные добавки и их комбинации. В различных вариантах реализации одна или более указанных добавок могут быть добавлены в цементную композицию с отсроченным схватыванием после хранения, но до внесения цементной композиции с отсроченным схватыванием в подземный пласт. При помощи данного описания специалисты в данной области техники могут легко определить тип и количество добавки, подходящей для конкретного применения и требуемого результата.
[0020] Специалистам в данной области техники понятно, что варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием в общем случае должны иметь плотность, подходящую для конкретного применения. Например, цементные композиции с отстроченным схватыванием могут иметь плотность в диапазоне от около 0,4793 т/м3 (4 фунтов на галлон ("фунт/гал")) до около 2,397 т/м3 (20 фунт/гал). В некоторых вариантах реализации цементные композиции с отсроченным схватыванием могут иметь плотность в диапазоне от около 0,9586 т/м3 (8 фунт/гал) до около 2,037 т/м3 (17 фунт/гал). Варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть вспененными или невспененными или могут содержать другие средства для снижения плотности, такие как полые микросферы, эластичные гранулы низкой плотности или другие добавки для снижения плотности, известные в данной области техники. В различных вариантах реализации изобретения плотность может быть понижена после хранения композиции, но до ее внесения в подземный пласт. При помощи данного описания специалисты в данной области техники могут определить подходящую плотность для конкретного применения.
[0021] Как упомянуто выше, цементные композиции с отсроченным схватыванием могут иметь отсроченное схватывание в том отношении, что они остаются в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, в течение продолжительного периода времени. Например, цементные композиции с отсроченным схватыванием могут оставаться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, при температуре, например, около 37,7°С (100°F), в течение периода времени от около 1 дня до около 7 дней или более. В некоторых вариантах реализации цементные композиции с отсроченным схватыванием могут сохраняться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, при температуре, например, около 37,7°С (100°F), в течение по меньшей мере около 1 дня, около 7 дней, около 10 дней, около 20 дней, около 30 дней, около 40 дней, около 50 дней, около 60 дней или более. Считают, что жидкость находится в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, если жидкость имеет консистенцию менее 70 единиц консистенции Вердена ("Вс"), измеренную на высокотемпературном консистометре для замеров под давлением при комнатной температуре (например, около 26,6°С (80°F)), в соответствии с процедурой определения времени загустевания цемента, установленной в API RP Practice 10 В-2, Recommended Practice for Testing Well Cements, первое издание, июль, 2005.
[0022] При необходимости применения, варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть активированы (например, смешиванием с активатором схватывания цемента) и могут схватываться в затвердевшую массу. Например, варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть активированы с получением затвердевшей массы в течение периода времени в диапазоне от около 2 часов до около 12 часов. Например, варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут схватываться с образованием затвердевшей массы в течение периода времени в диапазоне между любыми и/или включая значения около 2 часов, около 4 часов, около 6 часов, около 8 часов, около 10 часов или около 12 часов. После активации цементная композиция с отсроченным схватыванием может развивать 24-часовую прочность на сжатие в диапазоне от около 344,738 кПа (50 фунтов/дюйм в кв.) до около 34473,79 кПа (5000 фунтов/дюйм в кв.), в альтернативных вариантах от около 689,476 кПа (100 фунтов/дюйм в кв.) до около 31026,41 кПа (4500 фунтов/дюйм в кв.) или в альтернативных вариантах от около 3447,38 кПа (500 фунтов/дюйм в кв.) до около 27579,03 кПа (4000 фунтов/дюйм в кв.). В некоторых вариантах реализации изобретения цементная композиция с отсроченным схватыванием может развивать прочность на сжатие за 24 часа, составляющую по меньшей мере около 344,738 кПа (50 фунтов/дюйм в кв.), по меньшей мере около 689,476 кПа (100 фунтов/дюйм в кв.), по меньшей мере около 3447,38 кПа (500 фунтов/дюйм в кв.) или более. Прочность на сжатие может быть определена в соответствии с API RP 10 В-2, Recommended Practice for Testing Well Cements, первое издание, июль, 2005, с использованием ультразвукового анализатора цемента UCA при 60°С (140°F), установленного на 20684,27 кПа (3000 фунтов/дюйм в кв.).
[0023] Варианты реализации изобретения могут включать добавление активатора схватывания цемента к цементным композициям с отсроченным схватыванием. Примеры подходящих активаторов схватывания цемента включают, но не ограничиваются ими, хлорид кальция, триэтаноламин, силикат натрия, формиат цинка, ацетат кальция, гидроксид натрия, одновалентные соли, нанодиоксид кремния (т.е. диоксид кремния, имеющий размер частиц менее или около 100 нм), полифосфат и их комбинации. В различных вариантах реализации изобретения для активации может быть использована комбинация полифосфата и одновалентной соли. Используемая одновалентная соль может представлять собой любую соль, которая диссоциирует с образованием одновалентного катиона, такая как соли натрия и калия. Конкретные примеры подходящих одновалентных солей включают сульфат калия, хлорид кальция и сульфат натрия. В комбинации с одновалентными солями для активации цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть использованы различные полифосфаты, включая, например, полимерные метафосфатные соли, фосфатные соли и их комбинации. Конкретные примеры полимерных метафосфатных солей, которые могут быть использованы, включают гексаметафосфат натрия, триметафосфат натрия, тетраметафосфат натрия, пентаметафосфат натрия, гептаметафосфат натрия, октаметафосфат натрия и их комбинации. Конкретный пример подходящего активатора схватывания цемента содержит комбинацию сульфата натрия и гексаметафосфата натрия. В конкретных вариантах реализации может быть представлен активатор схватывания цемента, который добавлен в цементную композицию с отсроченным схватыванием в виде жидкой добавки, например жидкой добавки, содержащей одновалентную соль, полифосфат и необязательно диспергатор.
