ЦЕМЕНТНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И СПОСОБЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B33/138 E21B33/14 C09K8/467 

Перекрестная ссылка на родственную заявку

[0001] Настоящая заявка является обычной заявкой, которая испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США № 62/693173, поданной 2 июля 2018 и озаглавленной Cement Compositions and Methods.

Область техники

[0002] Настоящее изобретение в целом относится к цементным системам. В частности, настоящее изобретение относится к цементным системам, которые контактируют с буровыми растворами в подземной скважине.

Уровень техники

[0003] Утверждения в этом разделе представляют только справочную информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и она не обязательно представляют собой предшествующий уровень техники.

[0004] При строительстве подземной скважины во время и после бурения в скважину обычно заводят трубу (например, хвостовик или обсадную колонну) и закрепляют ее с помощью цемента, закачиваемого в кольцевое пространство вокруг наружной стороны хвостовика. Цемент поддерживает трубу и обеспечивает гидравлическую изоляцию различных зон добычи флюидов, через которые проходит скважина. Эта последняя функция важна, потому что она предотвращает загрязнение друг друга флюидами из разных слоев. Например, цемент предотвращает попадание пластовых флюидов на уровень грунтовых вод и загрязнение питьевой воды или предотвращает добычу воды вместо нефти или газа. Полное описание методов цементирования можно найти в следующей публикации. Nelson EB and Guillot D (eds.): Well Cementing - 2nd Edition, Houston, Schlumberger (2006).

[0005] Удаление бурового раствора было предметом интереса у специалистов по цементированию скважин в течение многих лет из-за его влияния на качество цемента и зональную изоляцию. Основная цель операции первичного цементирования - обеспечить полную и постоянную изоляцию пластов за обсадной колонной. Для достижения этой цели буровой раствор и жидкость для предварительной промывки (если она есть) должны быть полностью удалены из кольцевого пространства, и кольцевое пространство должно быть полностью заполнено цементным раствором. После размещения, цемент может затвердеть и приобрести необходимые механические свойства для поддержания гидравлического затвора на протяжении всего срока службы скважины. Таким образом, эффективное удаление бурового раствора и правильное размещение раствора способствует изоляции скважины.

[0006] Неполное удаление бурового раствора из ствола скважины может отрицательно повлиять на качество размещения гидравлического цемента в кольцевом пространстве ствола скважины, что приведет к неполной зональной изоляции. Это может происходить, в частности, в горизонтальных стволах скважин, где плохо централизованная обсадная колонна может повысить вероятность образования каналов для огеленного бурового раствора. Нарушенная зональная изоляция может увеличить вероятность потока флюида вдоль обсадной колонны при приложенном градиенте давления. На более позднем этапе эксплуатации скважины такие образовавшиеся каналы для бурового раствора могут служить непродуктивными путями связи между стадиями во время обработки для интенсификации притока.

[0007] В настоящем изобретении предлагаются системы цементирования скважины, которые могут обеспечивать дополнительную зональную изоляцию, облегчая удаление или диспергирование остаточных буровых растворов, таких как неводные буровые растворы, внутри ствола скважины. Кроме того, раскрытые в настоящем документе цементные композиции могут взаимодействовать с остаточными буровыми растворами и изменять свойства таких буровых растворов. Настоящее изобретение, в частности, относится к буровым растворам, таким как неводные буровые растворы, которые варьируются от растворов на основе дизельного топлива или минерального масла до систем на синтетической основе. Системы на синтетической основе могут содержать синтетические углеводороды, простые эфиры, сложные эфиры или ацетали. Синтетические углеводороды могут включать линейные парафины, линейные-α-олефины, поли-α-олефины и внутренние олефины. Системы на синтетической основе могут быть эмульсиями, в которых углеводород является внешней фазой.

Сущность изобретения

[0008] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам цементирования подземной скважины. Может быть получен цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор помещают в подземную скважину с обеспечением контакта частиц нефтепоглощающего материала с неводным компонентом бурового раствора, тем самым изменяя свойство неводного компонента.

[0009] В дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам создания зональной изоляции в подземной скважине. Может быть получен цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор помещают в подземную скважину, при этом остаточный буровой раствор присутствует вдоль поверхностей обсадной колонны и пласта, с обеспечением контакта частиц нефтепоглощающего материала с остаточным буровым раствором, тем самым изменяя свойство неводного компонента и образуя гидравлический затвор в подземной скважине.

