EA008274B1 - Композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов и способ обработки буровой скважины - Google Patents
Композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов и способ обработки буровой скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA008274B1 EA008274B1 EA200201266A EA200201266A EA008274B1 EA 008274 B1 EA008274 B1 EA 008274B1 EA 200201266 A EA200201266 A EA 200201266A EA 200201266 A EA200201266 A EA 200201266A EA 008274 B1 EA008274 B1 EA 008274B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- composition
- suspension
- temperature
- wellbore
- phase transition
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract 14
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract 3
- 230000009545 invasion Effects 0.000 title abstract 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 229940005740 hexametaphosphate Drugs 0.000 claims 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 2
- 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 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011133 lead Substances 0.000 claims 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 claims 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 claims 1
- ZIBYIXCSPUYUIZ-UHFFFAOYSA-K tripotassium phosphate hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O ZIBYIXCSPUYUIZ-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 3
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 2
- IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N chloro hypochlorite;magnesium Chemical compound [Mg].ClOCl IQYKECCCHDLEPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—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
-
- 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
- C04B28/30—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 magnesium cements or similar cements
- C04B28/32—Magnesium oxychloride cements, e.g. Sorel cement
-
- 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
- C04B40/00—Processes, in general, for influencing or modifying the properties of mortars, concrete or artificial stone compositions, e.g. their setting or hardening ability
- C04B40/0092—Temporary binders, mortars or concrete, i.e. materials intended to be destroyed or removed after hardening, e.g. by acid dissolution
-
- 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
- C04B9/00—Magnesium cements or similar cements
- C04B9/02—Magnesium cements containing chlorides, e.g. Sorel cement
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/48—Density increasing or weighting 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/487—Fluid loss control additives; Additives for reducing or preventing circulation loss
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
- C09K8/493—Additives for reducing or preventing gas migration
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C04B2201/00—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
- C04B2201/10—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the viscosity
-
- 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
- C04B2201/00—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values
- C04B2201/20—Mortars, concrete or artificial stone characterised by specific physical values for the density
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/904—Process of making fluids or additives therefor
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
В патенте описана композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов, а также способы использования такой композиции. Указанная композиция представляет собой текучую суспензию, которая преимущественно содержит ориентировочно от 70 до 30% по весу оксихлорида магния и ориентировочно от 70 до 30% по весу воды. Композиция представляет собой текучую суспензию при температурах композиции ниже приблизительно 60°С и претерпевает схватывание с образованием, главным образом, твердой массы при достижении температуры композиции около 60-68°С. Фазовый переход является быстрым, что позволяет ограничить или исключить образование гелеобразных материалов, которые препятствуют полному уплотнению ствола скважины. Быстрое схватывание суспензии позволяет также избежать инвазивного загрязнения земных формаций, окружающих ствол скважины. Композиция имеет близкую к линейной зависимость между временем, которое требуется для осуществления фазового перехода, и температурой композиции, при которой происходит фазовый переход. Это выгодное свойство позволяет точно определять момент схватывания композиции и изменять его требуемым образом за счет введения ускорителей и замедлителей. Фазовый переход происходит предсказуемым образом при более высоких давлениях, которые являются типичными при скважинных операциях. Для изменения свойств композиции в нее могут быть введены добавки. Описан также способ использования композиции для контроля потери жидкостей и газов из ствола скважины.
Description
Настоящее изобретение, в общем, имеет отношение к композициям и способам, предназначенным для использования при операциях бурения, а более конкретно к композициям, предназначенным для использования при уплотнении стволов скважин и к способам использования таких композиций.
Предпосылки к созданию изобретения
Специалисты в области нефтяной и газовой промышленности и, потенциально, в любой области деятельности человека, связанной с бурением земных формаций (пластов), сталкиваются с рядом серьезных проблем при добыче углеводородных жидкостей, газов и других материалов из подземных месторождений. Эти проблемы включают в себя, среди прочего, необходимость предотвращения утечки и потери подземных жидкостей и газов, которые вытекают под давлением из земных формаций в ствол скважины, необходимость предотвращения загрязнения и повреждения земных формаций и загрязнения подземных жидкостей и газов, окружающих ствол скважины, необходимость уплотнения ствола скважины таким образом, который не наносит вреда окружающим земным формациям после завершения операции бурения, а также необходимость управления устройством бурения, так, чтобы надлежащим образом выбрать положение ствола скважины.
Управление перемещением подземных жидкостей и газов в ствол скважины в ходе операции бурения представляет собой особенно существенную проблему, как с экономической точки зрения, так и с точки зрения безопасности.
Подземные жидкости и газы обычно находятся под значительным давлением, известным как давление формации. Это давление формации побуждает окружающие жидкости и газы вытекать из подземных продуктивных пластов и коллекторов в ствол скважины, введенный в земные формации, окружающие указанные пласты и коллекторы. При отсутствии контроля эти давления формаций принудительно нагнетают нефть, газ, воду, соляной раствор и другие подземные материалы в ствол скважины и наружу из него на окружающие поверхности земли или в атмосферу.
Легко можно понять, что потеря указанных материалов и потенциальный ущерб и загрязнение, которые могут быть вызваны неконтролируемым потоком указанных материалов, являются экономически совершенно неприемлемыми. Более того, неконтролируемая потеря горючих углеводородных материалов из продуктивной зоны с избыточным давлением может приводить к условию, известному как фонтанирование скважины. Фонтанирование скважины в высшей степени нежелательно, так как оно создает риск пожара и взрыва, связанный с неконтролируемым потоком горючих жидкостей и газов из ствола скважины.
Обычно в промышленной практике используют буровые растворы и цементные системы в попытке контроля потенциальной потери подземных жидкостей и газов из ствола скважины. Эти буровые растворы и цементные системы непосредственно нагнетают в ствол скважины, где они осаждаются на стенках ствола скважины, в результате чего происходит уплотнение указанных стенок и ограничение нежелательного истечения жидкости и газа. Например, в известных ранее буровых растворах используют механизм, известный как фильтрация, для нанесения выбуренной породы и добавок, присутствующих в буровом растворе, на стенки ствола скважины. Этой слой, который также известен как глинистая корка, осаждается вдоль стенок ствола скважины, когда буровой раствор нагнетается за счет гидростатического давления столба флюида в стволе скважины в проницаемые земные формации, окружающие ствол скважины. Добавки могут содержать полимеры и модификаторы вязкости, которые позволяют жидкости поддерживать или переносить выбуренную породу и другие частицы ранее их осаждения на лицевой поверхности ствола скважины. Широкий диапазон добавок, в том числе органические добавки, такие как кокосовая скорлупа и углеводные материалы, уже используют, в сочетании с буровыми растворами, для уплотнения ствола скважины.
Однако эти системы бурового раствора не обеспечивают полное решение проблемы нежелательной потери жидкости и газа из ствола скважины. Эти системы бурового раствора являются невыгодными, потому что они только ограничивают, а не полностью предотвращают потерю углеводорода. Буровые растворы являются не эффективными в формировании полного уплотнения вдоль стенок ствола скважины, по той причине, что глинистая корка является проницаемой и подвержена динамической эрозии за счет непрерывной циркуляции бурового раствора. Динамическая эрозия представляет собой непрерывный процесс осаждения и эрозии, который протекает в ходе операции бурения. В имеющих высокую проницаемость земных формациях эта эрозия может размывать глинистую корку и эродировать окружающую земную формацию, что приводит к плохому уплотнению в ходе крепления скважины обсадными трубами, за счет размыва или расширения ствола скважины.
Различные цементы, в том числе портландцементы и цементы, содержащие материалы из оксисульфата магния, такие как цементы марки ΜΑΟΝΑΡΤϋδ, которые могут быть закуплены на фирме ВЛ. Нидйев, также используют для уплотнения стенок ствола скважины и для ограничения нежелательной потери жидкостей и газов из земных формаций. Эти цементные системы могут быть использованы в сочетании с ранее описанными системами буровых растворов. Такие цементы используют, среди прочего, для цементации обсадных труб скважины, для заделки ликвидированных скважин и, возможно, для уплотнения проницаемых структур от смежных жидкостей. Как и в случае буровых растворов, цементный
- 1 008274 раствор обычно нагнетают непосредственно в ствол скважины и вводят его в контакт со стенками ствола скважины.
Однако эти цементные системы имеют существенные недостатки при их использовании в ходе операций в стволе скважины. Эти недостатки вызваны неотъемлемыми физическими свойствами таких материалов, а в особенности, что важно, их медленным фазовым переходом из состояния текучести в твердое состояние.
В частности, портландцементы и цементы на базе оксисульфата магния представляют собой тиксотропные цементы, которые образуют гелеподобную структуру при переходе от состояния суспензии (жидкого цементного теста), то есть от состояния текучести, в твердое состояние. При этом переходе, когда образуется гель, цементное тесто приобретает слегка поддерживающую прочность. Увеличение поддерживающей прочности снижает гидростатическое давление, которое оказывает столб цементного раствора на геологически открытые формации в стволе скважины. Гидростатическое давление, созданное столбом цементного раствора в открытом стволе скважины, является важным, потому что только оно сдерживает давления формации. В случае зоны под давлением, такой как продуктивная зона, снижение гидростатического давления столба цементного раствора может вызвать приток газов или жидкостей в ствол скважины, что дополнительно снижает гидростатическое давление. Совокупная потеря гидростатического давления может приводить к существенному притоку газов или жидкостей в ствол скважины, достаточному для того, чтобы вызвать нежелательное фонтанирование скважины.
Другим неблагоприятным последствием снижения гидростатического давления является так называемое канализирование. Канализирование происходит в том случае, когда жидкости или газы проникают через гелеобразный цементный раствор и образуют каналы. Эти каналы становятся частью структуры цемента после того, как происходит схватывание цемента. Эти каналы являются в высшей степени нежелательными, так как они позволяют просачиваться газам и жидкостям по этим каналам даже после крепления скважины, ее цементации и схватывания цемента. Такое канализирование часто требует проведения дорогих операций ремонтной очистки, гидравлического разрыва пласта или обжатия.
Эти известные системы бурового раствора и цементные системы не только обеспечивают неполное решение проблемы предотвращения нежелательной потери жидкости и газа, но они также могут способствовать загрязнению и повреждению земных формаций, окружающих ствол скважины, а также самих коллекторов жидкости и газа. Загрязнение, которое вызвано буровыми растворами и цементами, именуют как инвазивное (проникающее). Этот тип загрязнения может возникать потому, что использование буровых растворов представляет собой динамический процесс, который может создавать непрерывное проникновение (инвазию) флюида в проницаемые окружающие земные формации, окружающие ствол скважины, когда флюиды циркулируют внутри ствола скважины. После поступления в формации буровой раствор может деструктивно (инвазивно) взаимодействовать с формацией и создавать разбухание или диспергирование химически активных сланцев или размыв рыхлых песков, что ведет к нестабильности ствола скважины и к загрязнению окружающих коллекторов углеводорода.
Цементные системы могут также вызывать инвазивное загрязнение окружающих земных формаций, в особенности в том случае, когда цемент опять нагнетается назад в формации за счет гидростатического давления столба флюида в стволе скважины. Такое загрязнение обычно происходит в то время, когда цементный раствор находится в фазе геля или текучести. В частности, цементный фильтрат может поступать в формации и оставлять твердый или порошковый материал, который осаждается на лицевой поверхности ствола скважины. Флюид, который вновь нагнетается в формацию, может создавать различные проблемы, такие как смачивание водой преимущественно смачиваемых нефтью формаций, что приводит к блокированию водой углеводородных жидкостей и газов.
Хорошо известно и документально подтверждено, что такое проникновение (инвазия) фильтрата флюида может приводить к повреждению продуктивных углеводородных формаций или коллекторов, что снижает добычу и/или приводит к необходимости ремонтных операций для устранения или обхода повреждения. Это особенно важно для случая продуктивных площадей. Кроме того, твердые вещества цемента могут ослабляться за счет удаления фильтрата из порошкового материала. Это может способствовать нежелательной потере контроля вытекания жидкостей и газов из ствола скважины.
Указанные системы портландцемента и цемента на базе оксисульфата магния также имеют недостатки, связанные с удалением застывшего цемента из периферии ствола скважины, что потенциально приводит к дальнейшему повреждению земных формаций. Часто необходимо произвести удаление цементной пробки из ствола скважины, например при проведении операций ремонта. Цементы на базе оксисульфата магния могут быть сольватированы и удалены вместе с раствором, который содержит около 15% соляной кислоты (НС1). Такой растворитель непосредственно накачивают в ствол скважины для удаления цемента. Портландцементы не растворяются в 15% соляной кислоте, однако, они могут быть сольватированы и удалены при помощи более сильной кислоты, такой как фтористо-водородная (плавиковая) кислота (НЕ). Однако использование НЕ нежелательно, так как она может оставлять вредные отложения в виде побочного продукта окисления.
Однако растворимость кислоты не может быть использована, если кислота не может входить в контакт с частицами цементного или бурового раствора. Фильтраты известных ранее систем цементного
- 2 008274 раствора и бурового раствора часто так далеко принудительно поступают назад в формацию, что они не могут входить в контакт с кислотой и сольватироваться ею. Частицы цементного и бурового раствора, которые не могут быть удалены, остаются в земле как потенциальное загрязнение. Инвазивное схватывание бетона является особой проблемой при необходимости повторного открывания скважины, которая ранее была герметизирована и закрыта по какой-либо причине. Скважина не может быть полностью открыта повторно за счет выбуривания, когда бетон мигрировал назад в формацию, так как растворитель не может вступить в контакт с цементом и растворить его. В таких случаях обычно приходится прибегать к бурению боковых стволов.
Щавелевые цементы представляют собой другой тип известных цементов. Эти цементы содержат оксихлорид магния, и их используют в таких применениях, как кладка огнеупорного кирпича и декоративная кладка, когда отсутствуют непредсказуемые условия температур и давлений. Эти цементы на базе оксихлорида магния не используют при операциях в скважинах по многим причинам, в том числе из-за невозможности прогнозирования их свойств схватывания. Это является основным недостатком цементов указанного типа, так как оператор должен иметь возможность рассчитать остающееся время работы до того момента, когда цементный раствор станет твердой массой и полностью герметизирует ствол скважины или положение инструмента в стволе скважины.
