МОДИФИКАТОРЫ ВЯЗКОСТИ И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ Российский патент 2020 года по МПК C09K8/467 E21B33/13 C04B28/02 C04B14/10 C04B14/22 C04B22/08 C04B22/16 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[1] Данное изобретение относится к композициям для обработки скважины, содержащим модификаторы вязкости, и способам использования таких композиций в скважинных операциях.

[2] Композиции для обработки скважины используют в различных целях, например, для бурения, цементирования и вытеснения жидкостей. Буферная жидкость представляет собой жидкость, используемую для физического отделения одной специальной жидкости от другой во время операции бурения. Цементная буферная жидкость отделяет буровой раствор от цемента во время цементирования в стволе скважины. Цементный раствор может быть использован для цементирования ствола скважины или для образования цементной пробки в требуемом месте скважины.

[3] Профиль вязкости часто является критически важным свойством, дифференцирующим эффективность различных композиций для обработки при достижении различных функций. Например, композиции для обработки часто закачивают в скважину. Соответственно, желательно, чтобы композиции для обработки обладали такой вязкостью, при которой их можно удобно приготовить на поверхности и при которой их будет возможно закачивать во время обработки. Между тем, композиции для обработки часто переносят твердые вещества в забой скважины или выносят твердые вещества на поверхность. Следовательно, композиции для обработки также должны обладать достаточной вязкостью, чтобы никоим образом не допустить осаждения твердых веществ. В прошлом модификаторы вязкости использовали для регулирования вязкости цементных растворов и буферных жидкостей. В связи с широким применением модификаторов вязкости в скважинных операциях в данной области техники существует потребность в альтернативных экономически эффективных материалах. Еще одно преимущество заключалось бы в том, что альтернативные модификаторы вязкости придавали бы дополнительные преимущества композициям для обработки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[4] Способ цементирования ствола скважины включает в себя закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора.

[5] Способ вытеснения первой жидкости из ствола скважины включает в себя закачку первой жидкости в ствол скважины; и вытеснение первой жидкости буферной жидкостью, содержащей водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, полифосфат или фосфонат, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺ или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[6] Следующие описания никоим образом не должны рассматриваться как ограничивающие. Со ссылкой на прилагаемые графические материалы одинаковые элементы нумеруются одинаковым образом:

[7] на фиг. 1 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры основы бурового раствора, содержащей 11,3 кг (25 фунтов) лапонита, но не кальцинированный оксид магния, жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния, и жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния;

[8] на фиг. 2 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры жидкости, содержащей 2,3 кг (5 фунтов) лапонита, а не кальцинированный оксид магния, и жидкостей, содержащих 4,5 кг (10 фунтов), 2,3 кг (5 фунтов) и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния, а не лапонит; и

[9] на фиг. 3 проиллюстрирован график, показывающий вязкость с течением времени при увеличении температуры жидкостей, содержащих 5.7 кг (12,5 фунта) лапонита и 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния кальция, либо с баритом, либо без него, и жидкости, содержащей 5.7 кг (12,5 фунта) лапонита, но не кальцинированный оксид магния или барит.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[10] Было обнаружено, что описанные в данном документе модификаторы вязкости придают желательные свойства различным композициям для обработки скважины, таким как цементные растворы или буферные жидкости. Желательные свойства включают в себя сокращение времени перехода из одного состояния в другое, которое помогает цементу быстрее приобрести прочность геля при его переходе от жидкого цементного раствора к схватившемуся цементу. Модификаторы вязкости также обеспечивают повышенную и стабильную вязкость при температурах свыше 300°F, что позволяет цементным растворам и буферным жидкостям суспендировать твердые вещества в стволах скважин, имеющих высокую температуру в стволе скважины. Кроме того, модификаторы вязкости эффективны для регулирования температуры начала повышения вязкости и степени повышения вязкости, что позволяет получать буферные жидкости, обладающие низкой вязкостью при температурах поверхностного смешивания, и в то же время достигать повышенной вязкости при более высоких температурах в стволе скважины, где твердые частицы имеют тенденцию осаждаться из буферных жидкостей.