[0024] Активатор схватывания цемента должен быть добавлен в различные варианты реализации цементной композиции с отсроченным схватыванием в количестве, достаточном для активации схватывания композиции с отсроченным схватыванием в затвердевшую массу. В некоторых вариантах реализации изобретения активатор схватывания цемента может быть добавлен в цементную композицию в количестве в диапазоне от около 1% до около 20% по массе пемзы. В конкретных вариантах реализации активатор схватывания цемента может присутствовать в количестве в диапазоне между любыми и/или включая значения около 1%, около 5%, около 10%, около 15% или около 20% по массе пемзы. При помощи данного описания рядовой специалист может определить подходящее количество используемого активатора схватывания цемента для выбранного применения.
[0025] Рядовым специалистам должно быть понятно, что варианты реализации изобретения цементных композиций с отсроченным схватыванием могут быть использованы во множестве подземных операций, включая бурение, вытеснение флюидов и первичное и ремонтное цементирование. Во всех указанных типах операций в качестве "состава для обработки приствольной зоны" может быть использована цементная композиция с отсроченным схватыванием. В контексте настоящего документе термин "обработка" или состав для "обработки приствольной зоны" относится к любой подземной операции, в которой используют жидкость, выполняющую требуемую функцию и/или предназначенную для определенной цели. Термин "обработка" не обозначает какую-либо конкретную функцию жидкости.
[0026] В некоторых вариантах реализации изобретения может быть обеспечена цементная композиция с отсроченным схватыванием, которая содержит воду, пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и необязательно диспергатор. Цементная композиция с отсроченным схватыванием может храниться, например, в цистерне или другом подходящем резервуаре. Цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть оставлена на хранении в течение требуемого периода времени. Например, цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть оставлена на хранении в течение периода времени около 1 дня или более. Например, цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть оставлена на хранении в течение периода времени около 1 дня, около 2 дней, около 5 дней, около 7 дней, около 10 дней, около 20 дней, около 30 дней, около 40 дней, около 50 дней, около 60 дней или более. В некоторых вариантах реализации изобретения цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть оставлена на хранении в течение периода времени в диапазоне от около 1 дня до около 7 дней или более. Затем цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть активирована, например, добавлением активатора схватывания цемента, введена в подземный пласт и оставлена для схватывания.
[0027] Один из вариантов реализации изобретения обеспечивает систему для бурения и цементирования в подземном пласте. Указанная система может содержать буровой раствор для применения при бурении ствола скважины в подземном пласте, где указанный буровой раствор содержит: воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания. Система может дополнительно содержать цементную композицию с отсроченным схватыванием для применения при цементировании ствола скважины, где указанная цементная композиция содержит: воду; пемзу; гашеную известь; и замедлитель схватывания. Система может дополнительно содержать продавочную жидкость для применения при разделении бурового раствора и цементной композиции с отсроченным схватыванием в стволе скважины, где указанная продавочная жидкость содержит: воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания.
[0028] В вариантах реализации бурового раствора может быть использован буровой раствор, который содержит цементную композицию с отсроченным схватыванием. Например, варианты реализации бурового раствора включают составы описанных цементных композиций с отсроченным схватыванием, описанные выше. В различных вариантах реализации изобретения буровой раствор может полностью состоять из цементной композиции с отсроченным схватыванием. В различных вариантах реализации описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована для бурения подземного пласта, например, посредством циркуляции цементной композиции с отсроченным схватыванием при бурении ствола скважины посредством приведения бурового долота в контакт с подземным пластом. Один из вариантов реализации изобретения может обеспечивать способ бурения ствола скважины в подземном пласте, включающий: циркуляцию бурового раствора, содержащего цементную композицию с отсроченным схватыванием, в стволе скважины во время бурения ствола скважины, где указанная цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит: пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и воду. В одном из вариантов реализации изобретения для бурения ствола скважины в подземном пласте используют цементную композицию с отсроченным схватыванием, после чего в ствол скважины устанавливают колонну труб. В дополнительных вариантах реализации изобретения всю или часть цементной композиции с отсроченным схватыванием оставляют для схватывания за пределами колонны труб.
[0029] Иллюстративные буровые растворы, содержащие цементную композицию с отсроченным схватыванием, описанную в настоящем документе, могут прямо или косвенно воздействовать на один или более компонентов или частей оборудования, связанного с получением, доставкой, возвратом, утилизацией, повторным использованием и/или удалением описанных цементных композиций с отсроченным схватыванием. Например, со ссылкой на фиг. 1, описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может прямо или косвенно воздействовать на один или более компонентов или частей оборудования, связанного с иллюстративной буровой компоновкой 100 для бурения ствола скважины, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Стоит отметить, что хотя на фиг. 1 в общем случае показан наземный узел, специалистам в данной области техники понятно, что принципы, описанные в настоящем документе, равным образом применимы к операциям подводного бурения, в которых могут быть использованы плавучие или морские платформы и буровые установки, не отходя от границ объема настоящего описания.
[0030] Как показано, буровая компоновка 100 может содержать буровую платформу 102, на которой установлена буровая вышка 104, имеющая подвижной блок 106 для подъема и опускания бурильной колонны 108. Бурильная колонна 108 может содержать, но не ограничиваясь ими, бурильную трубу и гибкие трубы, что в общем случае известно специалистам в данной области техники. Ведущая труба 110 поддерживает бурильную колонну 108 при ее опускании через роторный стол 112. Буровое долото 114 прикреплено к дальнему концу бурильной колонны 108, и его приводят в движение забойным двигателем и/или посредством вращения бурильной колонны 108 с поверхности скважины. Вращение долота 114 создает ствол 116, который проходит через различные подземные пласты 118.