В частности, когда некоторые цементы на базе оксихлорида магния подвергаются воздействию повышенного градиента температуры и/или давления, они могут становиться экзотермически нестабильными. В таких условиях цементный раствор претерпевает экспоненциальное нелинейное повышение внутренней температуры, что приводит к мгновенному схватыванию. Указанные цементы являются в высшей степени неудовлетворительными, главным образом, по той причине, что реакция фазового превращения происходит быстро и без предсказуемого контрольного параметра, который позволил бы прогнозировать время схватывания.
Реакция является настолько быстрой, что трудно управлять процессом схватывания цементного раствора даже при использовании замедляющих или ускоряющих соединений. Кроме того, некоторые из указанных цементов на базе оксихлорида магния могут иметь низкие пределы прочности при сжатии и поэтому могут разрушаться при приложении высокого давления. Другие типы цементов на базе оксихлорида магния являются менее химически активными, однако, они образуют (имеют) фазу геля в течение длительного времени перед переходом в твердое состояние. Фаза геля имеет все описанные здесь ранее недостатки, в том числе недостатки, связанные с инвазивностью и канализированием. Поэтому ранее считали, что цементы на базе оксихлорида магния не годятся для использования при проведении операций в стволе скважины.
Еще одной проблемой при бурении является необходимость управления устройством для бурения таким образом, чтобы локализовать (установить) ствол скважины в заданном положении. Например, портландцементы используют в процессе бурения, известном как бурение с выталкиванием пробки (к1ск-о£Р). При проведении такой операции бурения создают цементные пробки в стволе скважины, в том числе в горизонтальных, многосторонних и/или в вертикальных скважинах. Затем при помощи бура частично просверливают пробку, после чего бур выталкивает пробку под требуемым углом и направлением в окружающую формацию.
Острые проблемы могут возникать после такой операции. Например, при бурении скважины в горизонтальной или наклонной плоскости ствол скважины делает переход к горизонтали от вертикали при помощи так называемой встроенной секции. В такой встроенной секции угол от вертикали постепенно возрастает для того, чтобы избежать образования так называемых искривлений ствола скважины. Такие искривления создают проблемы при вводе бурильной колонны в скважину или при выводе бурильной колонны из нее. Если формация во встроенной секции является мягкой, зыбкой или рыхлой, то она может эродировать или размываться циркулирующим флюидом ствола скважины, который закачивают в скважину под давлением. Кроме того, любой приток жидкости или газа в указанную область обостряет тенденцию размывания этой области. Тогда могут возникать существенные трудности при вводе бурильной колонны в скважину или при выводе бурильной колонны из нее, так как бурильная колонна может застревать в скважине.
Портландцементы иногда пытаются использовать для укрепления указанной области. Цементный раствор может быть введен через указанную секцию или выжат назад в формацию. Цемент затем выбуривают, при этом часто возникает проблема выбуривания цемента по пути, т.е. имеющего такое же направление и угол, что и исходный ствол скважины. Когда используют портландцементы, бурильная колонна имеет тенденцию выбуривания или выталкивания твердой пробки в окружающую мягкую формацию. В тяжелых случаях полученные искривления ствола скважины могут создавать большое сопротивление при вводе бурильной колонны в скважину или при ее выводе, что может приводить к невозможности крепления скважины.
Намного лучшим способом управления устройством бурения является способ с использованием такого цемента, который легко может быть выбурен, если он находится поперек указанных встроенных секций, что предотвращает возникновение ситуации выталкивания пробки (в формацию). Одновременно такой цемент должен иметь достаточный предел прочности при сжатии, чтобы обеспечивать устойчи
- 3 008274 вость окружающей формации (секции). Как уже было упомянуто здесь ранее, портландцементы часто не подходят для проведения такой операции из-за твердости и химических характеристик цемента.
Существенным прогрессом в данной области было бы создание усовершенствованной (улучшенной) композиции для ограничения или предотвращения притока газов или жидкостей в ствол скважины из окружающих проницаемых формаций, которая была бы неинвазивной, которая могла бы быть легко извлечена из ствола скважины и других окружающих формаций, и которая могла бы позволить произвести правильную установку в заданное положение бурильной колонны, и которая имела бы предсказуемые и контролируемые физические свойства, обеспечивающие инженерное применение такой композиции в различных условиях эксплуатации.
Задачи изобретения
Задачей настоящего изобретения является создание улучшенных композиций и способов, которые позволяют решить некоторые проблемы и устранить недостатки известных ранее технических решений.
Другой задачей настоящего изобретения является создание композиции для уплотнения геотехнических и проницаемых формаций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции имеют достаточный предел прочности при сжатии и имеют незначительное образование геля или совсем его не имеют между текучим состоянием (то есть состоянием в виде цементного теста) и состоянием схватывания, в результате чего они ограничивают или предотвращают канализирование жидкости или газа, которое могло бы возникать в результате снижения гидростатического давления.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание улучшенных композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются схватываемыми материалами, которые обладают достаточной прочностью для удержания давлений (для противодействия давлениям) формации.
Дополнительной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем время схватывания таких композиций может быть заранее определено.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются схватываемыми материалами, которые являются не проницаемыми для жидкостей и газов после их схватывания.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются не инвазивными для окружающей проницаемой продуктивной формации, в результате чего удается снизить до минимума потенциальное повреждение формации и последующую потерю углеводородного продукта.
Дополнительной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются растворимыми в кислоте и могут быть удалены из ствола скважины.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем фазовый переход таких композиций от текучего состояния в состояние схватывания является быстрым и предсказуемым.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции не требуют добавки никаких полимеров или введения органических добавок для их применения или получения заданных характеристик, в результате чего исключается возможное повреждение углеводородных продуктивных формаций.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются схватываемыми, непроницаемыми материалами, которые имеют достаточную прочность для укрепления нестабильных геологических формаций.
Еще одной задачей настоящего изобретения является создание композиций, а также способов использования таких композиций, причем такие композиции являются схватываемыми, непроницаемыми материалами, которые имеют достаточную прочность на сжатие, однако, позволяют производить их легкое выбуривание, причем такие композиции позволяют производить контроль как направления, так и угла при выбуривании мягкой формации.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, данного в качестве примера, не имеющего ограничительного характера и приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.
Краткое изложение изобретения
В изобретении предлагается композиция для контроля (для ограничения и полного прекращения) проникновения скважинных жидкостей и газов, а также способ использования композиции, в особенности для контроля потери указанных жидкостей и газов из ствола скважины. Композиция обеспечивает эффективное формирование уплотнения вдоль лицевой поверхности ствола скважины, в результате чего предотвращается введение жидкостей и газов в ствол скважины за счет давлений формации. Предложенная композиция имеет такие свойства, которые позволяют пользователю точно определять и регулировать промежуток времени схватывания, что обеспечивает недостижимый ранее уровень управления и эксплуатационных качеств.
Композиция преимущественно содержит ориентировочно от 70 до 30% по весу оксихлорида магния
- 4 008274 и ориентировочно от 70 до 30% по весу воды. Композиция представляет собой текучую суспензию при температурах композиции ориентировочно ниже 60°С, однако, она претерпевает фазовый переход с образованием, главным образом, твердой массы (что также именуется здесь как схватывание) при достижении типичной температуры композиции ориентировочно от 60 до 68°С, в зависимости от размера частиц.
Другие температуры схватывания могут быть использованы для других композиций в соответствии с настоящим изобретением. Например, некоторые композиции могут иметь температуры схватывания в диапазоне около 25-35°С, а другие могут иметь температуры схватывания в диапазоне около 100-140°С.
Композиции в соответствии с настоящим изобретением преимущественно получают, прежде всего, за счет приготовления соляного раствора, который содержит соль хлорида магния и воду, с последующей добавкой в соляный раствор порошка оксида магния в соответствии с настоящим изобретением, чтобы сформировать текучую суспензию. Преимущественно суспензия представляет собой продукт реакции, который содержит смесь ориентировочно от 70 до 50% по весу соляного раствора и ориентировочно от 50 до 30% по весу порошка оксида магния. Оксид магния вступает в реакцию с соляным раствором и образует суспензию оксихлорида магния. Порошок оксида магния в соответствии с настоящим изобретением преимущественно имеет средний диаметр частиц в диапазоне около 2-8 мкм и объемную плотность около 1-3,5 г/см3. Несмотря на то, что это не является предпочтительным, композиции в соответствии с настоящим изобретением могут быть приготовлены и при помощи других порядков перемешивания, например за счет перемешивания порошка оксида магния и воды ранее добавления хлорида магния в воду.
При необходимости могут быть использованы различные компоненты, которые придают композициям желательные свойства. Предпочтительными возможными компонентами являются наполнители, такие как доломит. Могут быть использованы также замедлители для управления временем, которое необходимо для схватывания композиции и образования продукта в твердом состоянии. Предпочтительными замедлителями являются гексаметафосфат натрия, фосфатгексагидрат калия и магния и гексаметафосфат калия и магния. Также могут быть использованы смеси замедлителей. Могут быть использованы также утяжелители для управления массой суспензии. Такие утяжелители способствуют смещению или уравновешиванию суспензии в желательном положении вдоль ствола скважины. Преимущественными утяжелителями являются карбонат кальция, барит, галенит и их смеси. Карбонат кальция является предпочтительным для использования в продуктивных зонах благодаря его высокой растворимости в растворе НС1. Другими предпочтительными добавками являются сернокислый алюминий в качестве ускорителя реакции фазового перехода, а также упрочнители, такие как мелкий диоксид кремния, грубый диоксид кремния и их смеси.
Способ уплотнения ствола скважины преимущественно предусматривает следующие операции: подготовка указанной суспензии, введение суспензии в шахтный ствол скважины и вдоль стенок по меньшей мере одного участка шахтного ствола и застывание суспензии, в результате чего образуется уплотнение вдоль по меньшей мере одного участка стенок шахтного ствола скважины. Способ может также включать в себя операцию введения возможных добавок, таких как указанные выше, которые придают композиции желательные свойства.
Композиция имеет важные физические свойства, которые были неизвестны ранее и которые позволяют решить проблемы, связанные с известными ранее жидкостями (буровыми растворами) и цементами, используемыми при бурении. Одним из таких свойств является то, что композиция претерпевает практически мгновенный фазовый переход от текучей суспензии в твердое состояние при достижении температуры композиции около 60-68°С. Это свойство именуется здесь как схватывание под прямым углом, потому что характеристическая кривая вязкости композиции от времени схватывания имеет угол 90° или прямой угол.
Вторым свойством композиции является ее не инвазивность для окружающих земных формаций, потому что быстрое схватывание ограничивает миграцию текучей суспензии в такие формации. Это свойство композиции позволяет избежать повреждения продуктивных зон за счет проникновения в них бурового или цементного раствора. Неинвазивная природа композиции, однако, может контролироваться и ограничиваться за счет использования замедлителей, которые увеличивают время схватывания композиции при данной температуре, в результате чего композиция может быть выжата назад дальше в формацию. Разработка композиции, которая может мигрировать назад в формацию, является особенно важной для случая, когда требуется укрепление нетвердых формаций.
Еще одним очень важным свойством композиции в соответствии с настоящим изобретением является близкая к линейной зависимость между временем, в течение которого происходит реакция фазового перехода, и (а) температурой композиции, при которой происходит фазовый переход, и (Ь) концентрацией замедлителя, при которой происходит фазовый переход. Под близкой к линейной зависимостью понимают, что зависимость между временем схватывания и температурой или концентрацией замедлителя является, главным образом, линейной, с небольшим отклонением от прямой линии между крайними точками, причем такое отклонение не выходит за рамки настоящего изобретения. Если это сформулировать иначе, то время, в течение которого происходит фазовый переход, увеличивается или уменьшается в функции температуры или концентрации замедлителя. Эта зависимость не является логарифмической по своей природе. Указанные предпочтительные свойства позволяет произвести точный расчет времени, в
- 5 008274 течение которого произойдет схватывание композиции в стволе скважины при переменных условиях температуры и давления. Эта предсказуемость и контролируемость имеют существенное значение при бурении скважин.
Другим преимуществом является то, что фазовый переход происходит предсказуемо при высоких давлениях, которые обычно имеются при скважинных операциях. В соответствии с настоящим изобретением получают продукт в твердом состоянии, который имеет отличную прочность на сжатие в указанных условиях высоких давлений.
Другим преимуществом является то, что, хотя композиция и имеет отличную прочность на сжатие и может выдерживать вес бурильной колонны, она очень легко может быть выбурена, так как она обладает очень малым сопротивлением, что позволяет производить выбуривание по пути в идущих под углом или встроенных секциях ствола скважины.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на примеры и сопроводительные чертежи. Следует иметь в виду, что варианты осуществления настоящего изобретения могут иметь различные формы, поэтому описанные здесь специфические варианты следует считать поясняющими и не ограничивающими объем патентных притязаний.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
В изобретении предлагаются композиция и способ контроля проникновения скважинных жидкостей и газов, причем композиция представляет собой текучую суспензию, которая содержит ориентировочно от 70 до 30% по весу уникального материала из оксихлорида магния и ориентировочно от 70 до 30% по весу воды. Композиция обычно является текучей суспензией при температурах композиции ориентировочно ниже 60°С и схватывается с образованием, главным образом, твердой массы при достижении температуры композиции около 60-68°С. Отметим, что температура композиции в различных областях (зонах) композиции является различной.
Композицию в соответствии с настоящим изобретением готовят, прежде всего, за счет приготовления соляного раствора, который преимущественно содержит смесь соли хлорида магния и воды. Наиболее предпочтительный соляной раствор содержит около 50% по весу МдС12-Н2Ои 50% по весу воды, хотя могут быть использованы и другие отношения.