[11] Используемый в данном документе модификатор вязкости содержит наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, которая содержит кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевый полифосфат, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺ или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

[12] Наноглина представляет собой набухающую в воде минеральную глину, разделенную на слои, т.е. расслоенную. Таким образом, предпочтительные наноглины нерастворимы в воде, но гидратируются и набухают, давая прозрачные и бесцветные коллоидные дисперсии. Предпочтительные минеральные глины набухают и могут быть равномерно диспергированы в водном растворе (воде или смешанном растворителе из воды и органического растворителя) и могут разделяться на отдельные слои или близкий к этому уровень в водной среде. Например, можно использовать набухающий в воде смектит или набухающую в воде слюду, конкретные примеры которой включают набухающий в воде гекторит, набухающий в воде монтмориллонит, набухающий в воде сапонит и набухающую в воде синтетическую слюду, содержащую натрий в качестве иона промежуточного слоя. Эти минеральные глины также можно использовать в виде комбинации, включающей по меньшей мере одно из вышеуказанного. В конкретном варианте реализации изобретения наноглина представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния-лития, такой как лапонит.

[13] Двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением является твердым веществом. Используемый в данном документе термин «замедленное высвобождение» означает, что двухвалентная неорганическая соль изначально присутствует в виде твердого вещества и имеет низкую скорость растворения в воде при комнатной температуре. Только при повышенных температурах или после смешивания с водой в течение продолжительного периода времени двухвалентная неорганическая соль медленно высвобождает двухвалентный катион металла в растворе.

[14] Предпочтительно твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением представляет собой кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид магния, кальциево-магниевое полифосфатное стекло или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Используемые в данном документе термины «кальцинированный оксид магния» и «кальцинированный оксид кальция» относятся к оксиду магния и оксиду кальция, которые подвергаются термической обработке либо при температуре около 1000°C - 1500°C, либо при температуре от 1500°C до 2000°C, прежде чем они будут включены в буферную жидкость или цементный раствор. Не желая быть связанными какой-либо теорией, полагают, что кальцинированный оксид магния и/или кальцинированный оксид кальция, обработанный при температуре 1500°С (относится к сильно обожженным) или при температуре 2000°С (относится к обожженным до полного спекания), увеличивает нерастворимость этих продуктов при воздействии воды.

[15] Кальциево-магниевое полифосфатное стекло, описанное в данном документе, также получают огнеупорным способом, подвергая оксиды кальция и магния воздействию высоких температур (900°C – 1200°C) в присутствии ортофосфорной кислоты. Этот процесс допускает чрезвычайно низкие скорости растворения этих продуктов в воде. Данный продукт доступен как PSI-2 от Baker Hughes Incorporated.

[16] Модификатор вязкости может быть включен в буферную жидкость или цементный раствор. В варианте реализации изобретения буферная жидкость содержит водный носитель, наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

[17] В буферной жидкости наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 20% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 10% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.

[18] В буферной жидкости твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 4% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 2,5% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.

[19] Водный носитель может представлять собой пресную воду, солевой раствор (включая морскую воду), водную кислоту (например, минеральную кислоту или органическую кислоту), водную основу или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Следует понимать, что в жидкости-носителе могут использоваться другие полярные жидкости, такие как спирты и гликоли, отдельно от воды или вместе с водой.