[0031] Насос 120 (например, буровой насос) обеспечивает циркуляцию бурового раствора 112, содержащего цементную композицию с отсроченным схватыванием, по питающей трубе 124 и к ведущей трубе 110, которая перемещает буровой раствор 122 в забой по внутренней части бурильной колонны 108 и через одно или более отверстий в буровом долоте 114. Затем буровой раствор 122 прокачивают вверх по стволу скважины в сторону поверхности через затрубное пространство 126 между бурильной колонной 108 и стенками ствола скважины 116. На поверхности рециркулированный или отработанный буровой раствор 122 выходит через затрубное пространство 126 и может быть транспортирован на одну или более установок 128 подготовки бурового раствора по соединительной поточной линии 130. После пропускания через установку(-и) 128 подготовки бурового раствора "очищенный" буровой раствор 122 направляют в ближайший сточный пруд 132 (т.е. шламовый амбар). Несмотря на то, что установка(-и) 128 подготовки бурового раствора показаны как расположенные на выходе из ствола скважины 116 через затрубное пространство 126, специалистам в данной области техники понятно, что они могут быть расположены в любом другом положении буровой компоновки 100 для облегчения ее надлежащего функционирования, без отклонения от границ объема настоящего описания.
[0032] В различных вариантах реализации изобретения буровой раствор 122, содержащий цементную композицию с отсроченным схватыванием, может быть добавлен в смесительный бункер 134, соединенный или иным образом сообщающийся по текучей среде со сточным прудом 132. Смесительный бункер 134 может содержать, но не ограничиваясь ими, смесители и сопутствующее смесительное оборудование, известное специалистам в данной области техники. Однако в альтернативных вариантах реализации буровой раствор 122, содержащий цементную композицию с отсроченным схватыванием, может не быть добавлен в смесительный бункер. Например, по меньшей мере в одном варианте реализации может быть более одного сточного пруда 132, например, несколько сточных прудов 132, расположенных последовательно. Кроме того, сточный пруд 132 может представлять собой одно или более хранилищ жидкости и/или установок, где может происходить хранение, восстановление и/или регулирование характеристик цементной композиции с отсроченным схватыванием до ее использования в качестве бурового раствора 122.
[0033] Как упомянуто выше, описанные буровые растворы, содержащие цементную композицию с отсроченным схватыванием, могут прямо или косвенно воздействовать на компоненты и оборудование буровой компоновки 100. Например, описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может прямо или косвенно воздействовать на установку(-и) 128 подготовки бурового раствора, которая может содержать, но не ограничиваясь ими, одно или более сит (например, вибросит), центрифуг, гидроциклонов, сепараторов (включая магнитные и электрические сепараторы), илоотделителей, пескоотделителей, сепараторов, фильтров (например, фильтров из диатомовой земли), теплообменников, любого оборудования для улучшения бурового раствора. Установка(-и) 128 подготовки бурового раствора может дополнительно содержать один или более датчиков, измерительных приборов, насосов, компрессоров и т.п., используемых для хранения, мониторинга, регулирования и/или восстановления свойств иллюстративной цементной композиции с отсроченным схватыванием.
[0034] Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может прямо или косвенно воздействовать на насос 120, который репрезентативно включает любые патрубки, трубопроводы, грузовики, системы труб и/или трубы, используемые для композиционного перемещения цементных композиций с отсроченным схватыванием в забой, любые насосы, компрессоры или двигатели (например, на верхних строениях или в скважине), используемые для приведения в движение цементных композиций с отсроченным схватыванием, любые клапаны или аналогичные соединения, используемые для регулирования давления или скорости потока цементных композиций с отсроченным схватыванием, и любые датчики (т.е. давления, температуры, скорости потока и т.д.), измерительные приборы и/или их комбинации и т.п. Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием также может прямо или косвенно воздействовать на смесительный бункер 134 и сточный пруд 132, а также их различных варианты.
[0035] Описанные буровые растворы, содержащие цементную композицию с отсроченным схватыванием, также могут прямо или косвенно воздействовать на различное внутрискважинное оборудование и инструменты, которые могут быть приведены в контакт с цементной композицией с отсроченным схватыванием, такие как, но не ограничиваясь ими, бурильная колонна 108, устройства поплавкового типа, утяжеленные бурильные трубы, гидравлические забойные двигатели, внутрискважинные двигатели и/или насосы, связанные с бурильной колонной 108, и любые приборы измерений во время бурения / каротажа во время бурения (ИВБ/КВБ) и сопутствующее телеметрическое оборудование, датчики или распределенные датчики, связанные с бурильной колонной 108. Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием также может прямо или косвенно воздействовать на любые внутрискважинные теплообменники, клапаны и соответствующие приводные устройства, прокладки приборов, пакеры и другие скважинные изолирующие устройства или компоненты и т.п., связанные со стволом скважины 116. Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием также может прямо или косвенно воздействовать на буровое долото 114, которое может содержать, но не ограничиваясь ими, шарошечное коническое долото, долото с поликристаллическими алмазными вставками, армированное природными алмазами долото, любые разбуриватели, буровые расширители, кольцевое буровое долото и т.д.
[0036] Хотя это не в явном виде не показано в настоящем документе, описанные буровые растворы, содержащие цементные композиции с отсроченным схватыванием, также могут прямо или косвенно воздействовать на любое транспортное или доставочное оборудование, используемое для транспортировки цементных композиций с отсроченным схватыванием к буровой компоновке 100, такое как, например, любые транспортировочные емкости, патрубки, трубопроводы, грузовики, системы труб и/или трубы, используемые для композиционного перемещения цементной композиции с отсроченным схватыванием с одного места на другое, любые насосы, компрессоры или двигатели, используемые для приведения в движение цементной композиции с отсроченным схватыванием, любые клапаны или аналогичные соединения, используемые для регулирования давления или скорости потока цементной композиции с отсроченным схватыванием, и любые датчики (т.е. давления и температуры), измерительные приборы и/или их комбинации и т.п.