Преимущественно уникальный порошок оксида магния в соответствии с настоящим изобретением вводят в соляной раствор для образования текучей суспензии. Перемешивание соляного раствора хлорида магния и порошка оксида магния вызывает реакцию, которая приводит к образованию суспензии оксихлорида магния в соответствии с настоящим изобретением. Преимущественно суспензия представляет собой продукт реакции, который содержит смесь ориентировочно от 70 до 50% по весу соляного раствора и ориентировочно от 50 до 30% по весу порошка оксида магния. Порошок оксида магния преимущественно имеет средний диаметр частиц около 2-8 мкм и объемную плотность около 1-3,5 г/см3. За счет использования указанного преимущественного распределения частиц по размерам суспензия является достаточно текучей для того, чтобы ее закачивать через бур, так что композиция может быть введена в ствол скважины без извлечения бура. Предпочтительные формы суспензии имеют плотность около 1,41,6 кг/л и вязкость около 18-30 сП. Отметим, что плотности могут быть повышены по меньшей мере ориентировочно до 2,2 кг/л за счет добавки одного или нескольких предпочтительных утяжелителей.
Порошок оксида магния, который может быть использован в соответствии с настоящим изобретением, может быть закуплен на фирме ЭеереаПй 8о1и!юпк, Ь!б., Баку, Азербайджан. Другими полезными порошками оксида магния является Ьуса1 93/34, который производится фирмой Втйтад Ь!б., Наг!1ероо1 ик, Ваутад 40, и может быть закуплен на фирме Ваутад, Са1дагу, Л1Ьег1а. Сапаба, а также 18О 9000, который может быть закуплен на фирме Рак! Тгаск Ттик! 1пс., ШшоЦ, США, причем могут быть использованы и смеси указанных порошков. Предполагается, что необходимый порошок оксида магния будет выпускаться фирмой ЭеереаПй 8о1и!юп5 под фабричной маркой ТНЕВМАТЕК. Также предполагается, что соль хлорида магния, которую используют для формирования композиции в соответствии с настоящим изобретением, будет выпускаться фирмой ЭеереаПй 8о1и!юпк под фабричной маркой С-ТЕК. Соль хлорида магния также может быть закуплена на фирме ТВС Оппе Сотрапу.
Основной (базовый) состав композиции вместе с возможными добавками преимущественно готовят в местоположении ствола скважины. Композиция может быть приготовлена в агрегате для приготовления цементного раствора, таком как производимый фирмами НаШЬийоп, В.1. Нидйек или Эо\\'е11 8сЫитЬетдет. Типичные агрегаты для приготовления цементного раствора содержат резервуар и устройство перемешивания, причем компоненты могут подвергаться перемешиванию партиями или непрерывно. Полученная суспензия (раствор) затем может быть непосредственно закачана из агрегата для приготовления цементного раствора в ствол скважины. Для перемешивания и закачивания суспензии в ствол скважины могут быть использованы и другие агрегаты. Например, композиция может быть приготовлена в баке подходящего размера, перемешана при помощи соответствующего устройства и закачана в ствол скважины при помощи строенного или сдвоенного бурового насоса. Предполагается, что приготовление композиции происходит при температуре и давлении окружающей среды. Более низкие температуры замедляют нарастание внутренней температуры композиции, при которой происходят ее схватывание и
- 6 008274 образование материала в твердом состоянии.
Множество возможных компонентов могут быть добавлены в базовый состав для придания композиции желательных физических свойств. Эти возможные компоненты преимущественно могут содержать ориентировочно от 1 до 25% по весу наполнителя композиции. Наполнители используют для изменения распределения частиц композиции по размерам, например, для предотвращения слеживания предпочтительного сверхмелкого порошка оксида магния, так как такое слеживание может препятствовать свободному течению суспензии. Увеличение размера частиц композиции с наполнителями позволяет снизить до минимума слеживание и способствует свободному течению. Отметим, что особых ограничений на размер частиц наполнителей нет. Наполнители также могут быть введены для улучшения свойств суспензии при использовании утяжелителей с малым весом, а также для уплотнения микротрещин в стволе скважины. Композиции без наполнителей могут быть использованы, например, в приложениях с выжиманием, когда необходимо принудительно загонять композицию назад в земные формации, окружающие ствол скважины. Доломитовый порошок (МдСаСО3) является предпочтительным наполнителем для использования в соответствии с настоящим изобретением, так как он не ухудшает растворимость в кислоте композиции. Подходящим доломитовым порошком является Эо1отЦе 200, который может быть закуплен на фирме 1МЛ8СО 1п1егпайопа1 Мшетак о£ Уаиеоиуег, Сапаба.
Замедлители для задержки момента времени, при котором происходит фазовый переход, являются особенно полезными добавками суспензии. Такие замедлители позволяют оператору контролировать время схватывания композиции на основании геотермальной температуры, при которой композиция будет использована. Увеличение весового процентного содержания замедлителя увеличивает время, которое требуется для того, чтобы композиция претерпела фазовый переход. Предпочтительные замедлители содержат ориентировочно от 0,86 до 7,0% по весу оксида магния.
Предпочтительные замедлители содержат гексаметафосфат натрия (гранулы технического сорта (качества)), фосфатгексагидрат калия и магния и гексаметафосфат калия и магния. Могут быть использованы также и смеси указанных предпочтительных замедлителей. Замедлители преимущественно являются растворимыми в воде и их преимущественно вводят в пресную воду ранее добавления в воду соли хлорида магния. Однако добавление замедлителей может происходить и в другое время, например после образования соляного раствора. Однако такой порядок перемешивания не является предпочтительным, так как замедлители имеют меньшую растворимость в соляном растворе, чем в чистой воде.
Предполагается, что подходящие замедлители, содержащие гексаметафосфат натрия, могут быть закуплены на фирме Эеереаг111 8о1ибопк (фабричная марка К-ТЕК). Замедлители, которые содержат гексаметафосфат натрия, фосфатгексагидрат калия и магния и гексаметафосфат калия и магния, могут быть закуплены на фирмах Уап \Уа1егк & Кодегк, Иб.. Са1дагу, Л1Ьег1а. Сапаба или К1юпе-Рои1епс о£ СЫсадо, 111шок.
Ускорители, которые повышают скорость, с которой текучая суспензия образует твердую массу, также могут быть введены в суспензию. Предпочтительные ускорители составляют ориентировочно от 1 до 10% по весу суспензии. Сульфат алюминия представляет собой предпочтительный ускоритель. Предполагается, что такой ускоритель будет выпускаться фирмой Эеереаг111 8о1ибопк под фабричной маркой А-ТЕК.
По меньшей мере один утяжелитель в количестве ориентировочно от 5 до 61% от полного веса композиции может быть введен для контроля массы и плотности суспензии. Контроль массы суспензии существенно влияет на надлежащее расположение композиции в стволе скважины. Масса и плотность суспензии должны быть достаточными для перемещения имеющих повышенное давление и плотных флюидов в стволе скважины. Регулирование массы и плотности композиции также позволяет композиции противодействовать вхождению земной тектоники в ствол скважины. Предпочтительные утяжелители выбирают из группы, в которую входят карбонат кальция, барит и галенит, причем не требуется особый выбор размера частиц или сорта руды. Могут быть использованы также и смеси предпочтительных утяжелителей. Барит может быть закуплен на фирме М1 ЭпШпд Р1шбк о£ Ноик1оп, Техак. Карбонат кальция полезен при операциях, в которых композиция должна быть удалена из ствола скважины, так как этот материал является на 99% растворимым в водном растворе, который содержит около 15% НС1.
По меньшей мере один упрочнитель в количестве ориентировочно от 1 до 50% от полного веса композиции может быть добавлен для регулирования сцепления и прочности композиции. Такие упрочнители выполняют такую же функцию, что и гравий или песок в обычных цементах, когда композиция упрочняется за счет сцепления цементного раствора с песком или гравием. Предпочтительными упрочнителями являются мелкий диоксид кремния (кремнезем), грубый диоксид кремния и их смеси. Предполагается, что такой диоксид кремния в виде кварцевой муки будет выпускаться фирмой Эеереаг111 Зокйюпк под фабричной маркой У-ТЕК.
Способ уплотнения ствола скважины преимущественно включает в себя следующие операции: приготовление композиции суспензии в соответствии с описанным здесь выше, введение суспензии в шахтный ствол скважины и вдоль стенок по меньшей мере одного участка шахтного ствола и застывание суспензии вдоль стенок по меньшей мере одного участка шахтного ствола, в результате чего образуется уплотнение вдоль по меньшей мере одного участка стенок шахтного ствола скважины. Несмотря на то, что это не является предпочтительным, композиции для осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением могут быть приготовлены и при помощи других порядков перемешивания, например за
- 7 008274 счет перемешивания порошка оксида магния и воды ранее добавления хлорида магния в воду. В соответствии с предпочтительным вариантом способа операция застывания суспензии предусматривает, по меньшей мере частично, геотермальное нагревание суспензии до температуры суспензии около 60-68°С, вследствие чего нагретая суспензия претерпевает фазовый переход от текучего в твердое состояние. Способ также может предусматривать введение возможных добавок, таких как описанные здесь ранее, для придания композиции желательных свойств.
Не желая связывать себя никакой особой теорией, все же можно полагать, что новые и положительные результаты, которые могут быть достигнуты в соответствии с настоящим изобретением, получают за счет физических свойств компонентов композиции из оксида магния, специфические характеристики которого до настоящего времени изучены не полностью. Единственное, что известно, так это то, что образование суспензии оксихлорида магния протекает в виде экзотермической реакции, причем в ходе этой экзотермической реакции композиция нагревается. При достижении типичной температуры композиции около 60-68°С быстро происходит фазовый переход из текучей суспензии в твердое состояние. Композиция может достигать температуры около 60-68°С как в результате внутренней экзотермической реакции, так и в результате нагревания при помощи внешнего источника, такого как геотермальная теплота. Температура окружающей среды влияет на время, необходимое для схватывания композиции, так как она влияет на время линейного нарастания температуры до той температуры, которая требуется для осуществления реакции фазового перехода. На время, необходимое для схватывания композиции, также влияет введение замедлителей или ускорителей. Однако схватывание представляет собой быстрое схватывание под прямым углом, вне зависимости от времени, которое требуется для достижения температуры схватывания. Быстрое схватывание позволяет исключить или существенно ограничить образование геля и связанные с этим проблемы канализирования.
Можно полагать, что неинвазивная природа композиции является результатом более быстрого накопления теплоты и более быстрого перехода (в твердое состояние), который происходит вдоль периферии композиции в стволе скважины. В результате, периферия композиции достигает требуемой температуры схватывания ранее всего объема композиции и образует материал в твердом состоянии вдоль лицевой поверхности ствола скважины и в непосредственно примыкающих зонах окружающей земной формации.
Неинвазивная природа композиции в соответствии с настоящим изобретением может быть сравнена, по аналогии, с выливанием жидкого теста для блинов на горячую сковородку. Если кастрюлю с жидким тестом поставить на горячую плиту, то тесто начнет затвердевать сначала на дне кастрюли, которое имеет прямой контакт с нагретой поверхностью. Если же жидкое тесто вылить на горячую сковородку, то оно растекается (тонким слоем) и его затвердевание (спекание) происходит намного быстрее.
В случае настоящего изобретения ствол скважины является аналогом кастрюли, в то время как суспензия является аналогом жидкого теста. Когда суспензия растекается вдоль стенок ствола скважины, то быстро возрастает температура в данном объеме суспензии. В результате, суспензия схватывается намного быстрее вдоль стенок ствола скважины, чем при той же температуре в стволе скважины. Эта важная характеристика зависит только от времени и температуры, и на нее не оказывает влияния гидростатическое давление. Это также означает, что при любой температуре в стволе скважины суспензия будет оставаться текучей в стволе скважины в течение известного времени, что позволяет вводить суспензию и извлекать скважинные инструменты и т.п., причем в это же время образуется материал в твердом состоянии вдоль стенок ствола скважины и на периферии.
Комбинация схватывания под прямым углом и близкой к линейной зависимости между временем схватывания, и (а) температурой композиции, при которой происходит фазовый переход, и (Ь) концентрацией замедлителя, позволяет получить заказной продукт, позволяющий оператору точно определять момент времени, когда произойдет фазовый переход. По существу, эта комбинация свойств позволяет оператору определять точное время, когда происходит мгновенное схватывание композиции с образованием материала в твердом состоянии. Время схватывания при необходимости может быть сокращено или увеличено за счет введения замедлителей и ускорителей. Указанная комбинация схватывания под прямым углом и близкой к линейной зависимости является уникальной для композиций в соответствии с настоящим изобретением, которые содержат оксихлорид магния, причем она отсутствует в любых известных цементах, которые содержат оксихлорид магния, или в других известных цементах.
Композиция имеет также и другие важные свойства, в том числе и связанные с тем, что полученные из композиции материалы в твердом состоянии являются растворимыми в водном растворе, который содержит около 15% по весу соляной кислоты. Это благоприятное свойство позволяет растворять такой материал и удалять его из ствола скважины. Так как композиция является неинвазивной и может быть приготовлена таким образом, чтобы не мигрировать существенно в окружающие земные формации, то больший процент цемента можно вводить в контакт с раствором кислоты и удалять (из ствола скважины).
Кроме того, реакция фазового перехода протекает предсказуемым образом при высоких давлениях, которые являются типичными для операций в стволе скважины. Как это будет показано в приведенных далее примерах, схватывание под прямым углом и близкая к линейной реакция фазового перехода протекают как при давлении окружающей среды, так и при повышенных давлениях около 10,000 ρδί (фунт на кв.дюйм). Материал композиции в твердом состоянии имеет высокую прочность на сжатие, превы
- 8 008274 шающую 7000 ρδί, что является прочностью на сжатие, достаточной для использования при операциях в стволе скважины. Важный аспект настоящего изобретения состоит в том, что прочность на сжатие возрастает очень быстро после фазового перехода, что делает композицию особенно полезной для уплотнения формаций с повышенным давлением.
Композиция претерпевает предпочтительный фазовый переход даже при наличии типичных загрязнений, которые имеются при операциях в стволе скважины. Такие загрязнения, как морская вода, эмульсия полевой грязи и приготовленные в лаборатории буровые растворы КС1/гликоль на базе воды, не оказывают вредного влияния на свойства схватывания в соответствии с настоящим изобретением.
Было обнаружено, что материалы композиции в твердом состоянии легко режутся буром. Это свойство позволяет буру проникать в композицию без выталкивания пробки из ствола скважины в мягкие окружающие земные формации. Это свойство позволяет использовать композицию для облицовки ствола скважины при проведении операций бурения, в особенности во встроенных секциях ствола скважины.