[20] Солевой раствор может представлять собой, например, морскую воду, добытую воду, жидкость для заканчивания скважин или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Свойства солевого раствора могут зависеть от назначения и компонентов солевого раствора. Морская вода, например, может содержать многочисленные составляющие, включая сульфат, бром и следовые металлы, помимо обычных галоидсодержащих солей. Добытая вода может представлять собой воду, извлеченную из пластового резервуара (например, углеводородного резервуара) или полученную из подземного резервуара-источника пресной воды или солоноватой воды. Добытая вода может также упоминаться как пластовый солевой раствор и содержать компоненты, включающие барий, стронций и тяжелые металлы. В дополнение к встречающимся в природе солевым растворам (например, морской воде и добываемой воде) жидкость для заканчивания скважин может быть синтезирована из пресной воды путем добавления различных солей, например, KCl, NaCl, ZnCl₂, MgCl₂ или CaCl₂, чтобы увеличить плотность солевого раствора, например, до плотности, составляющей около 4,8 кг (10,6 фунта) на галлон (3,8 л) солевого раствора CaCl₂. Жидкости для заканчивания скважин обычно создают гидростатическое давление, оптимизированное для компенсации забойных пластовых давлений. Описанные выше солевые растворы могут быть модифицированы введением одной или более дополнительных солей. Дополнительные соли, включенные в солевой раствор, могут представлять собой NaCl, KCl, NaBr, MgCl₂, CaCl₂, CaBr₂, ZnBr₂, NH₄Cl, формиат натрия, формиат цезия и комбинации, содержащие по меньшей мере одно из вышеуказанного. Соль может присутствовать в солевом растворе в количестве от около 0,5% масс. до около 50 массовых процентов (% масс.), конкретно, от около 1% масс. до около 40% масс. и, более конкретно, от около 1% масс. до около 25% масс., в расчете на массу жидкости.

[21] Водный носитель буферной жидкости может быть вспенен жидким углеводородом или газом, или сжиженным газом, таким как азот или воздух. Жидкость может быть дополнительно вспенена введением негазообразного вспенивающего агента. Негазообразный вспенивающий агент может быть амфотерным, катионным или анионным. Подходящие амфотерные вспенивающие агенты включают алкилбетаины, алкилсултаины и алкилкарбоксилаты. Подходящие анионные вспенивающие агенты могут включать алкилэфирсульфаты, этоксилированные эфирсульфаты, сложные эфиры фосфорной кислоты, алкилэфирфосфаты, этоксилированные сложные эфиры спирта и фосфорной кислоты, алкилсульфаты и альфа-олефин сульфонаты. Подходящие катионные вспенивающие агенты могут включать алкил четвертичные аммониевые соли, алкил бензил четвертичные аммониевые соли и алкил амидо амин четвертичные аммониевые соли. Пеносостав используется, главным образом, в пластах с низким давлением или в водовосприимчивых пластах. Можно использовать смесь вспенивающих и стабилизирующих пену диспергаторов. Как правило, смесь может быть включена в буферную жидкость в количестве от около 1% до около 5% по объему воды в буферной жидкости.

[22] Буферная жидкость может дополнительно содержать другие известные компоненты для использования в буферных жидкостях, например, загуститель, сшиватель загустителя, агент для регулирования pH, поверхностно-активное вещество, утяжелитель, смазочный материал, понизитель водоотдачи, стабилизатор глины, биоцид, кислоту, ингибитор коррозии, понизитель трения, поглотитель кислорода, регулятор мелких частиц продуктивной толщи, пенообразователь, стабилизатор геля или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Эти дополнительные компоненты выбирают так, чтобы избежать придания буферной жидкости нежелательных характеристик и предотвратить повреждение оборудования, находящегося в контакте с буферной жидкостью, а также избежать повреждения ствола скважины или подземного пласта.

[23] Различные свойства буферных жидкостей можно изменять и можно приспосабливать в соответствии с параметрами управления скважиной и совместимости конкретного бурового раствора, цементного раствора или другого выделенного флюида. Например, вязкость буферной жидкости можно изменять в широком диапазоне, например, динамическая вязкость (AV) может варьироваться в диапазоне от около 0,9 сантипуаз до около 200 сантипуаз (сП).