[0037] В вариантах реализации вытесняющих жидкостей цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в качестве вытесняющей или продавочной жидкости. Варианты реализации продавочной жидкости содержат составы описанных цементных композиций с отсроченным схватыванием, рассмотренные выше. В различных вариантах реализации изобретения вытесняющая или продавочная жидкость может полностью состоять из цементной композиции с отсроченным схватыванием. В различных вариантах реализации описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована для вытеснения бурового раствора или другого состава для обработки приствольной зоны, например, посредством циркуляции композиции с отсроченным схватыванием обратно на поверхность через затрубное пространство между бурильной колонной и стенками ствола скважины. В качестве продавочной жидкости она циркулирует вверх по стволу скважины в сторону поверхности и вытесняет ранее внесенные флюиды, оставшиеся в стволе скважины. В одном из вариантов реализации изобретения предложен способ вытеснения флюида в стволе скважины, включающий: введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит: пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и воду. В одном из вариантов реализации изобретения цементную композицию с отсроченным схватыванием используют для вытеснения состава для обработки приствольной зоны в подземном пласте. В указанном варианте реализации цементную композицию с отсроченным схватыванием оставляют схватываться за пределами колонны.
[0038] В дополнительных вариантах реализации вытесняющей жидкости плотность цементной композиции с отсроченным схватыванием может быть отрегулирована, например, добавлением воды и/или загустителя. Вода и загустители могут быть добавлены в любом количестве для достижения подходящей плотности для реологической иерархии для данного применения. Пример подходящего загустителя представляет собой суспендирующий агент SA-1015™ производства компании Halliburton Energy Services, Хьюстон, штат Техас. Кроме того, могут быть добавлены также легковесные агенты и утяжелители для регулирования плотности, при необходимости, для поддержания реологической иерархии. Специалисты в данной области техники при прочтении данного описания могут определить подходящую плотность и способ регулирования плотности, необходимые для выбранного применения.
[0039] Варианты реализации вытесняющей жидкости также могут быть вспененными с помощью пенообразующей добавки и/или газа, например, для обеспечения цементной композиции с отсроченным схватыванием с пониженной плотностью. Газ, используемый для вспенивания композиции, может представлять собой любой подходящий для вспенивания газ, включая, но не ограничиваясь ими: воздух, азот и их комбинации. В общем случае, газ должен быть в количестве, достаточном для образования требуемой пены. Пенообразующие добавки могут быть включены в различные варианты реализации, например, для облегчения пенообразования и/или стабилизации пены, полученной с их помощью. Примеры подходящих пенообразующих добавок включают, но не ограничиваются ими: смеси аммониевой соли простого алкилэфирсульфата, поверхностно-активного кокоамидопропилбетаина, поверхностно-активного кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; смеси поверхностно-активной аммониевой соли простого алкилэфирсульфата, поверхностно-активного кокоамидопропилгидроксисультаина, поверхностно-активного кокоамидопропилдиметиламиноксида, хлорида натрия и воды; гидролизованный кератин; смеси поверхностно-активного простого эфирсульфата этоксилированного спирта, поверхностно-активного алкил- или алкенамидопропилбетамина; водные растворы поверхностно-активного альфа-олефинсульфоната и поверхностно-активного бетаина; и их комбинации. Пример подходящий пенообразующей добавки представляет собой агент ZONESEALANT™ 2000 производства компании Halliburton Energy Services, Хьюстон, штат Техас.
[0040] Специалистам в данной области техники понятно, что варианты реализации цементных композиций с отсроченным схватыванием согласно настоящему изобретению могут быть использованы в многочисленных операциях цементирования, включая первичное и ремонтное цементирование. В некоторых вариантах реализации изобретения может быть обеспечена цементная композиция с отсроченным схватыванием, которая содержит воду, пемзу, гашеную известь, замедлитель схватывания и необязательно диспергатор. Цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть введена в подземный пласт и оставлена для схватывания. В контексте настоящего документа введение цементной композиции с отсроченным схватыванием в подземный пласт включает введение в любую часть подземного пласта, включая, без ограничения, в ствол, пробуренный в подземном пласте, в призабойную зону, окружающую ствол скважины, или в оба варианта. Варианты реализации изобретения могут дополнительно включать активацию цементной композиции с отсроченным схватыванием. Активация цементной композиции с отсроченным схватыванием может включать, например, добавление активатора схватывания цемента в цементную композицию с отсроченным схватыванием.
[0041] Варианты реализации первичного цементирования, например, варианты реализации цементной композиции с отсроченным схватыванием, могут быть введены в пространство между стенкой ствола скважины и трубой (например, колонной труб, хвостовиком), расположенной в стволе скважины, проходящем через подземный пласт. Цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть оставлена для схватывания с образованием кольцевой оболочки из затвердевшего цемента в пространстве между стенками ствола скважины и трубой. Помимо прочего, цементная композиция с отсроченным схватыванием может образовывать барьер, препятствующий перемещению флюидов в стволе скважины. Цементная композиция с отсроченным схватыванием может, например, поддерживать трубу в стволе скважины.
[0042] В вариантах реализации ремонтного цементирования цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована, например, в операциях исправительного цементирования или для установки цементных пробок. Например, композиция с отсроченным схватыванием может быть введена в ствол скважины для закупоривания отверстия, такого как пустота или трещина, в пласте, в гравийной набивке, в трубе, в цементной оболочке и/или в кольцевом микрозазоре между цементной оболочкой и трубой.