Краткое описание графических материалов

[0010] На фиг. 1A представлен вид в поперечном сечении, на котором изображено 100% центрирование обсадной колонны в стволе скважины согласно настоящему изобретению.

[0011] На фиг. 1B представлен вид в поперечном сечении, на котором изображено центрирование эксцентрической обсадной колонны, которое может осуществляться в наклонно-направленных или горизонтальных участках скважины, согласно настоящему изобретению.

[0012] На фиг. 2 представлен вид в поперечном сечении, на котором изображен канал для бурового раствора, возникающий в результате неудовлетворительного центрирования обсадной колонны в стволе скважины согласно настоящему изобретению.

[0013] На фиг. 3 представлена схема, на которой показан канал для бурового раствора, который был размещен в узком участке эксцентрического кольцевого пространства и был подвергнут воздействию цементного раствора согласно настоящему изобретению.

[0014] На фиг. 4 представлено сравнение реологических свойств эмульсионных буровых растворов на основе дизельного топлива после воздействия цементных растворов. Динамическое напряжение сдвига бурового раствора, подвергнутого воздействию цементного раствора, содержащего нефтепоглощающие частицы, было больше динамического напряжения сдвига бурового раствора, подвергнутого воздействию сравнительного раствора, который не содержал поглощающих частиц. Точки пересечения (напряжение), где модуль потерь был равен модулю накопления, представляли динамические напряжения сдвига буровых растворов.

[0015] На фиг. 5 показаны результаты испытания под давлением обычного цементного раствора и цементного раствора, содержащего нефтепоглощающие частицы.

[0016] На фиг. 6 показаны значения вязкости видов нефти, содержащих различные нефтепоглощающие полимеры.

Подробное описание

[0017] Вначале следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта осуществления осуществляют многочисленные варианты реализации, такие как конкретные решения для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие связанным с системой и деловой активностью ограничениям, которые будут варьироваться от одного варианта реализации к другому. Кроме того, следует понимать, что такие усилия по разработке могут быть сложными и длительными, но, тем не менее, будут обычным делом для специалиста в данной области техники, пользующегося преимуществом настоящего изобретения. Кроме того, композиция, используемая/описанная в данном документе, также может содержать некоторые компоненты, отличные от указанных. В разделах «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» каждое числовое значение следует рассматривать, как модифицированное термином «приблизительно» (кроме случаев, когда оно уже в явной форме модифицировано таким образом), а затем рассматривать, как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Также, при прочтении разделов «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» следует понимать, что под диапазоном концентраций, перечисленным или описанным как применимый, подходящий и т. п., подразумевается любая и каждая концентрация в пределах указанного диапазона, включая крайние значения. Например, «диапазон от 1 до 10» следует воспринимать как описывающий все без исключения возможные числа в континууме от приблизительно 1 до приблизительно 10. Таким образом, даже если определенные значения в пределах диапазона, или ни одно из значений в пределах диапазона, в явном виде указаны или обозначены лишь несколькими конкретными значениями, следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и понимают под этим, что любые и все значения в пределах диапазона следует рассматривать, как указанные, и что авторы настоящего изобретения имеют в виду весь диапазон и значения в пределах этого диапазона.

[0018] Как было описано выше, одним из признаков успешного размещения цемента является полное удаление бурового раствора. Полное удаление неводных буровых растворов, например, может быть затруднительным, поскольку после таких буровых растворов может оставаться нефть на поверхностях обсадной колонны и пласта, что может отрицательно сказаться на качестве сцепления цементного кольца. В данной области техники известно, что такие буровые растворы могут дополнительно содержать глины, утяжелители или и то, и другое.

[0019] Во время большинства операций по цементированию обсадная колонна 1 находится внутри ствола скважины, имеющего стенку 2. Кольцевое пространство 3, таким образом, находится между обсадной колонной и стенкой ствола скважины. Оптимальное удаление бурового раствора может произойти, когда обсадная колонна полностью центрирована в стволе скважины (фиг. 1а). 100% центрирование обсадной колонны максимально увеличивает эффективность циркуляции, поскольку отсутствуют узкие участки, которые могут оказывать сопротивление потоку бурового раствора. Однако достижение 100% центрирования обсадной колонны может быть недостижимо в наклонно-направленных или горизонтальных участках скважины (фиг. 1b). Под действием силы тяжести обсадная колонна имеет склонность перемещаться к стенке ствола скважины. В результате во время процесса размещения цемента, когда цементный раствор 4 закачивают для заполнения кольцевого пространства, эксцентрическое положение обсадной колонны может привести к неудовлетворительному вытеснению бурового раствора в узкой части кольцевого пространства между обсадной колонной и стволом скважины, оставляя канал для бурового раствора 5 (фиг. 2).