[24] Плотность буферной жидкости может варьироваться в широком диапазоне. В варианте реализации изобретения буферная жидкость тяжелее (имеет большую плотность), чем предшествующий флюид (например, буровой раствор плотностью 12 фунт/галлон (1,44 кг/л), затем буферная жидкость плотностью 14 фунт/галлон (1,68 кг/л) и затем цемент плотностью 16 фунт/галлон (1,92 кг/л)).

[25] Буферная жидкость может быть предварительно смешана или закачана без перемешивания, например, закачана «на лету», когда компоненты объединяются при закачке буферной жидкости в скважину. Порядок добавления может варьироваться, и время закачки каждого из компонентов одинаково или различно.

[26] Буферную жидкость можно использовать для вытеснения другого флюида в стволе скважины. Соответственно, способ вытеснения первого флюида из ствола скважины включает закачку первого флюида в ствол скважины и вытеснение первого флюида буферной жидкостью. Буферные жидкости можно использовать также в качестве буфера между двумя флюидами в ходе подземных операций. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения буферную жидкость закачивают в ствол скважины между первым флюидом и вторым флюидом. Первый флюид вытесняется буферной жидкостью, и затем буферная жидкость вытесняется вторым флюидом. Помимо прочего, буферные жидкости совместимы с флюидом, который они вытесняют, и со вторым флюидом, вытесняющим буферную жидкость, в том отношении, что отсутствуют нежелательные взаимодействия между буферной жидкостью и первым или вторым флюидом. В общем случае, первый флюид может быть любым флюидом, который буферная жидкость должна вытеснять, таким как буровые растворы. Второй флюид может быть любым флюидом, предназначенным для введения в ствол скважины, таким как цементные растворы и т.п.

[27] Вязкость обычных буферных жидкостей очень трудно поддерживать при температурах от 300°F до 400°F, и еще труднее разработать буферную жидкость с низкой поверхностной вязкостью, которая все же имеет достаточную вязкость при высоких температурах, чтобы обеспечить стабильность раствора. Использование буферных жидкостей, раскрытых в данном документе, обеспечивает ряд преимуществ. Раскрытые в данном документе буферные жидкости обладают низкой вязкостью при температурах поверхностного смешивания, но повышенную вязкость при более высоких температурах в стволе скважины, когда твердые частицы имеют тенденцию осаждаться из буферной жидкости. Раскрытые в данном документе буферные жидкости стабильны при высоких температурах в стволе скважины, например, выше 300°F. Буферные жидкости совместимы как с буровым раствором, так и с цементными растворами, в сочетании с которыми их используют. Кроме того, буферные жидкости могут более эффективно удалять буровые растворы и загрязняющие частицы из стволов скважин, например частицы бурового раствора, буровые шламы и частицы пластовой породы, обвалившейся в пробуренный ствол скважины из слабых пластов, например частицы сланца, частицы микрозернистого известняка, частицы песчаника, карбонатные частицы и тому подобное. Буферные жидкости могут дополнительно подавлять смешивание буровых растворов и цементных растворов по сравнению с буферными жидкостями для турбулентных потоков.

[28] Кроме того, способы и композиции обладают преимуществами улучшенного цементирования за счет уменьшения количества буровых растворов, загрязняющих частиц и других обломков выбуренной породы перед введением цементного раствора. Следует понимать, что нет необходимости удалять все буровые растворы или все загрязняющие частицы, чтобы способ и его составы считались действенными. Действенность достигается тем, что большее количество буровых растворов, частиц и других загрязнений удаляется с помощью буферной жидкости, по сравнению с тем, когда она не используется. В общем, конечно, желательно удалять как можно больше буровых растворов, загрязнений и обломков выбуренной породы.

[29] Модификатор вязкости также может быть включен в цементный раствор. Цементный раствор содержит водный носитель, цементный компонент, наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

[30] В цементном растворе наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс., в частности, от около 0,1% масс. до около 20% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 10% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.

[31] В цементном растворе твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс., с частности, от около 0,1% масс. до около 4% масс., более конкретно, от около 0,1% масс. до около 2,5% масс., в расчете на массу водного носителя в буферной жидкости.