Примеры и данные
Приведенные далее примеры служат для дополнительного пояснения настоящего изобретения и не имеют ограничительного характера. В частности, в примерах указаны конкретные композиции, особенности их приготовления, физические характеристики и способы использования скважинных композиций в соответствии с настоящим изобретением при проведении сравнения с обычными композициями.
Примеры известных ранее композиций
Известные ранее композиции цемента на базе оксихлорида магния приведены для того, чтобы показать отсутствие предсказуемости их фазового перехода из состояния текучей суспензии в твердое состояние. Каждая из известных ранее композиций имеет различные и неконтролируемые характеристики схватывания, что не позволяет использовать такие композиции в качестве материала для контроля потери скважинных жидкостей и газов.
Суспензия с базовым составом была приготовлена для каждого из примеров 1-3. Базовый состав содержит неутяжеленную суспензию, которая была приготовлена в соответствии со следующим порядком перемешивания.
| Порядок перемешивания известного базового состава | |
| Компоненты | Количество |
| Пресная вода | 325 мл |
| Замедлитель (Гексаметафосфат натрия, техническая марка 2) | 12.Зг (Примеры 2 & 3) или 20.5г (Пример 1) |
| Соль (Хлорид магния, МеСЬ*6Н?О) | 325г |
| Порошок оксида магния, (Ваутад 56, 96 или 58) | 410г |
Каждый из известных ранее составов был приготовлен, прежде всего, при помощи перемешивания замедлителя с пресной водой, после чего добавляли соль хлорида магния для получения соляного раствора. В примерах 2 и 3 перемешивали 12,3 г замедлителя с 325 мл пресной воды, в то время как в примере 1 вводили 20,3 г замедлителя в 325 мл воды. В качестве замедлителя использовали гексаметафосфат натрия (техническая марка 2), который был закуплен на фирме Уап \Ма1егз & Кодегз, Ы4., Са1дагу, Л1Ьег1а, Сапаба. Соляной раствор был приготовлен путем перемешивания 325 г соли хлорида магния с водой и замедлителем в течение приблизительно 2 мин. Перемешивание прерывали после растворения соли. Соль хлорида магния была закуплена на фирме ТВС Бппе Сотрапу.
Затем 410 г обычного порошка оксида магния перемешивали с соляным раствором и вводили в реакцию с ним приблизительно на 3 мин для образования каждой суспензии с составом на базе оксихлорида магния. Обычный порошок оксида магния, который используют в примерах 1-3, был закуплен на фирме Ваутад о£ Са1дагу, Л1Ьег1а, Сапаба. Порошки оксида магния в примерах 1-3 идентифицируют соответственно по коду изделия 56, 96 и 58 фирмы Ваутад.
Далее перемешивали 110 г порошка Ио1от11е 200 с базовым составом суспензии. Получали текучую суспензию, которая имеет плотность около 13,6 ррд (1,63 80).
В каждом из примеров вводили 600 мл суспензии, которая содержит замедлитель, в стальную чашу консистометра. Был использован полноразмерный консистометр для цемента, в котором может быть создано повышенное давление, для оценки вязкости композиций при заданных уровнях температуры и давления. Консистометр определяет вязкость образца за счет измерения сопротивления перемещению вращаемой лопатки, погруженной в пробу. Консистометр имел цифровой индикатор внутренней температуры композиции образца, которую измеряет погруженный в композицию щуп.
В каждом примере чашу с образцов вводили в масляную ванну в камере консистометра. Температуру масляной ванны и давление в камере повышали для оценки свойств схватывания обычной композиции при температуре и давлении, которые имитируют соответствующие типичные условия в стволе
- 9 008274 скважины. Для имитации указанных условий температуру консистометра повышали до 65°С в течение 50 мин. Давление в течение этого же периода 50 мин достигало 10,000 рзт Консистометр автоматически регулирует температуру масляной ванны и давление в камере для компенсации любого возрастания температуры композиции, возникающего за счет экзотермической реакции.
На фиг. 1-3 показаны полные температура масляной ванны (в градусах Цельсия), давление (р§1, фунт на кв. дюйм) и вязкость (в единицах Бердона (Ве)) для прогона каждого образца. В табл. 1-3 приведены данные для избранных точек. Обозначение ΡΟΏ относится к точке ( к моменту) начала реакции фазового перехода композиции образца. Были получены следующие данные для примеров 1-3.
Пример 1. Известная композиция на базе порошка типа Ваутад 56 МдО.
| ТАБЛИЦА 1 Свойства схватывания (65°С /5% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (ры) | Вязкость (Ве) |
| 0 | 24 | 0000 | 20 |
| 20 | 40 | 2600 | 20 |
| 45 | 72 | 4700 | 21-ΡΟΌ |
| 50 | 75 | 5000 | 28 |
| 60 | 57 | 5950 | 48 |
| 65 | 58 | 6300 | 58 |
| 70 | 43 | 6800 | 97 |
| 77 | 34 | 7000 | 102 |
Пример 2. Известная композиция на базе порошка типа Ваутад 96 МдО.
| ТАБЛИЦА 2 Свойства схватывания (65 °С /3% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (ры) | Вязкость (Ве) |
| 0 | 25 | 0000 | 12 |
| 8 | 30 | 1100 | 13-ΡΟϋ |
| 10 | 32 | 1800 | 24 |
| 20 | 42 | 2500 | 34 |
| 30 | 49 | 3400 | 44 |
| 40 | 43 | 4200 | 54 |
| 50 | 53 | 5000 | 63 |
| 60 | 38 | 5800 | 72 |
| 70 | 69 | 6700 | 52 |
| 75 | 74 | 7100 | 66 |
Пример 3. Известная композиция на базе порошка типа Ваутад 58 МдО.
| ТАБЛИЦА 3 Свойства схватывания (65°С /5% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (ры) | Вязкость (Ве) |
| 0 | 25 | 0000 | 18 |
| 10 | 34 | 3800 | 18 |
| 15 | 38 | 4800 | 19 - ΡΟϋ |
| 18 | 150 | 5800 | 30 |
| 18 | 150 | 5800 | 99 |
Как это показано в табл. 1-3 и на фиг. 1-3, эти три обычные композиции оксихлорида магния имеют
- 10 008274 различные кривые, отображающие их переход от текучего в твердое состояние. В примерах 1 и 2 фазовый переход протекает в течение нежелательно длительного периода времени, причем в течение этого периода времени существует гелеобразное состояние, которое позволяет образование каналов в цементе и утечку скважинных жидкостей и газов через эти каналы.
Реакции во всех этих примерах являются весьма экзотермическими, как это показано на фиг. 1-3 пиками температуры. Снижение температуры после пика на фиг. 1 и 2 отображает автоматическое снижение температуры масляной ванны при помощи консистометра, который стремится поддерживать прежнюю температуру композиции.
В примере 3 реакция является настолько экзотермической, что консистометр не может снизить температуру масляной ванны в достаточной степени для компенсации увеличенной температуры композиции, которая превышает 150°С. Данные измерения показывают, что реакция в этом примере является неконтролируемой и протекает в течение всего 18 мин.
Материал в твердом состоянии примеров 1 и 2 имеет низкую прочность на сжатие, что приводит, главным образом, к его крошению при простом сжатии в руке, что делает его совершенно не пригодным для использования при скважинных операциях. Несмотря на то, что прочность на сжатие композиции примера 3 была выше, эта композиция также не может быть использована при скважинных операциях из-за ее неконтролируемой реакции фазового перехода. Отметим, что нет зависимости между временем, в течение которого указанные композиции претерпевают фазовый переход, и температурой, при которой происходит фазовый переход. Таким образом, указанные цементные композиции на базе оксихлорида магния не могут быть использованы в качестве скважинных цементов.
Примерные композиции в соответствии с настоящим изобретением
Примерные композиции в соответствии с настоящим изобретением были приготовлены и проанализированы для определения их характеристик схватывания в различных температурных условиях. Была также произведена оценка свойств схватывания в соответствии с настоящим изобретением при введении различных добавок, таких как модификаторы вязкости, утяжелители и замедлители. Была также произведена оценка влияния загрязнений, которые обычно имеются при проведении типичных скважинных операций бурения. Кроме того, была также произведена оценка растворимости некоторых материалов композиции в твердом состоянии.
Полученные данные показывают, среди прочего, что, совершенно отлично от известных ранее композиций, композиции в соответствии с настоящим изобретением имеют согласующиеся и предсказуемые характеристики схватывания при различных температурах и концентрациях замедлителя. Эти свойства делают указанные композиции особенно полезными при проведении скважинных операций бурения, так как время их схватывания может быть точно рассчитано, что обеспечивает более высокий уровень контроля. Эти свойства обеспечивают существенные преимущества по сравнению с известными ранее композициями, для которых время схватывания не может быть точно предсказано или в которых образуется состояние геля между текучим состоянием и состоянием схватывания.
Примеры 4-11.
Примеры 4-11 показывают, что композиция претерпевает предсказуемый фазовый переход от текучей суспензии в твердое состояние при достижении температуры композиции около 60-68°С. Примеры показывают также, что имеется близкая к линейной зависимость между временем схватывания и концентрацией замедлителя.
Суспензия с базовым составом была приготовлена для каждого из примеров 4-11. Базовый состав содержит неутяжеленную суспензию, которая была приготовлена в соответствии со следующим порядком перемешивания.
| Порядок перемешивания базового состава для Примеров 4-11 | |
| Компоненты | Количество |
| Замедлитель (К.-Тек) | См. Примеры 4-11 |
| Пресная вода | 350 мл |
| Хлорид магния (С-Тек) | 350г |
| Порошок оксида магния (Тйегта1ек) | 41 Ог |
| Доломит (ϋοίοιηίΐε 200) | ЮОг |
Сначала замедлитель типа К-Тек (гексаметафосфат натрия) вводили в 350 мл пресной воды. Весовое процентное содержание замедлителя варьировали в каждом примере, как это показано в приведенных ниже таблицах, причем замедлитель представляет собой не обязательный компонент, который может быть введен в любое время до начала использования суспензии, хотя предпочтительным является введение замедлителя в воду для обеспечения его равномерного распределения.
Затем был приготовлен соляной раствор, который содержит пресную воду, замедлитель и С-Тек
- 11 008274 (соль хлорида магния). Соляной раствор был приготовлен путем перемешивания 350 г соли хлорида магния с 350 мл пресной воды, которая содержит замедлитель, в течение приблизительно 2 мин. Перемешивание прекращали после растворения соли.
Затем 410 г материала Тйегта1ек (порошок оксида магния) вводили в соляной раствор и перемешивали в течение приблизительно 3 мин для образования суспензии. Соль хлорида магния в соляном растворе и порошок оксида магния вступали в реакцию с образованием цементной суспензии (цементного теста) оксихлорида магния. Порошок оксида магния Тйегта1ек имеет объемное распределение частиц по размерам в диапазоне около 2-8 мкм, как это показано на фиг. 14 (объемное распределение частиц по размерам в соответствии с данными фирмы Ма1уегп 1п81гцтеп18).
Затем 110 г порошка Цо1от11е 200 перемешивали с базовым составом суспензии и наблюдали, что суспензия является текучей и имеет плотность около 13,6 ррд (1,63 80).
Как и в случае известных композиций примеров 1-3, была проведена оценка примерных композиций примеров 4-11 в соответствии с настоящим изобретением для определения их свойств схватывания, т. е. вязкости и фазового перехода, при температуре и давлении, которые имитируют соответствующие типичные условия в стволе скважины. Для проведения такой оценки использовали полноразмерный консистометр для цемента фирмы СйапЛег Епдтееппд, в котором может быть создано повышенное давление. Как и в случае консистометра, который был использован для оценки известных ранее композиций, консистометр СйапЛег определяет вязкость образца за счет измерения сопротивления перемещению вращаемой лопатки, погруженной в пробу. Консистометр имеет цифровой индикатор внутренней температуры композиции образца, которую измеряет погруженный в композицию щуп. В каждом примере проводили измерения температуры композиции.
В каждом примере вводили 600 мл суспензии, которая содержит замедлитель, в чашу консистометра, которую помещали в масляную ванну в камере консистометра. При каждом прогоне образца консистометр обеспечивает линейное увеличение температуры композиции до заданной температуры в течение времени линейного нарастания 50 мин, как это показано в каждом примере. Консистометр обеспечивает также линейное увеличение давления в камере до 10,000 ρδί в течение времени линейного нарастания 50 мин. Как и в примерах 1-3, консистометр может автоматически регулировать температуру и давление для компенсации увеличения температуры композиции в результате экзотермической природы реакции, протекающей в суспензии оксихлорида магния.
На фиг. 4-11 показаны полные температуры масляной ванны (в градусах Цельсия), давление (ρδί, фунт на кв.дюйм) и вязкость (в единицах Бердона (Ве)) для прогона каждого образца. В табл. 4-11 приведены данные для избранных точек. Обозначение ΡΟΌ, как и раньше, относится к точке начала реакции фазового перехода композиции образца.
Пример 4.
Был приготовлен образец в соответствии с базовым составом. Композиция образца содержит 3 г (0,86 вес.% МдО) замедлителя К-Тек (гексаметафосфат натрия). Образец был нагрет в консистометре до температуры 65°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление составляло 10,000 ρδί. На фиг. 4 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 4 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 4 Свойства схватывания для Примера 4 (65°С /0.86% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (Ρ8Ϊ) | Вязкость (Ве) |
| 0 | 20 | 2000 | 22 |
| 50 | 65 | 10,000 | 20 |
| 51-56 | 65 | 10,000 | 20 |
| 57 | 65 | 10,000 | 21-РОО |
| 58 | 65 | 10,000 | 22 |
| 59 | 65 | 10,000 | 30 |
| 60 (измерение 1) | 65 | 10,000 | 40 |
| 60 (измерение 2) | 65 | 10,000 | 70 |
| 60 (измерение 3) | 65 | 10,000 | 100 |
Пример 4 показывает, что композиция начинает претерпевать фазовый переход от текучей суспензии в твердое состояние (ΡΟΌ) приблизительно через 57 мин. Схватывание композиции с образованием твердого материала происходит через 60 мин, причем в этот момент температура композиции составляет около 60-68°С. Полученные данные и соответствующий график (фиг. 4) показывают, что происходит резкий фазовый переход при температуре композиции около 60-68°С. Форма кривой на фиг. 4 соответствует характеристике схватывания под прямым углом композиции в соответствии с настоящим изобретением.