[0020] В настоящем изобретении предложены способы изменения свойств бурового раствора, а также достижения зональной изоляции. Варианты осуществления могут действовать против каналов для бурового раствора посредством взаимодействия с каналами для бурового раствора и изменения свойств каналов для бурового раствора.

[0021] В одном аспекте варианты осуществления относятся к способам цементирования подземной скважины. Может быть получен цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор может быть помещен в подземную скважину с обеспечением контакта частиц нефтепоглощающего материала с неводным компонентом бурового раствора, тем самым изменяя свойство неводного компонента. Цементный раствор может иметь плотность от 8 фунтов массы/гал. до 25 фунтов массы/гал. или от 10 фунтов массы/гал. до 24 фунтов массы/гал.

[0022] В дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам создания зональной изоляции в подземной скважине. Может быть получен цементный раствор, содержащий воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Цементный раствор помещают в подземную скважину, при этом остаточный буровой раствор присутствует вдоль поверхностей обсадной колонны и пласта, с обеспечением контакта частиц нефтепоглощающего материала с остаточным буровым раствором, тем самым изменяя свойство неводного компонента и образуя гидравлический затвор в подземной скважине.

[0023] В одном варианте осуществления нефтепоглощающий материал может быть добавлен в цементный раствор. Нефтепоглощающий материал может начать взаимодействовать с буровым раствором сначала на границе раздела между буровым раствором и цементом. Без привязки к какой-либо теории нефтепоглощающий материал может способствовать диффузии нефти в схватившийся цементный материал. После того как нефть из бурового раствора на нефтяной основе поглощается цементом или диффундирует в него, реологические свойства бурового раствора могут изменяться. Вследствие этого, буровой раствор может быть преобразован из текучего материала в пастообразную структуру. Такое преобразование внутри канала для бурового раствора может препятствовать течению бурового раствора внутри канала и служить для обеспечения зональной изоляции. Кроме того, нефтепоглощающие частицы в цементном кольце могут увеличиваться в размере, физически блокируя небольшие каналы или сжимая пастообразную структуру бурового раствора.

[0024] Нефтепоглощающий материал может содержать каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер, их комбинации и т. п.

[0025] В одном варианте осуществления процесс, способствующий достижению зональной изоляции, может включать динамическое удаление канала для бурового раствора во время вытеснения цементного раствора. Нефтепоглощающие частицы 6, протекающие возле канала для бурового раствора, могут физически удалять часть бурового раствора 5 и перемещать эту часть в сторону от канала для бурового раствора. Таким образом, частицы могут значительно уменьшать размер канала для бурового раствора или даже устранять его (фиг. 3).

[0026] В одном варианте осуществления материал, который повышает вязкость нефти, может быть добавлен в цементный раствор. Частицы, повышающие вязкость нефти, могут взаимодействовать с буровым раствором на нефтяной основе и диффундировать в него во время помещения или после процесса схватывания цемента, и повышать вязкость остаточного бурового раствора на нефтяной основе до такой степени, чтобы была достигнута зональная изоляция. Такие цементные композиции могут иметь достаточную концентрацию частиц, повышающих вязкость нефти, для увеличения динамического напряжения сдвига (Ty) до уровня, который выше, чем у цементных композиций, которые не содержат частиц, повышающих вязкость нефти. Повышение динамического напряжения сдвига может происходить в течение трех дней выдержки, и предельное динамическое напряжение сдвига, измеренное за счет колебательной реометрии, может составлять по меньшей мере 100 Па. В некоторых случаях динамическое напряжение сдвига может возрастать до 4600 Па (см. пример 3). Или динамическое напряжение сдвига может составлять от 500 Па до 3000 Па. Или динамическое напряжение сдвига может составлять от 1000 Па до 2000 Па. Чем выше динамическое напряжение сдвига, тем лучше может быть зональная изоляция. Таким образом, одним из свойств, которые могут быть изменены посредством неводного компонента бурового раствора, является текучесть, при этом нефтепоглощающий материал уменьшает текучесть неводного компонента. Размер частиц блок-полимера может иметь D90 от приблизительно 1 мкм до 850 мкм или D90 от приблизительно 300 мкм до 800 мкм.