[32] Цементный компонент цементного раствора может представлять собой любой вяжущий материал, который схватывается и затвердевает в результате реакции с водой и пригоден для образования схватившегося цемента в скважине, включая жидкий цементный раствор и бетон. Подходящие цементные компоненты включают те, которые обычно используются в окружающей ствол скважины среде, например, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу. Такие цементы включают, но не органичены ими, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсоцементы, высокоглиноземистые цементы, кремнеземистые цементы и высокощелочные цементы или их комбинации. Особенно полезны портланд-цементы. В некоторых вариантах реализации изобретения портланд-цементы, которые подходят для использования, классифицируются как цементы классов A, B, C, G и H согласно Американскому институту нефти, Спецификации API (American Petroleum Institute) для материалов и испытаний для скважинных цементов, и портланд-цементы согласно классификации Американского общества по испытанию материалов (ASTM), классифицируемые как типы I, II, III, IV и V. Цементы в данном документе также могут включать различные бетоны путем дальнейшего добавления заполнителей, таких как крупнозернистый заполнитель, изготовленный из гравия или дробленых пород, таких как кремнистый сланец, кварцит, гранит, и/или мелкозернистый заполнитель, такой как песок или искусственно дробленый песок. Заполнитель может быть добавлен в количестве от около 10% по массе до около 70% по массе гидравлического цемента и, более конкретно, от около 20% по массе до около 40% по массе.

[33] Цементный компонент может присутствовать в растворе в количестве от около 50% масс. до около 95% масс., предпочтительно, от около 60% масс. до около 90% масс., более предпочтительно, от около 65% масс. до около 85% масс., в расчете на общую массу цементного раствора.

[34] Носитель для цементного раствора может быть таким же, как носитель для буферной жидкости. Его можно вспенить аналогично водному носителю для буферной жидкости.

[35] Цементный раствор может дополнительно содержать другие известные компоненты, используемые в цементировании, например, ускоритель схватывания для сокращения времени схватывания, замедлитель схватывания для увеличения времени схватывания, понизитель водоотдачи, расширитель для снижения плотности, вспенивающий агент для снижения плотности, утяжелитель для повышения плотности, диспергатор для снижения вязкости, другие понизители водоотдачи, тиксотропные добавки, закупоривающий агент или материал для борьбы с поглощением (например, гильсонит или чешуйки целлофана), силикатные материалы, такие как песок, кварцевая мука, высокодисперсный кремнезем, которые упрочняют цемент, а также создают защиту от эффектов снижения прочности при температурах выше 110°С (230°F), реагент, предотвращающий набухание глин, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного. Эти дополнительные компоненты выбирают, чтобы избежать придания цементным растворам нежелательных характеристик и предотвратить повреждение ствола скважины или подземного пласта. Каждая добавка может присутствовать в количествах, хорошо известных специалистам в данной области техники.

[36] Раствор пригоден к закачке насосом. Поддающийся закачке цементный раствор может иметь вязкость менее чем 1000 мПа⋅с при скорости сдвига 100 с^-1. Цементный раствор является цементным раствором низкой плотности или цементным раствором высокой плотности. Хотя плотность цементного раствора низкой плотности, такого как очищающая жидкость, может варьироваться в широком диапазоне, в зависимости от скважинных условий, такие плотности могут включать от около 5 фунтов на галлон до около 12 фунтов на галлон (фунт/галлон) (0,6-1,44 кг/л) при вспенивании. В отсутствие вспенивания, плотность очищающей жидкости или цементного раствора низкой плотности может варьироваться в диапазоне от около 9 фунт/галлон вплоть до около 15 фунт/галлон (от около 1,08 кг/л вплоть до около 1,8 кг/л), или от около 10 фунт/галлон до около 14 фунт/галлон (от около 1,2 кг/л до около 1,68 кг/л) или от около 11 фунт/галлон вплоть до около 13 фунт/галлон (от около 1,32 кг/л вплоть до около 1,56 кг/л). Цементные растворы высокой плотности могут иметь плотность от около 1,8 кг/л (15 фунтов на галлон) до около 3,0 кг/л (25 фунтов на галлон).