- 12 008274
На фиг. 15 представлены данные относительно прочности на сжатие для композиции примера 4. Эти данные были получены при помощи ультразвуковой установки для испытаний на прочность фирмы СБапШег, которая позволяет, как и в примере 4, нагревать образец до температуры 65°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин, а также с линейным нарастанием давления до 10,000 ρδί. Данные показывают, что композиция имеет прочность на сжатие около 1250 ρδί через 43 мин после момента ΡΟ1) (который происходит через 57 мин), причем прочность на сжатие в этот момент резко возрастает. Указанное резкое возрастаение прочности на сжатие является важным аспектом настоящего изобретения. Как это показано на фиг. 15, прочность на сжатие возрастает почти до 1175 ρ§ί через 40 мин после ΡΟΏ. Это очень резкое возрастание прочности на сжатие делает композицию особенно полезной для уплотнения формаций с повышенным давлением.
Пример 5.
Был приготовлен второй образец в соответствии с базовым составом для оценки влияния увеличения весового процентного содержания замедлителя в композиции. Пример 5 отличается от примера 4 тем, что 6 г (1,76 вес.% МдО) замедлителя К-Тек были введены в композицию. Образец был нагрет до температуры 65°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление повышали с линейным нарастанием в течение 50 мин до 10,000 ρ§ί. На фиг. 5 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 5 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 5 Свойства схватывания для Примера 5 (65°С /1.74 % замедлителя) | |||
| Время /минут) | Температура (°С) | Давление (Ц81) | Вязкость (Ве) |
| 0 | <65 | 6,000 | 12 |
| 50 | 65 | 10,000 | 7 |
| 70 | 65 | 10,000 | 7 |
| 73 | 65 | 10,000 | 12 - ΡΟϋ |
| 74 | 65 | 10,000 | 13 |
| 75 | 65 | 10,000 | 14 |
| 76 (измерение 1) | 65 | 10,000 | 30 |
| 76 (измерение 2) | 65 | 10,000 | 40 |
| 77 (измерение 1) | 65 | 10,000 | 70 |
| 77 (измерение 2) | 65 | 10,000 | 100 |
Пример 5 показывает такой же фазовый переход и схватывание под прямым углом, как и для композиции примера 4, за тем исключением, что фазовый переход происходит приблизительно на 16 мин позже, чем фазовый переход в примере 4. Температура композиции в момент ΡΟ1) составляет 60-68°С. Разность во времени фазового перехода объясняется более высокой концентрацией замедлителя в композиции примера 5.
Пример 6.
Был приготовлен третий образец в соответствии с базовым составом для оценки влияния дальнейшего увеличения весового процентного содержания замедлителя в композиции. Композиция примера 6 отличается от композиций примеров 4 и 5 тем, что 12 г (3,48 вес.% МдО) замедлителя К-Тек были добавлены в композицию. Образец был нагрет до температуры 65°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление консистометра составляло 10,000 ρ§ί. На фиг. 6 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 6 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 6 Свойства схватывания для Примера 6 (65 °С /3.48 % замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (цы) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <65 | <1000 | 6 |
| 50-107 | 65 | 10,000 | 6 |
| 108 | 65 | 10,000 | 7-ΡΟϋ |
| 109 | 65 | 10,000 | 8 |
| 110 (измерение 1) | 65 | 10,000 | 30 |
| 110 (измерение 2) | 65 | 10,000 | 40 |
| 111 (измерение 1) | 65 | 10,000 | 70 |
| 111 (измерение 2) | 65 | 10,000 | 100 |
- 13 008274
Пример 6 показывает, что композиция начинает претерпевать фазовый переход приблизительно через 108 мин, причем композиция становится, главным образом, твердой через 111 мин. Данные в табл. 6 и на фиг. 6 показывают, что фазовый переход композиции является очень быстрым. И в этом примере фазовый переход происходит при температуре композиции около 60-68°С. Форма кривой на фиг. 6 является характерной для характеристики схватывания под прямым углом композиции в соответствии с настоящим изобретением. Задержка во времени фазового перехода объясняется более высокой концентрацией замедлителя по сравнению с композициями примеров 4 и 5.
Пример 7.
Задачей примера 7 является оценка воздействия повышенной температуры на свойства фазового перехода композиции примера 6. Образец был получен аналогично образцу примера 6 и содержит 12 г (3,48 вес.% МдО) замедлителя К-Тек. В отличие от примера 6, образец был нагрет до температуры 80°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление консистометра повышали до 10,000 ρδί с линейным нарастанием в течение 50 мин. На фиг. 7 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 7 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 7 Свойства схватывания (80°С /3.48% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (081) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <80 | < 10,000 | 4 |
| 50-77 | 80 | 10,000 | 4 |
| 78 | 80 | 10,000 | 4-РОИ |
| 79 | 80 | 10,000 | 10 |
| 80 | 80 | 10,000 | 30 |
| 81 (измерение 1) | 80 | 10,000 | 40 |
| 81 (измерение 2) | 80 | 10,000 | 70 |
| 81 (измерение 3) | 80 . | 10,000 | 100 |
Пример 7 показывает, что фазовый переход происходит быстрее при более высоких окружающих температурах. Фазовый переход примера 7 начинается на 30 мин раньше, чем фазовый переход примера 6. Наблюдаемая температура композиции в момент 78 мин составляет около 60-68°С. Таким образом, окружающая температура влияет на скорость, с которой композиция нагревается до температуры композиции около 60-68°С, которая требуется для фазового перехода. Фазовый переход происходит быстрее при повышенной температуре, причем на фиг. 7 можно видеть схватывание под прямым углом.
Пример 8.
Задачей примера 8 является оценка композиции примера 5, но нагретой до несколько более высокой температуры. Образец примера 8 был приготовлен в соответствии с базовым составом в соответствии с настоящим изобретением. Как и в примере 5, в композицию были введены 6 г (1,74 вес.% МдО) замедлителя К-Тек. Масляную ванну нагревали до температуры 73°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление консистометра составляло 10,000 ρδί. На фиг. 8 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 8 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 8 Свойства схватывания для Примера 8 (73 °С /1.74% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (Ρδί) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <73 | < 10,000 | 10 |
| 50 | 73 | 10,000 | 11 |
| 55 | 73 | 10,000 | И |
| 60 | 73 | 10,000 | 11 |
| 67 | 73 | 10,000 | 11-ΡΟϋ |
| 68 | 73 | 10,000 | 20 |
| 69 | 73 | 10,000 | 100 |
- 14 008274
Пример 8 показывает, что композиция начинает претерпевать фазовый переход приблизительно через 67 мин, причем композиция становится, главным образом, твердой через 69 мин. На фиг. 8 опять можно видеть характеристику схватывания под прямым углом. Наблюдаемая температура композиции в момент 67-69 мин составляет около 60-68°С. Как и ожидалось, требуется меньшее время до начала схватывания композиции за счет более высокой температуры масляной ванны по сравнению с примером 5. Данные в табл. 8 и на фиг. 8 показывают, что фазовый переход композиции является очень быстрым и опять происходит при температуре композиции около 60-68°С.
Пример 9.
Пример 9 был осуществлен для оценки воздействия снижения температуры на время схватывания композиции, которая имеет такую же концентрацию замедлителя, что и в примерах 5 и 8. В примере 9 образец был приготовлен аналогично примерам 5 и 8. Как и раньше, 6 г (1,74 вес.% МдО) замедлителя КТек были введены в композицию. Масляную ванну в примере 9 нагревали только до температуры 57°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Давление консистометра составляло 10,000 ρ§ΐ. На фиг. 9 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 9 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 9 Свойства схватывания для Примера 9 (57°С /1.74 % замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (θ81) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <57 | < 10,000 | 6 |
| 50-100 | 57 | 10,000 | 7 |
| 101 | 57 | 10,000 | 7-ΡΟΏ |
| 102 | 57 | 10,000 | 30 |
| 103 | 57 | 10,000 | 40 |
| 104 | 57 | 10,000 | 70 . |
| 105 | 57 | 10,000 | 100 |
Как и ожидалось, фазовый переход в композиции примера 9 происходит в более поздний момент времени, чем фазовый переход в примерах 5 и 8. Наблюдаемая температура композиции в момент 101 мин составляет около 60-68°С. Причиной указаного различия является то, что необходимо большее время для достижения температуры, которая требуется для осуществления фазового перехода. На фиг. 9 вновь можно видеть характеристику схватывания под прямым углом.
Пример 10.
В примере 10 произведена оценка влияния повышенной температуры и повышенной концентрации замедлителя. Вновь был приготовлен образец в соответствии с базовым составом, причем 5% по весу МдО (замедлитель К-Тек) были введены в композицию. В этом примере масляную ванну и образец нагревали до температуры 80°С с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. Пример 10, в основном, аналогичен примеру 7, однако, в этом случае композиция дополнительно содержит 1,26% замедлителя. Давление консистометра составляло 10,000 ρ§ΐ. На фиг. 10 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 10 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 10 Свойства схватывания для Примера 10 (80°С /5% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (Р81) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <80 | < 10,000 | 3 |
| 50 | 80 | 10,000 | 4 |
| 98 | 80 | 10,000 | 4-ΡΟϋ |
| 98 | 80 | 10,000 | 20 |
| 100 | 80 | 10.000 | 100 |
Как это показано на фиг. 10 и в табл. 10, фазовый переход происходит приблизительно на 20 мин позже, чем в примере 7. Момент ΡΟΙ) наступает при температуре около 60-68°С. Можно полагать, что временная задержка момента схватывания объясняется повышенным количеством замедлителя. На фиг. 10 опять можно видеть характеристику схватывания под прямым углом, которая присутствует, несмотря на повышенную концентрацию замедлителя.
Пример 11.
Пример 11 был проведен для оценки влияния снижения температуры на свойства фазового перехо
- 15 008274 да композиции, аналогичной примеру 6. Вновь был приготовлен образец в соответствии с базовым составом. Как и в примере 6, в композицию были добавлены 12 г (3,48 вес.% МдО) замедлителя К-Тек. Образец был нагрет до температуры 55°С (на 10°С меньше, чем в примере 6) с линейным нарастанием температуры в течение 50 мин. На фиг. 11 показаны графики температуры, давления и вязкости, в то время как в табл. 11 приведены данные для избранных точек, связанных с реакцией фазового перехода.
| ТАБЛИЦА 11 Свойства схватывания для Примера 11 (55°С /3.48% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (Ρ8Ϊ) | Вязкость (Ве) |
| 0-49 | <55 | <10,000 | 7 |
| 50-147 | 55 | 10,000 | 8 |
| 148 | 55 | 10,000 | 8-ΡΟϋ |
| 149-154 | 55 | 10,000 | 22 |
| 155 (Измерение 1) | 55 | 10,000 | 30 |
| 155 (Измерение 2) | 55 | 10,000 | 40 |
| 156 | 55 | 10,000 | 70 |
| 157 | 55 | 10,000 | 100 |
Как и следовало ожидать, больший промежуток времени, а именно 148 мин, требуется для того, чтобы композиция достигла момента РОЭ по сравнению с примером 6, в котором этот промежуток времени составляет всего только 108 мин. Температура композиции в момент 148 мин составляла около 6068°С. Разность во времени 40 мин для достижения момента РОЭ может быть объяснена более низкой температурой масляной ванны в примере 11, что увеличивает время протекания экзотермической реакции, которое необходимо для нагревания композиции до температуры, которая требуется для осуществления фазового перехода. На фиг. 11 опять можно видеть характеристику схватывания под прямым углом, которая присутствует, несмотря на то, что увеличен промежуток времени до момента схватывания.
На фиг. 12 сплошной линией показан график в соответствии с комплектом данных #1, которые основаны на свойствах схватывания табл. 4-6 и фиг. 4-6, причем аналогичные свойства схватывания композиций примеров 4-6 были ранее получены в примерах 4-6. Эта информация показана в виде пунктирного графика, который соответствует комплекту данных #2.
Практически совпадающие графики комплектов данных 1 и 2 на фиг. 12 показывают, что композиция имеет согласующиеся (воспроизводимые) свойства схватывания. Графики фиг. 12 также показывают близкую к линейной зависимость между временем, которое требуется для каждой примерной композиции, чтобы достичь момента 100 Ве при различных концентрациях замедлителя, если поддерживать температуру постоянной. Эти данные свидетельствуют о том, что фазовый переход и схватывание под прямым углом проистекают предсказуемым образом при переменных концентрациях замедлителя. Точки графиков не обязательно должны лежать на идеальной прямой, однако, они не должны отражать экспоненциальную зависимость между временем, необходимым для протекания реакции, и концентрацией замедлителя при выбранной температуре.
На фиг. 13 приведен график, который показывает время схватывания, необходимое для композиций примеров 6, 7 и 11, чтобы достичь вязкости 100 Ве. Каждая из композиций примеров 6, 7 и 11 имеет одну и ту же концентрацию замедлителя (3,48 вес.% МдО), однако, их нагревали при помощи консистометра до температур соответственно 65, 80 и 55°С. Самый правый на фиг. 13 комплект данных отображает полное количество времени, которое требуется для каждой композиции, чтобы достичь вязкости 100 Ве, включая и 50 мин линейного нарастания до соответствующей окончательной температуры. Самый левый на фиг. 13 комплект данных отображает полное количество времени удержания каждой композиции при соответствующей окончательной температуре, перед достижением вязкости 100 Ве; в этом комплекте данных не учитываются 50 мин нарастания до окончательной температуры.
Приведенные графики четко показывают близкую к линейной зависимость между временем, которое требуется для каждой композиции, чтобы достичь вязкости 100 Ве, и окружающей температурой, если поддерживать концентрацию замедлителя постоянной. Эти данные свидетельствуют о том, что фазовый переход и схватывание под прямым углом проистекают предсказуемым образом при переменных температурах. И в этом случае не требуется идеальная линейная зависимость времени и температуры, однако, зависимость времени, необходимого для схватывания композиции, и температуры не должна быть экспоненциальной.