[0027] Для всех вариантов осуществления цементный раствор может содержать портландцемент, высокоглиноземистый цемент, летучую золу, доменный шлак, микроцемент, геополимеры, химически связанные фосфатные керамические материалы, гипс, каучук или их комбинации. Цементный раствор дополнительно содержит полимеры, статистические сополимеры и блок-полимеры, содержащие чередующиеся секции одного химического соединения, разделенные секциями другого химического соединения, или соединительную группу с низкой молекулярной массой. Например, блок-полимеры могут иметь структуру (A-b-B-b-A), где A представляет блок, который является стеклообразным или полукристаллическим, а B представляет собой блок, который является эластомерным. В принципе, A может представлять собой любой полимер, который обычно считается термопластичным (например, полистирол, полиметилметакрилат, изотактический полипропилен, полиуретан и т. д.), а B может представлять собой любой полимер, который обычно считается эластомерным (например, полиизопрен, полибутадиен, простые полиэфиры, сложные полиэфиры и т. д.). Примеры термопластичных блок-полимеров включают стирол-изопрен-стирол (SIS), стирол-бутадиен-стирол (SBS) и их смеси. Блок-полимерная добавка может иметь одну или более форм, включая (но без ограничения) сферическую, яйцевидную, волокнистую, ленточную и сетчатую. Прочность на разрыв блок-полимера может варьироваться, помимо прочего, от приблизительно 1,5 МПа до 40 МПа, или от 3,4 до 34 МПа, или от 2 МПа до 3,45 МПа, или от 28 МПа до 34 МПа. Термопластичные блок-полимеры могут присутствовать в цементном растворе в концентрации от приблизительно 5 фунтов массы/барр. до 50 фунтов массы/барр. Сокращение «барр.» означает баррели. Один баррель равняется 42 американским галлонам. Или блок-полимер может присутствовать в цементном растворе в концентрации от 8 фунтов массы/барр. до 15 фунтов массы/барр. Размер частиц блок-полимера может составлять от приблизительно 1 мкм до 850 мкм или от 300 мкм до 800 мкм.

[0028] Частицы термопластичного блок-полимера могут быть дополнительно связаны с одним или более соединениями из списка, включающего эмульсию полимера, содержащего бетаиновую группу, поли-2, 2, 1-бициклогептен (полинорборнен), алкилстирол, сшитые замещенные винилакрилатные сополимеры, диатомит, натуральный каучук, вулканизированный каучук, полиизопреновый каучук, винилацетатный каучук, полихлоропреновый каучук, бутадиен-акрилонитрильный каучук, гидрированный бутадиен-акрилонитрильный каучук, этиленпропилен-диеновый мономер, каучук на основе этиленпропиленового мономера, стирол-бутадиеновый каучук, стирол/пропилен/диеновый мономер, бромированный поли(изобутилен-со-4-метилстирол), бутилкаучук, хлорсульфированные полиэтилены, полиакрилатный каучук, полиуретан, силиконовый каучук, бромированный бутилкаучук, хлорированный бутилкаучук, хлорированный полиэтилен, сополимер эпихлоргидрина и этиленоксида, этиленакрилатный каучук, каучук на основе этиленпропилен-диенового терполимера, сульфированный полиэтилен, фторсиликоновые каучуки, фторэластомеры, замещенные стиролакрилатные сополимеры и двухвалентные катионные соединения.

[0029] В дополнение к вышеупомянутым частицам цементные растворы могут также содержать обычные добавки, такие как замедлители схватывания, ускорители, наполнители, добавки, снижающие водоотдачу, добавки для борьбы с поглощением, добавки для миграции газа, газогенерирующие добавки, добавки для расширения и противопенные добавки. Кроме того, цементные растворы могут содержать добавки, которые повышают гибкость и/или ударную прочность схватившегося цемента. Такие добавки включают, но без ограничения, гибкие частицы, имеющие модуль Юнга ниже чем приблизительно 5000 МПа и коэффициент Пуанссона выше чем приблизительно 0,3. Такие частицы могут иметь модуль Юнга ниже чем приблизительно 2000 МПа. Примеры включают, помимо прочего, не подающийся набуханию полипропилен, не подающийся набуханию полиэтилен, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен и полиамид. Такие добавки также могут содержать не подающиеся набуханию волокна, выбранные из списка, содержащего полиамид, полиэтилен и поливиниловый спирт. Также могут быть включены металлические микроленты.