[0043] Далее описана иллюстративная технология введения цементной композиции с отсроченным схватыванием в подземный пласт со ссылкой на фиг. 2А и 2В. На фиг. 2А изображено наземное оборудование 200, которое может быть использовано для укладки цементной композиции с отсроченным схватыванием в соответствии с некоторыми вариантами реализации изобретения. Стоит отметить, что хотя на фиг. 2А в общем случае показана наземная операция, специалистам в данной области техники понятно, что принципы, описанные в настоящем документе, равным образом применимы к подводным операциям, в которых могут быть использованы плавучие или морские платформы и буровые установки, не отходя от границ объема настоящего описания. Как показано на фиг. 2А, наземное оборудование 200 может содержать цементировочную установку 202, которая может содержать один или более цементовозов. Цементировочная установка 202 может содержать смесительное оборудование 204 и насосное оборудование 206, как понятно специалистам в данной области техники. Цементировочная установка 202 может закачивать цементную композицию 204 с отсроченным схватыванием через питающую трубу 206 и в цементировочную головку 208, которая подает цементную композицию 2014 с отсроченным схватыванием в скважину.
[0044] Обращаясь к фиг. 2В, цементная композиция 214 с отсроченным схватыванием может быть введена в подземный пласт 220 в соответствии с иллюстративными вариантами реализации изобретения. Как показано, ствол 222 скважины может быть пробурен в подземном пласте 220. Хотя ствол 222 скважины показан как направленный в основном вертикально в подземный пласт 220, принципы, описанные в настоящем документе, применимы также к стволам скважин, направленным через подземный пласт 220 под углом, таким как горизонтальные и наклонные стволы скважин. Как показано, ствол 222 скважины содержит стенки 224. В иллюстрированном варианте реализации изобретения в ствол 222 скважины вставлена кондукторная колонна 226. Кондукторная колонна 226 может быть зацементирована со стенками 224 ствола 222 скважины посредством цементной оболочки 228. В иллюстрированном варианте реализации изобретения в стволе 222 скважины также может быть расположена одна или более дополнительных труб (например, промежуточная колонна, эксплуатационная колонна, хвостовик и т.д.), показанных в настоящем документе как колонна 230. Как показано, затрубное пространство 232 ствола скважины образован между колонной 230 и стенками 224 ствола 222 скважины и/или кондукторной колонной 226. Один или более центраторов 234 может быть присоединен к колонне 230, например, для центрирования колонны 230 в стволе 222 скважины до и во время операции цементирования.
[0045] Продолжая ссылаться на фиг. 2В, цементная композиция 214 с отсроченным схватыванием может быть закачана во внутреннюю часть колонны 230. Может быть обеспечено течение цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием вниз по внутренней части колонны 230 через колонный башмак 242 в нижней части колонны 230 и вверх вокруг колонны 230 в затрубное пространство 232 ствола скважины. Цементная композиция 214 с отсроченным схватыванием может быть оставлена для схватывания в затрубном пространстве 232 ствола скважины, например, с образованием цементной оболочки, которая поддерживает и удерживает на месте колонну 230 в стволе 222 скважины. Хотя это не показано, для введения цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием могут быть использованы также другие технологии. Например, может быть использована технология обратной циркуляции, которая включает введение цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием в подземный пласт 220 через затрубное пространство 232 ствола скважины, а не через колонну 230.
[0046] После введения цементная композиция 214 с отсроченным схватыванием может вытеснять другие флюиды 236, такие как буровые растворы и/или продавочные жидкости, которые могут присутствовать во внутренней части колонны 230 и/или в затрубном пространстве 232 ствола скважины. По меньшей мере часть вытесненных флюидов 236 может выходить из затрубного пространства 232 ствола скважины через сточный трубопровод 238 и может быть помещена, например, в один или более сточных резервуаров 240 (например, резервуар для бурового раствора), как показано на фиг. 2А. Снова обращаясь к фиг. 2В, нижняя пробка 244 может быть введена в ствол 222 скважины перед цементной композицией 214 с отсроченным схватыванием, например, для разделения цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием от флюидов 236, которые могут находиться внутри колонны 230 перед цементированием. После того как нижняя пробка 244 достигнет муфты 246 для подвешивания колонны, должна разорваться мембрана или другое подходящее устройство, чтобы цементная композиция 214 с отсроченным схватыванием прошла через нижнюю пробку 244. На фиг. 2В нижняя пробка 244 показана на муфте 246 для подвешивания колонны. В иллюстрированном варианте реализации изобретения верхняя пробка 248 может быть введена в ствол 222 скважины после цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием. Верхняя пробка 248 может разделять цементную композицию 214 с отсроченным схватыванием от вытесняющей жидкости 250, а также продавливать цементную композицию 214 с отсроченным схватыванием через нижнюю пробку 244. В некоторых вариантах реализации изобретения вытесняющая жидкость 250 может содержать цементную композицию с отсроченным схватыванием. В дополнительных вариантах реализации вытесняющая жидкость 250, содержащая цементную композицию с отсроченным схватыванием, может содержать цементную композицию с отсроченным схватыванием, отдельную от цементной композиции 214 с отсроченным схватыванием.
[0047] В различных вариантах реализации изобретения цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована для различных подземных операций. В различных вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована для одной или более подземных операций на конкретной рабочей площадке. Как описано выше, цементная композиция с отсроченным схватыванием может служить в качестве состава для обработки приствольной зоны для различных указанных подземных операций. В различных вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в качестве бурового раствора и также может быть использована как продавочная жидкость. В других вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в качестве продавочной жидкости и в качестве цементировочной композиции. В других вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в качестве бурового раствора и в качестве цементировочной композиции. В других вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть использована в качестве бурового раствора, продавочной жидкости и цементировочной композиции. В различных вариантах реализации цементная композиция с отсроченным схватыванием может быть повторно использована или рециркулирована в стволе скважины для выполнения той же или другой операции. Например, по меньшей мере часть цементной композиции с отсроченным схватыванием, используемой в качестве бурового раствора, может быть удалена и впоследствии снова введена в подземный пласт в качестве вытесняющей жидкости и/или цементировочной композиции. В качестве другого примера, по меньшей мере часть цементной композиции с отсроченным схватыванием, используемой в качестве вытесняющей жидкости, может быть удалена и впоследствии снова введена в подземный пласт в качестве цементировочной композиции. Возможность повторного использования цементной композиции с отсроченным схватыванием в качестве любого состава для обработки приствольной зоны обеспечивает возможность вторичного использования составов для обработки приствольной зоны. Кроме того, указанный процесс обеспечивает уменьшение количества оборудования и рабочей силы, необходимых между операциями для перемещения, обработки и хранения жидкостей. Наконец, благодаря тому, что составы для обработки приствольной зоны могут быть одинаковыми для каждой операции, устранены проблемы несовместимости между составами для обработки приствольной зоны.