При совместном рассмотрении фиг. 12 и 13 показывают, что время схватывания предсказуемым образом увеличивается при увеличении концентрации замедлителя и/или при снижении окружающей температуры. Важно, что время схватывания может быть точно определено на основании окружающей температуры и/или концентрации замедлителя, что снабжает оператора скважинных операций информацией о поведении цемента, которую раньше было получить невозможно.
- 16 008274
Примеры 12-13.
Примеры 12-13 дополнительно показывают, что композиции ТЬегта1ек в соответствии с настоящим изобретением, которые содержат другие добавки, такие как модификаторы вязкости, замедлители и утяжелители, претерпевают предсказуемый фазовый переход от текучей суспензии до твердого состояния при переменных температурах и концентрациях замедлителя. Кроме того, полученные данные показывают, что схватывание композиции происходит предсказуемым образом при наличии загрязнений, которые типично встречаются при проведении операций бурения.
Для примера 12 был приготовлен базовый состав суспензии ТЬегта1ек, а для примера 13 был приготовлен базовый состав ТЬегта1ек с указанным далее утяжелителем. Этот базовый состав содержит неутяжеленную суспензию, которая была приготовлена в соответствии со следующим порядком перемешивания.
| Порядок перемешивания базового состава ТЬегта1ек для Примеров 12-13 | |
| Компоненты | Количество |
| Порошок оксида магния СП1егта1ек) | 238.76 г |
| Доломитовый порошок (ϋοίοηιΐΐε 200) | 58.24 г |
| Пресная вода | 204 мл |
| Хлорид магния (К-Тек) | 204 мл |
Порошок оксида магния ТЬегта1ек и доломитовый порошок были перемешаны в отношении около 4.1:1 в соответствии со следующим порядком перемешивания.
| Доломитовый порошок (ϋοίοπύΐβ 200) | 58.24 г |
| Пресная вода | 204 мл |
| Хлорид магния (К-Тек) | 204 мл |
Отметим, что доломит не является обязательным компонентом в соответствии с настоящим изобретением. Соляной раствор, который содержит пресную воду и С-Тек соль хлорида магния, был приготовлен путем перемешивания 204 г соли хлорида магния с 204 мл пресной воды в течение приблизительно 2 мин. Перемешивание прекращали после растворения соли.
Затем перемешивали 297 г порошка оксида магния и порошка доломита с соляным раствором приблизительно 2 мин для образования суспензии базового состава. Порошок оксида магния, который был использован в примерах 12-13, имеет средний размер частиц около 2-8 мкм. Полученная суспензия является текучей и имеет плотность около 13,6 Р.О. (1,63 80).
В примере 13 в базовый состав вводили баритовый утяжелитель для увеличения массы и плотности композиции. При скважинных операциях утяжелитель, такой как барит, используют для содействия перемещению композиции вниз по стволу скважины и для гидростатического уравновешивания суспензии в стволе скважины. В приведенной ниже таблице показан порядок перемешивания суспензии, которая содержит утяжелитель.
| Пример 13 - Порядок перемешивания утяжеленного базового состава Т11егта1ек | |
| Компоненты | Количество |
| Суспензия базового состава ТЬегтаХек | 311 мл |
| Барит(буровой раствор ΜΙ) | 164 г |
Физические свойства композиций примера 12 (неутяжеленная суспензия ТЬегта1ек) и примера 13 (утяжеленная суспензия базового состава), которые были получены с использованием жидкостного вискозиметра фирмы Рапп ЭпШпд, представлены в табл. 12.
- 17 008274
| ТАБЛИЦА 12- Реологические свойства | ||
| Свойство | Пример 12 Не утяжеленная суспензия ТЬегта£ек | Пример 13 Утяжеленная суспензия ТИегша1ек |
| Плотность, Р.О./8О | 13.6/1.63 | 16.0/1.92 |
| Темп, реологии., °Р/°С | 88/31.1 | 82/27.7 |
| 600 об/мин | 52 | 118 |
| 300 об/мин | 28 | 65 |
| 200 об/мин | 19 | 47 |
| 100 об/мин | И | 28 |
| 6 об/мин | 3 | 10 |
| 3 об/мин | 2 | 8 |
| РУ,сР | 24 | 53 |
| УР,1Ъ/100й2 | 4 | 12 |
| 10 секунд прочность геля, 1Б/100 й2 | 3 | 10 |
| 10 МИНУТ ппочность геля, 1Б/100Й2 | | 9 | 22 |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, 1Ь/100 £ί2 - фунтов на 100 кв. футов.
В каждом примере отбирали в чашу 350 мл утяжеленной и неутяжеленной суспензии и проводили испытание статического старения. Образцы анализировали с интервалами 15 мин при давлении окружающей среды и при указанных температурах для оценки свойств схватывания композиций образцов. Не пытались обеспечивать линейное нарастание температуры и давления, как в примерах 1-11.
Пример 12.
Неутяжеленная суспензия ТНегта!ек примера 12 была подвергнута испытаниям для определения статического времени схватывания при температурах 100°Р (38°С), 150°Р (66°С) и 200Р° (93 °С), все при давлении окружающей среды. После того, как были определены реологические свойства, указанные в ранее приведенной табл. 12, образцы неутяжеленной суспензии поместили в три различных термостата. Каждый образец проверяли визуально каждые 15 мин. Результаты наблюдений физических свойств приведены в табл. 13-15.
| ТАБЛИЦА 13 Пример 12 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬеппа£ек, нагцетый до 100°Р £38°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Жидкий образец, легко течет при помешивании рукой |
| 30 | Еще жидкий в центре, немного гуще у краев |
| 45 | Менее жидкий в центре, еще гуще у краев |
| 60 | Повсюду густой, консистенция как у творога |
| 75 | Более густой, но введенная лопатка падает набок |
| 90 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная лопатка стоит |
| 105 | Очень густой, почти твердый; лопатка втыкается; липкий на поверхности |
| 120 | Твердый после схватывания; лопатка совершенно не проникает |
- 18 008274
| ТАБЛИЦА 14 Пример 12 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬегша£ек, нагретый до 150°Г (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Жидкий образец, легко течет при помешивании рукой |
| 30 | Еще жидкий в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 45 | Повсюду густой, консистенция средняя между творогом и ириской |
| 60 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная, лопатка стоит |
| 75 | Очень густой, почти твердый; лопатка втыкается; липкий на поверхности |
| 90 | Твердый после схватывания; лопатка совершенно не проникает |
| ТАБЛИЦА 15 Пример 12 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬегта1ек, нагретый до 200°Р (93 °С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Еще жидкий в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 30 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная лопатка стоит |
| 45 | Твердый после схватывания; лопатка совершенно не проникает |
Пример 13.
Утяжеленный образец суспензий Тйегша£ек примера 13 был помещен в термостат при 150°Р (66°С) при давлении окружающей среды. Характеристики образца до момента схватывания приведены в табл. 16.
| ТАБЛИЦА 16 Пример 12 - Утяжеленный образец суспензии Тйегта1ек, нагретый до 150°Г (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Еще жидкий в центре, гуще у краев и на дне |
| 30 | Повсюду густой, консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная лопатка стоит |
| 60 | Твердый после схватывания; немного липкий на поверхности, но лопатка не проникает |
Приведенные данные показывают, что характер схватывания композиций примеров 12 и 13 аналогичен при данной температуре и при давлении окружающей среды, причем время схватывания утяжеленного образца немного меньше (60 мин), чем неутяжеленного образца (от 75 до 90 мин). Однако в каждом случае композиции претерпевают очень быстрый фазовый переход с характеристикой схватывания под прямым углом в соответствии с настоящим изобретением.
Примеры 14-15.
Композиции неутяжеленной и утяжеленной суспензии Тйегша£ек примеров 12 и 13 затем были подвержены воздействию трех различных загрязняющих жидкостей, которые типично имеются при операциях бурения. Задачей экспериментов является оценка влияния загрязняющих веществ на свойства схватывания обеих примерных композиций.
Загрязняющие вещества, использованные в примерах 14-15, включают в себя одно из: (1) морская вода, (2) обращенная эмульсия раствора фирмы ХОУАТГС и (3) приготовленный в лаборатории раствор КС1/гликоль на базе воды, который содержит 35 ррЬ КС1 и 4% по объему гликоля при 12,5 ррд (1,5 86). Реологические свойства трех различных загрязняющих веществ, которые были определены с использованием жидкостного вискозиметра фирмы Рапп Ώπ11ίπ§, представлены в табл. 17.
- 19 008274
| ТАБЛИЦА 17 Реологические свойства загрязнений | |||
| Загрязнение | Морская вода | ЬЮУАТЕС | КС1 /Гликоль |
| Плотность, рр§/8С | 8.5/1.02 | 14.74/1.77 | 12.5/1.50 |
| Темп, реологии., °Г/°С | * * | 150/66 | 120/49 |
| 600 об/мин | * * | 62 | 96 |
| 300 об/мин | * * | 35 | 65 |
| 200 об/мин | * * | 26 | 51 |
| 100 об/мин | * * | 16 | 32 |
| 6 об/мин | * * | 5 | 6 |
| 3 об/мин | * * | 4 | 4 |
| РУ,сР | * * | 27 | 31 |
| ΥΡ, 16/100 й2 | * * | 8 | 34 |
| 10 секуггтт иппчность геля, 16/100 й2 | * * | 8 | 4 |
| 10 Μππντ ипочность геля, 1Б/100Й2 | * * | 12 | 10 |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, 16/100 й2 - фунтов на 100 кв. футов.
В примерах 14 и 15 каждая из загрязняющих жидкостей была добавлена к отдельным образцам неутяжеленной суспензии Тйегта1ек примера 12 и утяжеленной суспензии Тйегта1ек примера 13 при эквиваленте 0,25 баррелей загрязняющих веществ на эквивалент 0,75 баррелей суспензии. Реологические свойства композиции примера 14 (неутяжеленная суспензия и загрязняющие вещества) и примера 15 (утяжеленная суспензия и загрязняющие вещества), которые были определены с использованием жидкостного вискозиметра фирмы Рагт Όπΐΐίπβ, представлены ниже в табл. 18 и 19.
| ТАБЛИЦА 18 Реологические свойства Примера 14- Не утяжеленный образец суспензии ТЬегтаХек Примера 12 с загрязнением | |||
| Загрязнение | Морская вода | МЭУАТЕС | КС1/ гликоль |
| Плотность, Р.С./8О | 12.3/1.48 | 13.9/1.67 | 13.5/1.62 |
| Темп, реологии., °Р/°С | 82/28 | 79/26 | 81/27 |
| 600 об/мин | 20 | 54 | 98 |
| 300 об/мин | И | 27 | 52 |
| 200 об/мин | 7 | 21 | 36 |
| 100 об/мин | 4 | И | 21 |
| 6 об/мин | 2 | 3 | 3 |
| 3 об/мин | 1 | 2 | 2 |
| РУ, сР | 9 | 27 | 46 |
| ΥΡ, 16/100 й2 | 2 | 0 | 6 |
| 10 секунл прочность геля, 16/100 й2 | 2 | 4 | 3 |
| 10 МИНУТ ПРОЧНОСТЬ геля, 16/100 й2 | 7 | 10 | 21 |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, 16/100 й2 - фунтов на 100 кв.футов.
- 20 008274
| ТАБЛИЦА 19 Реологические свойства Примера 15 - Утяжеленный образец суспензии Тйегша£ек Примера 13 с загрязнением | |||
| Загрязнение | Морская вода | ИОУАТЕС | КС1/ гликоль |
| Плотность, Р.О./8С | 14.1/1.69 | 15.7/1.88 | 15.1/1.81 |
| Темп, реологии., °Р/°С | 75/23.9 | 79/26.1 | 81/27.2 |
| 600 об/мин | 34 | 182 | 170 |
| 300 об/мин | 29 | 115 | 120 |
| 200 об/мин | 14 | 90 | ' 106 |
| 100 об/мин | 9 | 61 | 85 |
| 6 об/мин | 5 | 30 | 41 |
| 3 об/мин | 4 | 29 | 28 |
| РУ,сР | 5 | 67 | 50 |
| ΥΡ, 16/100 й2 | 24 | 48 | 70 |
| 10 секунд прочность геля, ГЬ/100 й2 | 7 | 47 | 25 |
| 1 0 МИНУТ ПРОЧНОСТЬ геля, 1Ь/100й2 | 18 | 80 | 67 |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, 1Б/100 й2 - фунтов на 100 кв. футов.
В каждом примере отбирали в чашу 350 мл загрязненной утяжеленной и неутяжеленной суспензии и проводили испытание статического старения. Образцы анализировали с интервалами 15 мин при давлении окружающей среды и при указанных температурах для оценки свойств схватывания композиций образцов. Не пытались обеспечивать линейное нарастание температуры и давления, как в примерах 1-11.
Пример 14.
Неутяжеленные образцы суспензии Тйегта1ек примера 12 с соответствующим загрязнителем были помещены в термостат при 150°Р (66°С) при давлении окружающей среды. Характеристики образцов до момента схватывания приведены в табл. 20-22.
| ТАБЛИЦА 20 Пример 14 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬеппа1ек Примера 12 с загрязнением морской водой, нагретый до 150 °Г (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Еще жидкий в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 30 | Повсюду густой, консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная лопаточка стоит |
| 50 | Твердый после схватывания; лопаточка совершенно не проникает |
| ТАБЛИЦА 21 Пример 14 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬегша1ек Примера 12 с загрязнением ТЮУАТЕС, нагретый до 150 °Г (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Еще жидкий в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 30 | Повсюду густой, консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густой, консистенция как у жесткой ириски; введенная лопаточка стоит |
| 50 | Твердый после схватывания; лопаточка совершенно не проникает |
- 21 008274
| ТАБЛИЦА 22 Пример 14 - Не утяжеленный образец суспензии ТЬеппа1ек Примера 12 с загрязнением раствором на базе воды КС1/ Гликоль, нагретый до 150°Р (66°О | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Жидкий в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 30 | Повсюду густой, консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | У краев и на дне от густого до очень тягучего; мягкий центр; введенная лопаточка стоит |
| 60 | Очень густой, введенная лопаточка стоит |
| 75 | Твердый после схватывания; лопаточка совершенно не проникает |
Полученные данные говорят о том, что загрязнение не оказывает вредного влияния на фазовый переход неутяжеленной суспензии Тйегша1ек. В действительности, суспензии, загрязненные морской водой и NΟVΑТΕС, схватываются быстрее, чем незагрязненные суспензии, в то время как суспензии, загрязненные раствором на базе воды КС1/ Гликоль, имеют ориентировочно такое же время схватывания, что и незагрязненные суспензии.