[37] Пригодный для перекачивания или текучий цементный раствор может быть приготовлен любым подходящим способом. В приведенном в качестве примера варианте реализации изобретения раствор или смесь, содержащую наноглину, неорганическую соль, цементный компонент и воду или водный носитель, соединяют с использованием обычного оборудования для смешивания цемента. Затем цементный раствор можно вводить, например, закачивать и размещать различными традиционными цементировочными насосами и инструментами в любое заданное место внутри ствола скважины для заполнения любой формы требуемого контура. Когда цементный раствор помещен и принял форму требуемой подземной детали, раствору дают возможность схватываться и образовывать постоянную форму базовой цементной детали, например, обсадного элемента или цементной пробки.

[38] Цементные растворы особенно полезны для цементирования ствола скважины. Способ может включать введение, обычно закачку, в ствол скважины цементного раствора, содержащего твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением под давлением, достаточным для вытеснения бурового раствора, например бурового глинистого раствора, цементной буферной жидкости или тому подобного, необязательно с «первой порцией цементного раствора» или «последней порцией цементного раствора». Цементный раствор может быть введен между проницаемой/разрывной нижней пробкой и твердой верхней пробкой. После размещения цементному раствору дают затвердеть и, в некоторых вариантах реализации изобретения, он образует цементную пробку в кольцевом пространстве ствола скважины, которая предотвращает поток пластовых флюидов между двумя или более проницаемыми геологическими формациями, который существует при неравных пластовых давлениях. Обычно раствор затвердевает в результате гидратации и загустевания цемента. Как известно специалистам в данной области техники, существует высокая степень вариабельности в приведенном выше описании цементации скважины (например, множественные нижние пробки, постепенно изменяющиеся плотности флюидов и т.д.), и на нее можно воздействовать с использованием предварительно сформированных синтетических полимеров, описанных в данном документе.

[39] Способы и композиции также обладают преимуществами улучшенного цементирования за счет уменьшения переходного времени схватывания цементного раствора. Полезные эффекты использования модификаторов вязкости, описанных в данном документе, дополнительно проиллюстрированы в следующих примерах.

ПРИМЕРЫ

[40] Лапонитовая наноглина, синтетический слоистый силикат, была получена от BYK Additives & Instruments (ранее присадки Rockwood) и использовалась без дальнейшей очистки. Кальцинированный оксид магния был получен от Baker Hughes Incorporated.

[41] Были подготовлены образцы А-С. Образец А содержал воду и 11,3 кг (25 фунтов) лапонитной наноглины. Образец B содержал воду, 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец С содержал воду, 2,3 кг (5 фунтов) лапонита и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния. Вязкость образцов А-С с течением времени при разных температурах измеряли с использованием вискозиметра Grace Instrument M3600. Результаты приведены на фиг. 1. На графике представлена средняя температура. Фактические скорости разогрева варьировались.

[42] На фиг. 1 показано, что одна лишь лапонитная наноглина массой 11,3 кг (25 фунтов) (образец А) обеспечивает слишком большую вязкость. При добавлении кальцинированного оксида магния увеличение вязкости задерживается, и степень увеличения вязкости также можно регулировать до требуемого уровня путем изменения количества лапонитной наноглины или кальцинированного оксида магния. Образцы B и C обеспечивают различные степени вязкости при различных повышенных температурах. Если повышенная температура не применяется, никакого увеличения вязкости не наблюдается. На фиг. 1 также показано, что добавление кальцинированного оксида магния снижает температуру, когда вязкость начинает увеличиваться.