[0030] В одном варианте осуществления нефтепоглощающие частицы могут быть продолговатыми, волокнистыми, цилиндрическими или асимметричными. Такие частицы с соотношением сторон выше чем приблизительно 1 могут взаимодействовать друг с другом и образовывать взаимосвязанную сеть внутри цементного раствора. Продолговатая форма также может повышать поглощающую способность частиц. Более высокое соотношение сторон увеличивает вероятность того, что частицы будут контактировать друг с другом по всему цементному раствору, что обеспечивает более эффективное поглощение нефти и более низкие концентрации поглощающих частиц для достижения заданного результата.

[0031] Соотношение сторон частиц может составлять от 1,1 до 2000, или от 10 до 1500, или от 15 до 1000 до набухания, и от 2,2 до 3500, или от 4 до 1000, или от 6 до 350 после набухания.

[0032] Кроме того, температура, при которой работают описанные жидкости, может составлять от 80 °F до 400 °F или от 100 °F до 375 °F.

[0033] Для всех вариантов осуществления концентрация нефтепоглощающих частиц может варьировать в цементном кольце. Это может быть достигнуто путем изменения скорости добавления нефтепоглощающих частиц к цементному раствору во время смешивания и закачивания. Некоторые части цементного кольца могут не содержать нефтепоглощающих частиц. При условии наличия участков вдоль цементного кольца, обеспечивающих зональную изоляцию, скважина в целом может иметь гидравлический затвор. Например, секции, содержащие нефтепоглощающие частицы, могут быть расположены выше и ниже зон добычи. В этих условиях концентрация нефтепоглощающих частиц может варьировать от 0% до 40 мас.% цемента. Этот подход может быть более экономичным, чем в случаях, в которых нефтепоглощающие частицы присутствуют по всему цементному кольцу.

Примеры

Пример 1 - реологические свойства бурового раствора

[0034] Два цементных раствора объемом 600 мл получали в гомогенизаторе Уоринга согласно процедуре смешивания, опубликованной Американским институтом нефти (RP-10B). Плотность обоих растворов составляла 15 фунтов массы/гал. (1800 кг/м³). Оба раствора получали с использованием цемента класса H Texas Lehigh.

[0035] Сравнительная композиция раствора приведена в таблице 1.

Добавка Концентрация Акриламидо-метил-пропансульфонат (AMPS)/
акриламидный coполимер 0,3% BWOC Полинафталинсульфонат натрия 0,1% BWOC Полисахаридный биополимер 0,3% BWOC Полипропиленгликоль 0,050 гал./мешок Вода 6,02 гал./мешок

Таблица 1. Сравнительная композиция цементного раствора. BWOC=по массе цемента; мешок=94-фунтовый мешок портландцемента. AMPS=2-акриламидо-2-метилпропансульфоновая кислота.

[0036] Цементная композиция согласно настоящему изобретению приведена в таблице 2. Цементный раствор содержал поглощающие частицы, состоящие из частиц измельченного каучука. Размер частиц каучука варьировал от 100 мкм до 800 мкм ⎢м.

Добавка Концентрация Измельченный каучук 31,0% BVOB Сульфат бария 8,4% BVOB Кристаллический диоксид кремния 15% BVOB AMPS/акриламидный coполимер 0,3% BWOC Полинафталинсульфонат натрия 0,4% BWOC Полисахаридный биополимер 0,8% BWOC Глюкогептонат натрия/кристаллический диоксид кремния/гематит 0,5% BWOC Полипропиленгликоль 0,1 гал./мешок Сoполимер SIS 1% BWOB Вода 4,27 гал./мешок

Таблица 2. Композиция цементного раствора согласно настоящему изобретению. BWOB=по массе смеси; BVOB=по объему смеси; SIS=стирол-изопрен-стирол