[0048] Иллюстративная цементная композиция с отсроченным схватыванием, описанная в настоящем документе, может прямо или косвенно воздействовать на один или более компонентов или частей оборудования, связанного с получением, доставкой, возвратом, утилизацией, повторным использованием и/или удалением описанной цементной композиции с отсроченным схватыванием. Например, описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием может прямо или косвенно воздействовать на один или более смесителей, связанное с ними смесительное оборудование, резервуары для бурового раствора, складские мощности или блоки, сепараторы композиций, теплообменники, датчики, измерительные приборы, насосы, компрессоры и т.п.оборудование, используемое для получения, хранения, мониторинга, регулирования и/или восстановления прежних свойств иллюстративной цементной композиции с отсроченным схватыванием. Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием также может прямо или косвенно воздействовать на любое транспортное или доставочное оборудование, используемое для перевозки цементной композиции с отсроченным схватыванием к буровой площадке или ее подачи в скважину, такое как, например, любые транспортировочные емкости, патрубки, трубопроводы, грузовики, системы труб и/или трубы, используемые для композиционного перемещения цементной композиции с отсроченным схватыванием с одного места на другое, любые насосы, компрессоры или двигатели (например, на верхних строениях или в скважине), используемые для приведения в движение цементной композиции с отсроченным схватыванием, любые клапаны или аналогичные соединения, используемые для регулирования давления или скорости потока цементной композиции с отсроченным схватыванием, и любые датчики (т.е., давления и температуры), измерительные приборы и/или их комбинации и т.п. Описанная цементная композиция с отсроченным схватыванием также может прямо или косвенно воздействовать на различное внутрискважинное оборудование и инструменты, которые могут быть приведены в контакт с цементной композицией с отсроченным схватыванием, такие как, но не ограничиваясь ими, обсадная колонна ствола скважины, хвостовик ствола скважины, колонна заканчивания, вставные колонны, бурильная колонна, гибкие трубы, тросовый канат, кабельная проволока, бурильная труба, утяжеленные бурильные трубы, гидравлические забойные двигатели, внутрискважинные двигатели и/или насосы, цементировочные насосы, наземные двигатели и/или насосы, центраторы, турболизаторы, скребки, устройства поплавкового типа (например, башмаки, муфты, клапаны и т.д.), каротажные приборы и сопутствующее телеметрическое оборудование, приводные механизмы (например, электромеханические устройства, гидромеханические устройства и т.д.), скользящие муфты, эксплуатационные муфты, заглушки, сети, фильтры, регуляторы потока (например, регуляторы притока, автономные регуляторы притока, регуляторы расхода и т.д.), соединители (например, электрогидравлическое мокрое соединение, сухое соединение, индуктивный соединитель и т.д.), линии управления (например, электрические, оптоволоконные, гидравлические и т.д.), линии для технического надзора, буровые головки и наддолотные расширители, датчики или распределенные датчики, внутрискважинные теплообменники, клапаны и соответствующие приводные устройства, прокладки приборов, пакеры, цементные пробки, мостовые пробки и другие скважинные изолирующие устройства или компоненты и т.п.
[0049] Для облегчения понимания настоящих вариантов реализации изобретения приведены следующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации изобретения. Эти примеры ни в коем случае не следует воспринимать как ограничивающие или определяющие полный объем вариантов реализации изобретения.
ПРИМЕР 1
[0050] Получили образцы цементных композиций с отсроченным схватыванием, которые различались по температуре и наличию активатора. Все остальные переменные были постоянными. Образцы содержали 2000 г пемзы (легкий заполнитель DS-325), 400 г гашеной извести, 12,0 г диспергатора Liquiment® 514L, 25 г замедлителя схватывания цемента Micro Matrix® и 1300 г воды. Температуру поддерживали постоянной при 93,3°С (200°F), 60°С (140°F) или 37,7°С (100°F). В один образец в каждой температурной группе добавляли активатор схватывания цементной композиции с отсроченным схватыванием. Количество добавленного активатора составило 5% от общей массы пемзы и гашеной извести. В качестве активатора для образцов при 93,3°С (200°F) и 60°С (140°F) использовали хлорид кальция. Для образца при 37,7°С (100°F) в качестве активатора использовали гидроксид натрия. Знак +, следующий за значением времени начала схватывания, означает, что эксперимент остановили в указанное время, и суспензия не достигла условий для начала схватывания. Время начала схватывания определяли, поместив образец в ультразвуковой анализатор цемента производства компании Farm Instruments Company, Хьюстон, штат Техас, поддерживая при указанной температуре и давлении 20684,27 кПа (3000 фунтов/дюйм в кв.). Время начала схватывания определяли в соответствии с API RP Practice 10 В-2, Recommended Practice for Testing Well Cements, записывая время до достижения прочности образца на сжатие 344,738 кПа (50 фунтов/дюйм в кв.). Результаты испытаний представлены ниже в таблице 1.
[0051] Таким образом, пример 1 показывает, что цементная композиция с отсроченным схватыванием имеет достаточное замедление схватывания и находится в стабильном состоянии, пригодном для перекачивания насосом, для применения в качестве состава для обработки приствольной зоны, пригодного для перекачивания насосом. Полученные данные демонстрируют также, что цементная композиция с отсроченным схватыванием остается также способной к быстрому схватыванию при использовании подходящего активатора.