[43] Были подготовлены образцы D-G. Образец D содержал воду и 2,3 кг (5 фунтов) лапонитной наноглины. Образец Е содержал воду и 4,5 кг (10 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец F содержал воду и 2,3 кг (5 фунтов) кальцинированного оксида магния. Образец G содержал воду и 1,1 кг (2,5 фунта) кальцинированного оксида магния. Вязкость образцов D-G с течением времени при разных температурах измеряли с использованием вискозиметра Grace Instrument M3600. Результаты приведены на фиг. 2. На графике представлена средняя температура. Фактические скорости разогрева варьировались.

[44] На фиг. 2 показано, что жидкости, содержащие кальцинированный оксид магния, а не лапонитную наноглину, не демонстрируют увеличения вязкости, даже если к жидкостям применяется повышенная температура. Кроме того, жидкость, содержащая лапонитную наноглину, а не кальцинированный оксид магния, также не демонстрировала увеличения вязкости при температурах ниже 200°F.

[45] Были подготовлены образцы H-J. Образец Н содержал воду, 5,7 кг (12,5 фунта) лопонитной наноглины, 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния и 1,7 кг/л (14 фунт/галлон) барита. Образец I содержал воду, 5,7 кг (12,5 фунта) лапонитной глины и 2,8 кг (6,25 фунта) оксида магния. Образец J содержал воду и 5,7 кг (12,5 фунта) лапонитной наноглины. Вязкость образцов H-J с течением времени при различных температурах измеряли с помощью консистометра Чендлера. Результаты приведены на фиг. 3.

[46] Результаты показывают, что система 5,7 кг (12,5 фунта) (образец J) без кальцинированного оксида магния или барита демонстрирует низкую вязкость при более низких температурах, затем при температуре выше 250°F вязкость увеличивается и сохраняется до завершения испытания. Образец I также продемонстрировал профиль вязкости, аналогичный образцу J.

[47] Ниже изложены различные варианты реализации данного изобретения.

[48] Вариант 1 реализации изобретения. Способ цементирования ствола скважины, включающий закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора.

[49] Вариант 2 реализации изобретения. Способ по варианту 1 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.

[50] Вариант 3 реализации изобретения. Способ по варианту 2 реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.

[51] Вариант 4 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-3 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.

[52] Вариант 5 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-4 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до 2000°C (от 2700°F до около 3600°F) перед введением в цементный раствор.

[53] Вариант 6 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-4 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до 1500°C (от 1800°F до около 2700°F) перед введением в цементный раствор.

[54] Вариант 7 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-6 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в количестве от около 0,1% масс. до около 5% масс. в расчете на массу водного носителя.

[55] Вариант 8 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-7 реализации изобретения, отличающийся тем, что температура ствола скважины составляет более чем около 300°F.

[56] Вариант 9 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 1-8 реализации изобретения, отличающийся тем, что цементный раствор содержит от около 0,1% масс. до около 20% масс. синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1% масс. до около 5% масс. кальцинированного оксида магния.

[57] Вариант 10 реализации изобретения. Способ вытеснения первого флюида из ствола скважины, включающий закачку первого флюида в ствол скважины; и вытеснение первого флюида буферной жидкостью, содержащей водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

[58] Вариант 11 реализации изобретения. Способ по варианту 10 реализации изобретения, отличающийся тем, что первый флюид содержит буровой раствор.

[59] Вариант 12 реализации изобретения. Способ по варианту 10 реализации изобретения или варианту 11 реализации изобретения, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости вторым флюидом.

[60] Вариант 13 реализации изобретения. Способ по варианту 12 реализации изобретения, отличающийся тем, что второй флюид представляет собой цементный раствор.

[61] Вариант 14 реализации изобретения. Способ по варианту 13 реализации изобретения, отличающийся тем, что цементный раствор содержит водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, борат, нитрид, силикат, агент, имеющий катион Ba²⁺, Sr²⁺, Fe²⁺, Ni²⁺, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

[62] Вариант 15 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-14 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.

[63] Вариант 16 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-15 реализации изобретения, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.

[64] Вариант 17 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-16 реализации изобретения, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.