[0037] Оба раствора выдерживали в течение 35 минут при температуре 168 °F в атмосферном консистометре. Было выбрано репрезентативные 13 фунтов массы/гал. (1620 кг/м³) инвертно-эмульсионного бурового раствора, который содержал дизельное топливо в качестве непрерывной фазы (MegaDril™, доступное от Schlumberger). 15 мл выдержанного цементного раствора поместили на дно стеклянной пробирки. 5 мл бурового раствора осторожно добавляли сверху выдержанного цементного раствора. Стеклянные флаконы помещали в прибор Turbiscan AGS (доступный от Formulaction Inc., Уортингтон, Огайо), который предварительно нагревали до 140 °F (60 °C) и оставляли для отверждения на 8 дней. За это время цементный раствор приобрел прочность на сжатие, а буровой раствор в контакте с цементным раствором, содержащим поглощающие частицы, увеличил свой предел текучести по сравнению с пределом текучести при контакте со сравнительной цементной системой. Для количественной оценки этого реологического изменения буровые растворы извлекали из флаконов. Предел текучести анализировали на реометре TA-DHR3 (доступном от TA Instruments, Нью-Касл, Делавэр) в конфигурации параллельных пластин. Качание амплитуды колебаний проводили при 68 °F (20 °C) с угловой частотой 10 рад/с и качанием логарифмической деформации в процентах от 0,01% до 100%. Буровой раствор, который подвергался воздействию поглощающего раствора, в некоторых случаях показал предел текучести приблизительно в 65 раз выше, чем у бурового раствора, подвергнутого воздействию сравнительного раствора суспензии в тех же условиях (фиг. 4).

Пример 2 - уменьшение канала для потока

[0038] Заявитель разработал лабораторный метод исследования способности цементного раствора, содержащего поглощающее вещество, уменьшать поток бурового раствора в канале, заполненном буровым раствором. Два цементных раствора объемом 600 мл получали в гомогенизаторе Уоринга. Цемент представлял собой портландцемент класса H. Плотность обоих растворов составляла 14,5 фунтов массы/гал. (1740 кг/м³). В обоих растворах применялись наполнители в виде летучей золы.

[0039] Сравнительная композиция раствора приведена в таблице 3.

Добавка Концентрация Летучая зола 40 фунтов/мешок AMPS/акриламидный coполимер 0,3% BWOB Полинафталинсульфонат натрия 0,3% BWOB Полисахаридный биополимер 0,3% BWOB Кварцевая пыль 8,0% BWOB Лигносульфонат натрия 0,3% BWOB Полипропиленгликоль 0,050 гал./мешок Вода 5,91 гал./мешок

Таблица 3. Сравнительная композиция цементного раствора.

Композиция раствора согласно настоящему изобретению приведена в таблице 4.

Добавка Концентрация Летучая зола 40 фунтов/мешок AMPS/акриламидный coполимер 0,3% BWOB Полинафталинсульфонат натрия 0,1% BWOB Полисахаридный биополимер 0,3% BWOB Полипропиленгликоль 0,050 гал./мешок Лигносульфонат натрия 0,3% BWOB Кварцевая пыль 8,0% BWOB Измельченный каучук 5,0% BWOC Сoполимер SIS 1% BWOB Вода 5,60 гал./мешок

Таблица 4. Композиция цементного раствора согласно настоящему изобретению.

[0040] Стальную трубу длиной 3 дюйма и шириной 1 дюйм закрывали крышкой с одного конца и заполняли цементным раствором, а затем закрывали крышкой с другого конца. В крышках выполняли небольшие вентиляционные отверстия для выравнивания давления во время отверждения под высоким давлением. Трубы, содержащие цементный раствор, загружали в камеру отверждения и выдерживали при температуре 170 °F (77 °F) и давлении 3000 фунтов/кв. дюйм (21 МПа). После схватывания цементного раствора в цементе просверливали отверстие, оставляя канал размером примерно 1/8 дюйма (0,3 см) в диаметре. Дно отверстия закрывали пробкой, канал заполняли буровым раствором MegaDril ™ с плотностью 13 фунтов массы/гал. (1620 кг/м³) и оставляли для схватывания на 6 дней при атмосферных условиях. Проницаемость образовавшегося канала для бурового раствора измеряли по потоку воды через канал. Расход установился на уровне 1 мл/мин, и результирующее давление измеряли с помощью шприцевого насоса Teledyne ISCO серии D.