Пример 15.
Утяжеленные образцы суспензии ТЬегта1е1< примера 13 с соответствующим загрязнителем были помещены в термостат при 150°Г (66°С) и при давлении окружающей среды. Полученные характеристики образцов до момента схватывания приведены в табл. 23-25. Несмотря на то, что реологические свойства загрязненных и утяжеленных образцов суспензии Тйегша1ек были повышенными, для всех жидкостей сохраняется возможность закачивания (в скважину).
| ТАБЛИЦА 23 Пример 15 - Утяжеленная суспензия Примера 13 с с загрязнением морской водой, нагретая до 150°Р (66°О | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Еще жидкая в центре, немного гуще у краев и на дне |
| 30 | Мягкая, повсюду с переходом в густую; консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густая; консистенция как у жесткой ириски; введенная лопаточка стоит |
| 60 | Очень густая с переходом в твердую; лопаточку можно воткнуть с трудом |
| 75 | Твердая после схватывания; липкая на поверхности, но лопаточка совершенно не проникает |
| ТАБЛИЦА 24 Пример 15 - Утяжеленная суспензия Примера 13 с загрязнением ΝΟΨАТЕС. нагретая до 150°Р (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Мягкая в центре, густая у краев и на дне |
| 30 | Мягкая, повсюду с переходом в густую; консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густая; консистенция как у жесткой ириски; введенная лопаточка стоит |
| 60 | Очень густая с переходом в твердую; лопаточку можно воткнуть с трудом |
| 75 | Твердая после схватывания; липкая на поверхности, но лопаточка совершенно не проникает |
- 22 008274
| ТАБЛИЦА 25 Пример 15 - Утяжеленная суспензия Примера 13 с с загрязнением раствором КС1/ Гликоль на базе воды, нагретая до 150°Г (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 15 | Мягкая в центре, густая у краев и на дне |
| 30 | Повсюду более густая; консистенция средняя между творогом и ириской |
| 45 | Очень густая; введенная лопаточка стоит |
| 60 | Очень густая, повсюду с переходом в твердую; лопаточку можно воткнуть с трудом |
| 75 | Твердая после схватывания; липкая на поверхности, но лопаточка совершенно не проникает |
Полученные данные говорят о том, что загрязнение не оказывает вредного влияния на фазовый переход утяжеленной суспензии ТИегта1ек. Все загрязненные утяжеленные суспензии имеют ориентировочно одинаковое время схватывания, которое сравнимо со временем схватывания незагрязненной утяжеленной суспензии в соответствии с табл. 16.
Примеры 16-17.
Замедлитель К-Тек добавляли в неутяжеленную и утяжеленную суспензии композиции ТИегта1ек примеров 12 и 13 для оценки влияния замедлителя на свойства схватывания композиций. Замедлитель был перемешан с пресной водой ранее введения других компонентов. В каждую примерную композицию вводили 11,94 г замедлителя (5% по весу замедлителя на базе только оксида магния). Реологические свойства примеров 16 и 17, которые были определены, ранее определения статического времени схватывания, с использованием жидкостного вискозиметра фирмы Рагт ИпПтд, представлены в табл. 26.
| ТАБЛИЦА 26 Реологические свойства Примеров 16 и 17 Суспензии Тйегта1ек Примеров 12 и 13 с замедлителем | ||
| Пример 16 - Не утяжеленная суспензия с К-Тек замедлителем | Пример 17 Утяжеленная суспензия с К-Тек замедлителем | |
| Плотность, Р.О./8О | 13.6/1.63 | 16.0/1.92 |
| Темп, реологии., °Р/°С | 75/23.9 | 75/23.9 |
| 600 об/мин | 58 | 126 |
| 300 об/мин | 32 | 72 |
| 200 об/мин | 23 | 53 |
| 100 об/мин | 13 | 33 |
| 6 об/мин | 4 | И |
| 3 об/мин | 3 | 10 |
| РУ/сР | 26 | 54 |
| УР,1Ъ/100й2 | 6 | ?. |
| 10 секунд прочность геля, 1Ь/100 ίτ | 8 | 15 |
| .1 0 МИНУТ ПРОЧНОСТЬ геля, 1Ь/100 £г | 16 | 30 |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, 1Ь/100 £12 - фунтов на 100 кв. футов.
Композиции примеров 16-17 были помещены в термостат при 150°Р (66°С) в статических условиях и при давлении окружающей среды. Не пытались обеспечивать линейное нарастание температуры и давления, как в примерах 1-11. Вязкость определяли каждые 30 мин в течение 3 ч. Результаты наблюдений для неутяжеленной суспензии с замедлителем (пример 16) и утяжеленной суспензии с замедлителем (пример 17) представлены соответственно в табл. 27 и 28.
- 23 008274
| ТАБЛИЦА 27 Пример 16 - Не утяжеленная суспензия ТЬегта1ек Примера 12 с замедлителем, нагретая до 150°Р (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 30 | Совершенно жидкая; легко перемешивается |
| 60 | Немного гуще, но еще жидкая; легко перемешивается |
| 90 | Густая жидкость; перемешивается с трудом |
| 120 | Более густая, как пудинг; не перемешивается; введенная лопаточка стоит |
| 150 | Густая с переходом в твердую |
| 180 | Твердая, с переходом в очень твердую; немного тверже на дне. лопаточку воткнуть трудно |
| 300 | Твердая (прочная) после схватывания. |
| ТАБЛИЦА 28 Пример 17 - Утяжеленная суспензия Тйегта1ек Примера 13 с замедлителем, нагретая до 150°Р (66°С) | |
| Время (минут) | Результаты наблюдений |
| 30 | Густая жидкость; немного гуще на дне и у краев, но может бьггь перемешана |
| 60 | Немного гуще, но еще жидкая; перемешивается с трудом |
| 90 | Более густая, как пудинг; не перемешивается; введенная лопаточка стоит |
| 120 | Густая с переходом в твердую |
| 150 | Твердая, с переходом в очень твердую; немного тверже на дне |
| 180 | Очень твердая; лопаточку воткнуть трудно. |
| 300 | Твердая (прочная) после схватывания. |
По истечении 3 ч все образцы были твердыми и почти прочными (жесткими). Введенная лопаточка стоит, однако, нельзя считать, что произошло схватывание. Поэтому образцы оставили в термостате еще на 2 ч. После 5 ч пребывания в термостате оба образца стали твердыми после схватывания. Полученные данные показывают, что замедлитель К-Тек существенно увеличивает окончательное время схватывания как неутяжеленной, так и утяжеленной композиции.
Пример 18. Растворимость в кислоте.
Отвержденные суспензии композиции примера 12 были испытаны на растворимость в кислоте. Отметим, что растворимость в кислоте является важным требованием для скважинных композиций, так как кислотный растворитель может быть использован для удаления отвержденной композиции из ствола скважины. Возможность удаления композиции из ствола скважины обеспечивает более высокую степень контроля операций бурения.
Был приготовлен образец в виде куба размером полдюйма из отвержденной композиции примера 12. Этот куб поместили в контейнер, который содержит 100 мл водного раствора 15% соляной кислоты (НС1), и производили наблюдения растворимости.
По истечении времени от 30 до 40 мин куб практически полностью растворяется, причем в контейнере остаются только следы нерастворимых отходов.
Таким образом, твердая форма композиции в соответствии с настоящим изобретением является полностью растворимой в 15% растворе НС1.
Пример 19. Неинвазивность.
Была произведена оценка неинвазивных свойств композиций в соответствии с настоящим изобретением по отношению к геологическим формациям, окружающим ствол скважины. Неинвазивность является важным свойством, так как поступление (течение) фильтрата и композиции в окружающие земные формации может быть ограничено, в результате чего удается снизить до минимума потенциальное повреждение коллекторов и окружающих земных формаций. Неинвазивная природа композиции также желательна потому, что это свойство облегчает удаление затвердевшей композиции из ствола скважины,
- 24 008274 так как композиция может быть введена в контакт с раствором кислоты и растворена им.
Были проведены тесты на проницаемость кернов для определения неинвазивности композиций. Задачей экспериментов было сравнение проницаемости кернов после введения композиции в керны, с проницаемостью кернов после растворения и удаления затвердевшей композиции. Степень восстановления проницаемости кернов является мерой оценки неинвазивности композиции. Такая композиция, которая существенно проникает в окружающую формацию, будет не доступной для раствора кислоты и, следовательно, не может быть удалена при его помощи. Указанную композицию поэтому следует считать инвазивной.
Тесты примера 19 имитируют введение композиции в шахтный ствол скважины. Для проведения эксперимента использовали 3 керна высотой 3 дюйма из песчаника Вегеа, которые имеют воздухопроницаемости 100 и 300 мД (миллидарси). В качестве контрольного (опорного) соляного раствора для определения начальной и конечной проницаемостей кернов выбрали 4% раствор нашатыря. Скорость течения контрольного соляного раствора через 3 керна приведена в табл. 29.
Был приготовлен базовый состав суспензии Тйегта!ек в соответствии с примером 12. Суспензию вводили в каждый керн при дифференциальном давлении 4000 р§1 и при температуре 60°С. Создавали возможность для застывания суспензии Тйегта!ек. Затем, после застывания Тйегта!ек, в каждый керн вводили 4% раствор нашатыря и регистрировали скорость течения. После этого в каждый керн вводили 15% водный раствор НС1 для растворения Тйегта!ек. Затем в каждый керн вводили контрольный соляной раствор и опять регистрировали скорость течения.
Полученные данные относительно скорости течения контрольного соляного раствора через керны песчаника Вегеа приведены в табл. 29. График проницаемости для кернов 100 и 300 мД показан на фиг. 16.
| ТАБЛИЦА 29 Проницаемость в условиях одной фазы | ||||
| Керн # | Воздухопроницаемость кернов | Проницаемость кернов для КОНТРОЛЬНОГО соляного раствора перед введением суспензии | Проницаемость кернов для КОНТРОЛЬНОГО соляного раствора после введения суспензии | Проницаемость кернов для КОНТРОЛЬНОГО соляного раствора после введения 15%НС1 |
| (шсП | (шсГ) | (тсГ) | ГшсГ) | |
| 1 | 300 | 210 | 0 | 210 |
| 2 | 100 | 35 | 1 | 34 |
Полученные данные показывают, что затвердевшая форма композиции уплотняет (герметизирует) керны и, главным образом, блокирует весь поток контрольного соляного раствора через керны. После введения в керны 15% водного раствора НС1 скорость течения контрольного соляного раствора полностью восстанавливается. Таким образом, эти данные показывают, что затвердевшая форма композиции не является инвазивной, потому что композиция не проникает существенно в пористый материал песчаника, из которого состоят керны, что позволяет растворять композицию и удалять ее из кернов. Эти данные также показывают, что композиция является, главным образом, растворимой на 100% в 15% водном растворе НС1.
Примеры 20-21. Снижение плотности базовой суспензии за счет разведения.
В примерах 20 и 21 производили разведение (разбавление) примерных композиций в соответствии с настоящим изобретением пресной и морской водой. После этого наблюдали свойства схватывания разведенных композиций.
Сначала проводили разведение пресной водой. Базовая суспензия ТГегта!ек была приготовлена в соответствии со следующим порядком перемешивания.
| Порядок перемешивания базовой суспензии ТЬегта!ек для Примеров 20-21 | |
| Компоненты | Количество |
| Порошок оксида магния ГТйегта1ек) | 238.76 г |
| Доломитовый порошок (ϋοίοιηίίβ 200) | 58.24г |
| Пресная вода | 204 мл |
| Хлорид магния (К-Тек) | 204 мл |
Размер партии базовой суспензии ТГегта!ек был увеличен для получения четырех баррелей, эквивалентных партии примера 20. Базовая суспензия имеет плотность 13,6 ррд (1,63 80).
Для примера 20 были приготовлены три разбавленные пресной водой суспензии, которые имеют плотности 12,5 ррд (1,50 80), 11,5 ррд (1,38 80) и 10,5 ррд (1,26 80). В каждую из суспензий был добавлен модификатор вязкости типа У-Тек в качестве упрочнителя и для ограничения любого разделения компонентов суспензии.
- 25 008274
Расчет разбавлений произведен следующим образом.
| ТАБЛИЦА 30 Пример 20 — Композиции базовой суспензии, разбавленные пресной водой | |||
| Компоненты | Разбавление 12.5 ррц (1.50 80 | Разбавление 11.5 ррй (1.38 80) | Разбавление 10.5 ррц (1.26 80 |
| Суспензия ТйегтаХек | 276.85 мл (451.27 г) ТЬегтШек | 210.35 мл (342.87 г) Тйегта1ек | 144.20 мл (235.05 г) Т11егта1ек |
| Пресная вода | 73.15 г пресной воды | 139.65 г пресной воды | 205.80 г пресной воды |
| У-Тек модификатор вязкости | 4 ррЪ | 12 ррЬ | 30 ррЬ |
Реологические свойства трех разбавленных пресной водой образцов приведены в табл. 31.
| ТАБЛИЦА 31 Реологические свойства Примера 20 - Разбавленные пресной водой суспензии ТЬегта1ек | |||
| Образец 1 | Образец 2 | Образец 3 | |
| Плотность, рр§/8Сг | 12.5/1.50 | 11.75/1.41 | 10.9/1.31 |
| Темп, реологии., °Р/°С | 75/23.9 | 75/23.9 | 74/23.3 |
| 600 об/мин | 23 | 15 | 11 |
| 300 об/мин | 13 | 8 | 5 |
| 200 об/мин | 10 | 6 | 4 |
| 100 об/мин | 6 | 4 | 2 |
| 6 об/мин | 3 | 2 | 1 |
| 3 об/мин | 3 | 2 | 1 |
| РУ,сР | 10 | 7 | 6 |
| ΫΡ, 1В./100 й? | 3 | 1 | -1 |
| 10 секунд прочность геля, 16/100 й2 | 7 | 4 | 2 |
| 10 МИНУТ ПРОЧНОСТЬ геля, ТЬ/ЮОй2 | - | - | - |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сантипуаз; ΥΡ - предел текучести, ГЬ/100 й2 - фунтов на 100 кв. футов.