[65] Вариант 18 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-17 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до около 1500°С перед введением в буферную жидкость.

[66] Вариант 19 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-17 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до около 2000°C перед введением в буферную жидкость.

[67] Вариант 20 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-19 реализации изобретения, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1% масс. до около 25% масс. в расчете на массу водного носителя.

[68] Вариант 21 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-20 реализации изобретения, отличающийся тем, что буферная жидкость содержит от около 0,1% масс. до около 20% масс. синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1% масс. до около 5% масс. кальцинированного оксида магния.

[69] Вариант 22 реализации изобретения. Способ по любому из вариантов 10-21 реализации изобретения, отличающийся тем, что температура ствола скважины составляет более чем около 300°F.

[70] Все диапазоны, раскрытые в данном документе, включают конечные точки, и конечные точки независимо комбинируются друг с другом. В данном документе принято, что термин «комбинация» охватывает шихты, смеси, сплавы, продукты реакции и т.п. Все упоминания включены в данный документ посредством ссылки в полном объеме. Ствол скважины может быть вертикальным, отклоненным или горизонтальным.

[71] Термины, обозначающие единственное число в контексте описания изобретения (особенно в контексте приведенной ниже формулы изобретения) следует трактовать как охватывающие и единственное, и множественное число, если иное не указано в данном документе или с очевидностью не противоречит контексту. Термин «или» подразумевает «и/или». Определение «около» или «примерно», используемое в связи с количеством, включает указанное значение и имеет значение, определяемое контекстом (например, содержит долю погрешности, связанную с измерением конкретного количества).

Изобретение относится к композициям для обработки скважины, содержащим модификаторы вязкости, и способам использования таких композиций в скважинных операциях. Способ цементирования ствола скважины, включает: закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего: водный носитель, поддающуюся набуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и обеспечение схватывания цементного раствора. Причем твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя. Также описан способ вытеснения бурового раствора из ствола скважины. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ цементирования ствола скважины, включающий:

закачку в ствол скважины цементного раствора, содержащего:

водный носитель,

поддающуюся набуханию наноглину и

твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного; и

обеспечение схватывания цементного раствора,

отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.

2. Способ вытеснения бурового раствора из ствола скважины, включающий:

закачку бурового раствора в ствол скважины и

вытеснение бурового раствора буферной жидкостью, содержащей:

водный носитель,

поддающуюся набуханию наноглину и

твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного,

отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.

3. Способ по п. 2, дополнительно включающий вытеснение буферной жидкости цементным раствором.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что цементный раствор содержит водный носитель, поддающуюся разбуханию наноглину и твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением, содержащую кальцинированный оксид магния, кальцинированный оксид кальция, кальциево-магниевое полифосфатное стекло, или комбинацию, содержащую по меньшей мере одно из вышеуказанного.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина представляет собой синтетический слоистый силикат.

6. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что синтетический слоистый силикат представляет собой синтетический слоистый гекторит силикат магния лития.

7. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что набухающая в воде наноглина присутствует в буферной жидкости или цементном растворе в количестве от около 1 мас.% до около 25 мас.% в расчете на массу водного носителя.

8. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением содержит кальцинированный оксид магния.

9. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1000°C до около 1500°C перед введением в буферную жидкость или цементный раствор.

10. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердую двухвалентную неорганическую соль с замедленным высвобождением подвергают термической обработке при температуре от около 1500°C до около 2000°C перед введением в буферную жидкость или цементный раствор.

11. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что твердая двухвалентная неорганическая соль с замедленным высвобождением присутствует в буферной жидкости или цементном растворе в количестве от около 0,1 мас.% до около 5 мас.% в расчете на массу водного носителя.

12. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что буферная жидкость или цементный раствор содержит от около 0,1 мас.% до около 20 мас.% синтетического слоистого гекторита силиката магния лития и от около 0,1 мас.% до около 5 мас.% кальцинированного оксида магния.

13. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что температура

ствола скважины составляет более чем около 300°F.