[0041] Результаты, представленные на фиг. 5, показывают, что цемент, полученный в соответствии с настоящим изобретением, был в 5 раз более устойчивым к давлению по сравнению со сравнительным цементом. Концентрация поглощающей добавки может быть отрегулирована для повышения давления еще выше, до 14 фунтов/кв. дюйм, при необходимости. Чтобы масштабировать лабораторные результаты для реального применения, можно рассчитать, что 5 фунтов/кв. дюйм в 3-дюймовой трубке соответствует 3000 фунтов/кв. дюйм на расстоянии 50 футов.

[0042] Во время другого эксперимента стальную трубу длиной 5 дюймов и шириной 1 дюйм закрывали крышкой с одного конца и заполняли цементным раствором. Затем в схваченный цементный раствор поместили деревянный дюбель диаметром 3,175 мм. Через 24 часа дюбель извлекали и вводили буровой раствор MegaDril™ с плотностью 13 фунтов массы/гал. (1620 кг/м³). Время взаимодействия бурового раствора и цементного раствора составило 3 дня. Проницаемость полученного в результате канала для бурового раствора измеряли путем пропускания воды через канал с помощью шприцевого насоса Teledyne ISCO серии D. Цементный раствор с плотностью 14,5 фунта массы/гал. (таблица 5), содержащий каучуковые частицы, продемонстрировал способность выдерживать давление 4,58 фунта/кв. дюйм (в среднем 6 повторяющихся проходов), в то время как аналогичная контрольная система с плотностью 14,5 фунта массы/гал. (таблица 6) выдерживала 0,48 фунта/кв. дюйм (в среднем 3 повторяющихся прохода).

Добавка Концентрация Летучая зола 40 фунтов/мешок AMPS/акриламидный coполимер 0,15% BWOB Полинафталинсульфонат натрия 0,5% BWOB Полисахаридный биополимер 0,2% BWOB Кварцевая пыль 8,0% BWOB Измельченный каучук 5% BWOC Полипропиленгликоль 0,050 гал./мешок Вода 5,65 гал./мешок

Таблица 5. Композиция цементного раствора согласно настоящему изобретению.

Добавка Концентрация Летучая зола 40 фунтов/мешок AMPS/акриламидный coполимер 0,15% BWOB Полинафталинсульфонат натрия 0,5% BWOB Полисахаридный биополимер 0,2% BWOB Кварцевая пыль 8,0% BWOB Полипропиленгликоль 0,050 гал./мешок Вода 5,66 гал./мешок

Таблица 6. Сравнительная композиция цементного раствора.

Пример 3 - повышение вязкости нефти

[0043] Исследовали способность поглощающей частицы повышать вязкость нефти. Поглощающие частицы были изготовлены из полимеров полистирол-блок-поли(этилен-ран-бутилен)-блок-полистирола и полистирол-блок-полибутадиен-блок-полистирола (производства компании Sigma-Aldrich Chemie GmbH, Штайнхайм, Германия). Нефть представляла собой нефть LVT200, гидрообработанный легкий дистиллят, производимый компанией Deep South Chemical, Inc., Бруссард, Лос-Анджелес.

[0044] Были исследованы следующие образцы: 0,8 и 5,8 мас.% растворы полимера полистирол-блок-полибутадиен-блок-полистирол (PS-PB) в нефти LVT200 и 1 мас.%, 2,8 мас.%, 5,9 мас.% растворы полимера полистирол-блок-поли(этилен-ран-бутилен)-блок-полистирола (PS-PEPB-PS) в LVT200. Значения вязкости образцов измеряли с помощью реометра MCR300 от компании Anton Paar с геометрией параллельных пластин CC17 (фиг. 6). Результаты показывают, что вязкость нефти увеличивается с увеличением концентрации полимера.

[0045] Предыдущее описание было представлено со ссылкой на настоящие варианты осуществления. Специалистам в области техники и технологии, к которым относится настоящее изобретение, должно быть понятно, что альтернативы и изменения в описанных структурах и способах эксплуатации могут быть осуществлены на практике без значительного отступления от принципа и объема настоящего изобретения. Соответственно, вышеприведенное описание не следует рассматривать как относящееся только к точным структурам, описанным и показанным на сопроводительных графических материалах, а, скорее, следует рассматривать как совместимое и поддерживающее нижеследующую формулу изобретения, которая должна иметь самый полный и справедливый объем.