ПРИМЕР 2
[0052] Получили образцы цементных композиций с отсроченным схватыванием. Образцы содержали 2000 г пемзы (легкий заполнитель DS-325), 4000 г гашеной извести, 12 г диспергатора Liquiment® 514L, 25 г замедлителя схватывания цемента Micro Matrix® и 1300 г воды. Температура была постоянной комнатной температурой. Использовали адаптер для определения предела текучести Fann со стандартным вискозиметром Fann модели 35. Измерения проводили при скорости вращения 600, 300, 200, 100, 60 и 30 об/мин. Суспензии выдерживали в течение 8, 14 и 26 дней. Измерения вязкости проводили в момент получения суспензий. Результаты измерений представлены в таблице 2 с обозначением 0 в колонке возраста суспензии. Все результаты измерений выражены в сантипуазах. Результаты испытаний представлены ниже в таблице 2.
[0053] Таким образом, пример 2 показывает, что цементная композиция с отсроченным схватыванием демонстрирует более низкую вязкость, чем в момент получения, однако изменение вязкости с течением времени является небольшим, что демонстрирует сравнение данных на 8 день и 26 день.
[0054] Следует понимать, что композиции и способы описаны в настоящем документе в контексте "содержания", "вмещения" или "включения" различных компонентов или стадий, и композиции и способы могут также "состоять по существу из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Кроме того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, означают один или несколько элементов.
[0055] Для краткости, в данном документе раскрыты полностью только определенные диапазоны. Тем не менее, диапазоны от любого нижнего предела могут быть скомбинированы с любым верхним пределом, чтобы описать диапазон, не описанный полностью, так же как диапазоны от любого нижнего предела могут быть скомбинированы с любым другим нижним пределом, чтобы описать диапазон, не описанный полностью, таким же образом, диапазоны от любого верхнего предела могут быть скомбинированы с любым другим верхним пределом, чтобы описать диапазон, не описанный полностью. Кроме того, во всех случаях, когда описан числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно описано любое число и любой включенный диапазон, попадающие в указанный диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в виде "от около а до около b" или, эквивалентно, "от около а до b" или, эквивалентно, "от около а-b"), описанный в настоящем документе, следует понимать как описывающий каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений, даже если они не описаны полностью. Таким образом, каждая точка или отдельное значение могут выступать в качестве своего собственного нижнего или верхнего предела, скомбинированные с любой другой точкой или отдельным значением или с любым другим нижним или верхним пределом, чтобы описать диапазон, не описанный полностью.
[0056] Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения описанных и свойственных результатов и преимуществ. Конкретные варианты реализации изобретения, раскрытые выше, являются лишь иллюстрацией, и могут быть модифицированы и осуществлены другими, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области, у которых есть возможность ознакомиться с настоящим описанием. Хотя рассмотрены только отдельные варианты реализации изобретения, настоящее описание охватывает все комбинации всех вариантов реализации изобретения. Кроме того, описанные в настоящем описании подробности конструкции или проекта не содержат ограничений за исключением описанных далее в формуле изобретения. Также, термины в формуле изобретения использованы в их простом, обычном значении, если обратное явным образом не указано заявителем. Таким образом, следует понимать, что частные иллюстративные варианты реализации, описанные выше, могут быть изменены или модифицированы, при этом все такие изменения находятся в пределах объема и сущности указанных вариантов реализации изобретения. При наличии противоречий в использовании слова или термина в настоящем описании и одном или более патенте(-ах) или других документах, которые могут быть включены в настоящее описание посредством ссылки, следует принимать определения, соответствующие настоящему описанию.
Claims (32)
1. Способ вытеснения флюида в стволе скважины, включающий:
введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит:
пемзу,
гашеную известь,
замедлитель схватывания и
воду.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть продавочной жидкости выделяют и используют в качестве цементировочной композиции.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере часть продавочной жидкости оставляют в стволе скважины для схватывания.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит по меньшей мере один замедлитель, выбранный из группы, состоящей из фосфоновой кислоты, производного фосфоновой кислоты, лигносульфоната, соли, органической кислоты, карбоксиметилированной гидроксиэтилцеллюлозы, синтетического со- или терполимера, содержащего сульфонатные и карбоксильные группы, боратного соединения и любой их смеси.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит диспергатор, выбранный из группы, состоящей из диспергатора на основе сульфонированного формальдегида, поликарбоксилированного эфирного диспергатора и любой их комбинации.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, и при этом цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит поликарбоксилированный эфирный диспергатор.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий хранение цементной композиции с отсроченным схватыванием в течение периода времени, составляющего по меньшей мере около 7 дней, до стадии введения продавочной жидкости.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементная композиция с отсроченным схватыванием дополнительно содержит активатор схватывания цемента, и при этом активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор схватывания цемента, выбранный из группы, состоящей из хлорида кальция, триэтаноламина, силиката натрия, формиата цинка, ацетата кальция, гидроксида натрия, сульфата натрия, нанодиоксида кремния, гексаметафосфата натрия и любых их комбинаций.
9. Способ строительства скважины, включающий последовательное введение:
бурового раствора для применения при бурении ствола скважины в подземном пласте, где указанный буровой раствор содержит:
воду;
пемзу;
гашеную известь; и
замедлитель схватывания;
цементной композиции с отсроченным схватыванием для применения при цементировании ствола скважины, где указанная цементная композиция с отсроченным схватыванием содержит:
воду;
пемзу;
гашеную известь; и
замедлитель схватывания; и
продавочной жидкости для применения при разделении бурового раствора и цементной композиции с отсроченным схватыванием в стволе скважины, где указанная продавочная жидкость содержит:
воду;
пемзу;
гашеную известь; и
замедлитель схватывания.
10. Способ по п. 9, в котором дополнительно используют насосное оборудование для доставки по меньшей мере одного из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости в ствол скважины и дополнительно используют активатор для активации по меньшей мере одного из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости.
11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что по меньшей мере один из бурового раствора, цементной композиции с отсроченным схватыванием или продавочной жидкости может сохраняться в жидком состоянии, пригодном для перекачивания насосом, при температуре около 37,7°С (100°F) в течение по меньшей мере 7 дней.
12. Способ по п. 9, где указанная продавочная жидкость имеет одну или более характеристик, указанных в любом из пп. 4-6 или 8.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/019,730 US9255454B2 (en) | 2012-03-09 | 2013-09-06 | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
| US14/019,730 | 2013-09-06 | ||
| PCT/US2014/054380 WO2015035227A1 (en) | 2013-09-06 | 2014-09-05 | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016105343A RU2016105343A (ru) | 2017-10-11 |
| RU2638678C2 true RU2638678C2 (ru) | 2017-12-15 |
Family
ID=52628978
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016105343A RU2638678C2 (ru) | 2013-09-06 | 2014-09-05 | Цементные композиции с отсроченным схватыванием, содержащие пемзу, и соответствующие способы |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2014317957B2 (ru) |
| CA (1) | CA2921422C (ru) |
| GB (1) | GB2532383B (ru) |
| MX (1) | MX2016002693A (ru) |
| MY (1) | MY181528A (ru) |
| NO (1) | NO347577B1 (ru) |
| RU (1) | RU2638678C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015035227A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111827909B (zh) * | 2020-08-04 | 2021-06-01 | 中国石油大学(华东) | 一种海域天然气水合物开路循环钻井中井筒压力的主动控制方法及控制装置 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU300587A1 (ru) * | Устройство для спуска и цементирования хвостовиков | |||
| RU2235859C2 (ru) * | 2002-11-10 | 2004-09-10 | Бекметов Александр Матякубович | Способ цементирования скважин |
| US20060249054A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US20060249289A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US20120145393A1 (en) * | 2005-09-09 | 2012-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions Comprising Cement Kiln Dust Having An Altered Particle Size |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8307899B2 (en) * | 2005-09-09 | 2012-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of plugging and abandoning a well using compositions comprising cement kiln dust and pumicite |
| US7743828B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of cementing in subterranean formations using cement kiln cement kiln dust in compositions having reduced Portland cement content |
| US7789150B2 (en) * | 2005-09-09 | 2010-09-07 | Halliburton Energy Services Inc. | Latex compositions comprising pozzolan and/or cement kiln dust and methods of use |
-
2014
- 2014-09-05 AU AU2014317957A patent/AU2014317957B2/en active Active
- 2014-09-05 CA CA2921422A patent/CA2921422C/en active Active
- 2014-09-05 MX MX2016002693A patent/MX2016002693A/es unknown
- 2014-09-05 GB GB1602525.6A patent/GB2532383B/en active Active
- 2014-09-05 MY MYPI2016700476A patent/MY181528A/en unknown
- 2014-09-05 NO NO20160243A patent/NO347577B1/en unknown
- 2014-09-05 WO PCT/US2014/054380 patent/WO2015035227A1/en active Application Filing
- 2014-09-05 RU RU2016105343A patent/RU2638678C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU300587A1 (ru) * | Устройство для спуска и цементирования хвостовиков | |||
| RU2235859C2 (ru) * | 2002-11-10 | 2004-09-10 | Бекметов Александр Матякубович | Способ цементирования скважин |
| US20060249054A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US20060249289A1 (en) * | 2005-05-05 | 2006-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Set-delayed cement compositions comprising hydrated lime and silica and methods of cementing in subterranean formations |
| US20120145393A1 (en) * | 2005-09-09 | 2012-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions Comprising Cement Kiln Dust Having An Altered Particle Size |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO347577B1 (en) | 2024-01-22 |
| CA2921422A1 (en) | 2015-03-12 |
| GB201602525D0 (en) | 2016-03-30 |
| RU2016105343A (ru) | 2017-10-11 |
| AU2014317957A1 (en) | 2016-03-03 |
| NO20160243A1 (en) | 2016-02-12 |
| WO2015035227A1 (en) | 2015-03-12 |
| MX2016002693A (es) | 2016-10-04 |
| AU2014317957B2 (en) | 2016-07-28 |
| MY181528A (en) | 2020-12-25 |
| CA2921422C (en) | 2018-03-27 |
| GB2532383A (en) | 2016-05-18 |
| GB2532383B (en) | 2020-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9255454B2 (en) | Set-delayed cement compositions comprising pumice and associated methods | |
| US9856169B2 (en) | Lost circulation compositions comprising pumice and associated methods | |
| US9903177B2 (en) | Settable compositions and methods of use | |
| US9328281B2 (en) | Foaming of set-delayed cement compositions comprising pumice and hydrated lime | |
| US9869155B2 (en) | Yielding of hydrated lime in set-delayed and other settable compositions | |
| US10829678B2 (en) | Treatment fluids comprising calcium aluminate cement and methods of use | |
| US9006155B2 (en) | Placing a fluid comprising kiln dust in a wellbore through a bottom hole assembly | |
| JP6266788B2 (ja) | 軽石を含む逸泥処置流体および関連する方法 | |
| RU2638678C2 (ru) | Цементные композиции с отсроченным схватыванием, содержащие пемзу, и соответствующие способы | |
| RU2657276C1 (ru) | Введение в ствол скважины флюида, содержащего печную пыль, через компоновку низа бурильной колонны | |
| CA2979991A1 (en) | Synthetic hectorite in glass bead suspensions | |
| RU2655669C2 (ru) | Вспенивание цементных композиций замедленного схватывания, содержащих пемзу и гашеную известь | |
| RU2634129C2 (ru) | Уменьшение влияния примесей в цементных композициях с замедленным схватыванием, содержащих пемзу и гашеную известь |