Группа изобретений относится к цементным системам, которые контактируют с буровыми растворами в подземной скважине. Способ цементирования подземной скважины включает получение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала. При этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора с целью изменения свойства бурового раствора в подземной скважине. Помещают цементный раствор в подземную скважину. После помещения цементного раствора в подземную скважину обеспечивают контакт частиц нефтепоглощающего материала с неводным компонентом бурового раствора, тем самым позволяя неводному компоненту бурового раствора оказывать сопротивление потоку бурового раствора. Причем указанные нефтепоглощающие частицы могут быть продолговатыми, волокнистыми, цилиндрическими или асимметричными. При этом соотношение сторон частиц составляет от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания. Техническим результатом является улучшение зональной изоляции за счет снижения текучести бурового раствора. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 6 табл., 3 пр.

1. Способ цементирования подземной скважины, включающий:

получение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора с целью изменения свойства бурового раствора в подземной скважине;

помещение цементного раствора в подземную скважину; и

после помещения цементного раствора в подземную скважину обеспечивают контакт частиц нефтепоглощающего материала с неводным компонентом бурового раствора, тем самым позволяя неводному компоненту бурового раствора оказывать сопротивление потоку бурового раствора,

указанные нефтепоглощающие частицы могут быть продолговатыми, волокнистыми, цилиндрическими или асимметричными, при этом соотношение сторон частиц составляет от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нефтепоглощающий материал содержит каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер или их комбинации.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала имеют размер частиц от приблизительно 1 мкм до приблизительно 850 мкм.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что свойство неводного компонента бурового раствора представляет собой динамическое напряжение сдвига, при этом нефтепоглощающий материал повышает динамическое напряжение сдвига неводного компонента.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала являются продолговатыми и имеют соотношение сторон от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что продолговатые частицы взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала присутствуют в концентрации до 40 мас.% цемента.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементный раствор имеет плотность от приблизительно 1,2 г/куб. см (10 фунтов массы/гал.) до приблизительно 2,9 г/куб. см (24 фунтов массы/гал.).

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что неводный компонент содержит дизельное топливо, минеральное масло, олефины, сложные эфиры, синтетические парафины или очищенные парафины или их комбинации.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация частиц нефтепоглощающего материала варьирует в цементном растворе от приблизительно 1% по массе цемента (BWOC) до 40% BWOC, тем самым создавая цементное кольцо в подземной скважине с переменной концентрацией нефтепоглощающего материала.

11. Способ создания зональной изоляции в подземной скважине, включающий:

получение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине;

помещение цементного раствора в подземную скважину, при этом остаточный буровой раствор присутствует вдоль поверхностей обсадной колонны и пласта;

после помещения цементного раствора в подземную скважину обеспечивают контакт частиц нефтепоглощающего материала с остаточным буровым раствором, тем самым позволяя буровому раствору оказывать сопротивление потоку бурового раствора, и создают гидравлический затвор в подземной скважине,

указанные нефтепоглощающие частицы могут быть продолговатыми, волокнистыми, цилиндрическими или асимметричными, при этом соотношение сторон частиц составляет от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что нефтепоглощающий материал содержит каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер или их комбинации.

13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала имеют размер частиц от приблизительно 1 мкм до приблизительно 850 мкм.

14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что свойство неводного компонента бурового раствора представляет собой динамическое напряжение сдвига, при этом нефтепоглощающий материал повышает динамическое напряжение сдвига бурового раствора.

15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала являются продолговатыми и имеют соотношение сторон от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.

16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что продолговатые частицы взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.

17. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала присутствуют в концентрации от приблизительно 0,01 г/куб. см (5 фунтов массы/барр.) до 0,14 г/куб. см (50 фунтов массы/барр.).

18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что цементный раствор имеет плотность от приблизительно 1,2 г/куб. см (10 фунтов массы/гал.) до приблизительно 2,9 г/куб. см (24 фунтов массы/гал.).

19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что неводный компонент содержит дизельное топливо, минеральное масло, олефины, сложные эфиры, синтетические парафины или очищенные парафины или их комбинации.

20. Способ по п. 11, отличающийся тем, что концентрация частиц нефтепоглощающего материала варьирует в цементном растворе от приблизительно 1% по массе цемента (BWOC) до 40% BWOC, тем самым создавая цементное кольцо в подземной скважине с переменной концентрацией нефтепоглощающего материала.