Три разбавленных пресной водой образца суспензии, приведенные в табл. 30, были помещены в статический термостат при температуре 150°Р (66°С) и давлении окружающей среды. Время, которое требуется для схватывания разведенной суспензии 12,5 ррд, составляет 105 мин, а для разведенной суспензии 11,5 ррд - 135 мин.
Что касается образца разведенной суспензии 10,5 ррд, то этот образец имеет ориентировочно 10% выделение свободной воды на поверхности после нахождения в термостате в течение 45 мин. По истечении 180 мин около 5% свободной воды испаряется, однако, образец не претерпевает схватывания с переходом в твердое состояние. Этот образец разведенной суспензии 10,5 ррд держали в термостате в течение еще 16 ч. Происходит испарение свободной воды, однако, образец становится только немного тверже, чем он был по истечении 180 мин.
В примере 21 была использована новая увеличенная партия примерной базовой композиции для получения эквивалента партии композиции 4 барреля. И в этом случае базовая суспензия имеет плотность 13,6 ррд (1,63 8С). Композиция была разведена морской водой, как это показано в табл. 32. Добавку У-Тек в три разведенных образца проводили в соответствии с указанным в табл. 31. У-Тек был использован в качестве упрочнителя и в достаточном количестве для ограничения любого разделения компонентов. Расчет разбавлений произведен следующим образом.
- 26 008274
| ТАБЛИЦА 32 Пример 21 — Композиции базовой суспензии, | |||
| разбавленные морской водой | |||
| Компоненты | Разбавление 12.5 рое (1.50 80) | Разбавление 11.5 оое (1.38 80) | Разбавление 10.5 оое (1.2680) |
| Суспензия Ткегта1ек | 275.10 мл (448.41т) Тйегта1ек | 206.85 мл (337.17 г) ТЬегта1ек | 138.95 мл (226.49 г) Тйегта1ек |
| Морская вода | 76.10 г мооской воды | 145.44 г мооской воды | 214.43 г мооской воды |
| У-Тек модификатор вязкости | 4 ррЪ | 12ррЬ | 20ррЬ |
Реологические свойства трех разведенных морской водой образцов примера 21 приведены в табл. 33.
| ТАБЛИЦА 33 Реологические свойства Примера 21Разведенные мооской водой суспензии Тйегта1ек | |||
| Образец 1 | Образец 2 | Образец 3 | |
| Плотность, ррд/8Сг | 12.5/1.50 | 11.7/1.40 | 10.75/1.29 |
| Темп, реологии., °Е/°С | 73/22.8 | 75/23.9 | 74/23.3 |
| 600 об/мин | 25 | 15 | 11 |
| 300 об/мин | 14 | 8 | 6 |
| 200 об/мин | 10 | 6 | 4 |
| 100 об/мин | 6 | 4 | 3 |
| 6 об/мин | 3 | 2 | 1 |
| 3 об/мин | 3 | 1 | 1 |
| РУ,сР | 11 | 7 | 5 |
| ΥΡ, 1Б./100й2 | 3 | 1 | 1 |
| 10 секунл прочность геля, 1Ь/100 й2 | 6 | 3 | 2 |
| 10 МИНУТ ПРОЧНОСТЬ геля, ГЬ/100й2 | - | - | - |
В таблице: РУ, сР - структурная вязкость, сентипуаз; ΥΡ - предел текучести, 1Ь/100 й2 - фунтов на 100 кв. футов.
Результаты относительно статического времени схватывания для трех разведенных морской водой образцов аналогичны трем разведенным пресной водой образцам. Время, которое требуется для схватывания разведенной суспензии 12,5 ррд примера 21, составляет 105 мин, а для разведенной суспензии 11,5 ррд примера 21 - 135 мин.
Что касается образца разведенной суспензии 10,5 ррд, то этот образец имеет ориентировочно 10% выделение свободной воды на поверхности после нахождения в термостате в течение 45 мин. По истечении 180 мин около 5% свободной воды испаряется, образец становится тверже, однако, не претерпевает схватывания с переходом в твердое состояние. Этот образец разведенной суспензии 10,5 ррд держали в термостате еще в течение 16 ч. Образец становится только немного тверже, однако, не претерпевает схватывания с переходом в твердое состояние. С некоторым усилием лопаточкой можно проткнуть образец до дна. Образец был рыхлым, известковым и липким, с консистенцией, похожей на кусок банного мыла.
Примеры 20 и 21 показывают, что композиции в соответствии с настоящим изобретением могут быть приготовлены в широком диапазоне разведений. Оксихлорид магния в соответствии с настоящим изобретением может присутствовать в композиции в количестве ориентировочно от 30 до 70%, причем преимущественное содержание оксихлорида магния составляет ориентировочно от 40 до 70%. Композиция будет образовывать материал в твердом состоянии при разведении как пресной водой, так и морской
- 27 008274 водой.
Пример 22.
| Таблица 34 Свойства схватывания (130°С/ 5% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (ры) | Вязкость (Ве) |
| 0-48 | <126 | < 10,000 | 0 |
| 48-50 | 130 | 10,000 | 0 |
| 50-53 | 130 | 10,000 | 0 |
| 53-55 | 130 | 10,000 | 0 |
| 55-57 | 130 | 10,000 | ΡΟϋ |
| 58 (измерение 1) | 130 | 10,000 | 40 |
| 59 (измерение 2) | 130 | 10,000 | 70 |
| 60 (измерение 3) | 130 | 10,000 | 100 |
Пример 22 приведен для оценки материала Ваутад 96-200 МдО, который имеет такие же характеристики схватывания, как описанный в примере 11 базовый состав, однако, при более высокой температуре и при использовании другого МдО. Фазовый переход обычно протекает быстрее при более высоких окружающих температурах. Фазовый переход композиции в примере 22 начинается через 57 мин. Наблюдаемая температура композиции в момент 57 мин составляет ориентировочно 130-134°С. Таким образом, окружающая температура воздействует на скорость, с которой композиция достигает температуры около 134°С, которая требуется для осуществления фазового перехода. Фазовый переход протекает быстрее при более высоких температурах. Однако плоский профиль вязкости сохраняется и обеспечивается схватывание под прямым углом при фазовом переходе, как это показано на фиг. 17.
Пример 23.
Пример 23 приведен для оценки композиции в соответствии с примером 22, но нагретой до несколько более низкой температуры. Образец примера 23 был приготовлен в соответствии с базовым составом в соответствии с настоящим изобретением, но МдО был заменен на Ваутад -96/200. По причине более низкой температуры содержание К-Тек замедлителя в композиции было уменьшено до 8,2 г или до 2%. Масляную ванну нагревали до температуры 110°С с линейным нарастанием в течение 30 мин. Давление консистометра составляло 10,000 ρ§ί.
Данные относительно температуры, давления и вязкости показаны на фиг. 18 и в табл. 35.
| —' — — ....... — ТАБЛИЦА 35 Свойства схватывания для Примера 23 (110°С /2% замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (θ8Ϊ) | Вязкость (Ве) |
| 0-20 | <83 | < 10,000 | 0 |
| 24 | 96 | 10,000 | 0 |
| 26 | 101 | 10,000 | 0 |
| 28 | 107 | 10,000 | 0 |
| 30 | 110 | 10,000 | 0 |
| 58 | 110 | 10,000 | ΡΟϋ |
| 59 | 110 | 10,000 | 100 |
Пример 23 показывает, что композиция начинает претерпевать фазовый переход ориентировочно через 58 мин, причем композиция преобразуется в твердый материал ориентировочно через 59 мин. Характеристику схватывания под прямым углом вновь можно видеть на фиг. 18. Наблюдаемая температура композиции в момент 57-59 мин была около 110°С. Как и следовало ожидать, большее время требуется для схватывания композиции по причине более низкой температуры масляной ванны по сравнению с примером 22. Данные в табл. 35 и на фиг. 18 показывают, что фазовый переход композиции аналогичен показанному в табл. 34 и происходит при наблюдаемой температуре композиции около 110°С. Как и в случае МдО при более низкой температуре, зависимость между температурой, и временем, и концентрацией замедлителя является линейной, что обеспечивает предсказуемость (и, следовательно, контролируемость) поведения композиции при различной температуре.
- 28 008274
Пример 24.
В примере 24 произведена оценка порошка Ьуса1 93/12Р МдО при более низкой температуре 29°С по сравнению с температурами в предыдущих примерах. По причине более низкой температуры, экзотермическая реакция, позволяющая достичь момента РОЭ, протекает медленнее. График на фиг. 19 показывает постепенное нарастание прокачиваемой вязкости до момента РОЭ, происходящего почти мгновенно, со схватыванием под абсолютно прямым углом. Отношение компонентов состава одно и то же для всех тестов при высокой, средней и низкой температурах, причем для существенно пониженных температур получены такие же характеристики схватывания, что и для ранее известных более высоких температур, с использованием различных порошков МдО, но одного и того же базового состава. Фазовый переход обычно протекает медленнее при более низких окружающих температурах. Фазовый переход примера 24 начинается в момент 67 мин. Наблюдаемая температура композиции в момент 67 мин составляла 29°С. Таким образом, окружающая температура влияет на скорость, с которой температура композиция достигает температуры, требующейся для осуществления фазового перехода. Профиль вязкости является более высоким за счет низкой температуры, однако, сопутствующее схватывание под прямым углом при фазовом переходе является очень быстрым. Схватывание под прямым углом показано на фиг. 19, а свойства схватывания приведены ниже в табл. 36.
| ТАБЛИЦА 36 Свойства схватывания (29°С, без замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (рзй | Вязкость (Ве) |
| 0-5 | <21 | <4000 | 10 |
| 5-10 | 25 | 4000 | 5 |
| 10-15 | 29 | 4000 | 5 |
| 53-55 | 29 | 4000 | 8 |
| 45-48 | 29 | 4,000 | 10 |
| 58 (измерение 1) | 29 | 4000 | 48 |
| 67 (измерение 2) | 29 | 4000 | 48 |
| 68 (измерение 3) | 29 | 4000 | 100 |
Пример 25.
В примере 25 использована такая же композиция, как и в примере 24, свойства схватывания которой приведены в табл. 36, но с заменой порошка Ьуса1 93/12Р на Ваутад 40. Полученные при помощи консистометра результаты показаны на фиг. 20. В этом примере окончательный момент РОЭ такой же, однако, профиль вязкости ранее момента РОЭ является намного более низким и плоским. Вновь, как и в примере 24, РОЭ протекает очень быстро. Соответствующая характеристика схватывания под прямым углом показана на фиг. 20. Требуемая температура композиции 29°С была достигнута через 15 мин, причем температура композиции оставалась равной 29°С в течение 63 мин до момента РОЭ. Это на 10 мин больше, чем полное время до момента РОЭ при использовании порошка Йуса! 93/12Р МдО.
| ТАБЛИЦА 37 Свойства схватывания для Примера 24 (29°С, без замедлителя) | |||
| Время (минут) | Температура (°С) | Давление (рм) | Вязкость (Ве) |
| 0-5 | <24 | <4000 | 0 |
| 5-10 | 27 | 4000 | 0 |
| 10-15 | 29 | 4000 | 0 |
| 28 | 29 | 4000 | 0 |
| 60 | 29 | 4000 | 0 |
| 68 | 29 | 4000 | 26 |
| 78 | 29 | 4000 | 100 ΡΟϋ |
Описанные композиции полезны при обработке стволов скважин для их уплотнения, как уже было упомянуто здесь ранее, однако, некоторые варианты могут быть использованы также в способе обработки буровых скважин для закачивания композиции в формацию, чтобы произвести обработку формации вне собственно ствола скважины. Например, композиция может быть использована для сцепления пес
- 29 008274 чаных или сланцевых формаций, чтобы их укрепить, для уплотнения дефектов или трещин в формации или для изоляции одной зоны формации от другой, что может быть произведено при отсутствии операций ремонта для корректировки явного недостатка в подлежащей обработке формации. Композиция может быть также использована для уплотнения разломов или трещин в формации вне ствола скважины.
Следует иметь в виду, что композиция может быть использована и в других приложениях, а не только при углеводородных операциях бурения. Композиция может быть использована в любой операции бурения, когда желателен контроль подземных ископаемых, таких как жидкости, газы и сыпучие материалы. Композиция может быть также использована в применениях, дополнительных к тем, которые предусматривают уплотнение ствола скважины. Такое использование включает в себя ремонтные операции и операции модернизации, при которых свойства растворимости и неинвазивности композиции являются особенно полезными.
Несмотря на то, что для пояснения принципов настоящего изобретения в качестве примера, не имеющего ограничительного характера, были описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки буровой скважины или ее участка, включающий следующие стадии: приготовление концентрированного соляного раствора, содержащего соль хлорида магния и воды; добавление к концентрированному соляному раствору в количестве приблизительно от 50 до 30% по весу окиси магния, измельченной в порошок;перемешивание концентрированного соляного раствора и измельченной в порошок окиси магния, чтобы сформировать суспензию;в течение или перед стадией перемешивания осуществляют введение регулирующей добавки; размещение суспензии в стволе скважины или по меньшей мере на части стенок ствола, в результате чего происходит затвердевание суспензии по меньшей мере на части стенок ствола, с формированием герметизирующего затвора по меньшей мере на части стенок ствола.
- 2. Способ обработки буровой скважины или ее участка, в котором в качестве добавки используют ингибитор в количестве приблизительно от 0,86 до 7,0% по весу порошка окиси магния, чтобы предотвратить затвердевание суспензии, причем указанный ингибитор выбирается из группы, состоящей из гексаметафосфата натрия, гексагидрата фосфата калия и гексаметафосфата магния;
- 3. Способ обработки буровой скважины или ее участков по п.1, отличающийся тем, что в качестве добавки используют по меньшей мере один утяжелитель раствора в количестве приблизительно от 5 до 61% по весу суспензии, чтобы изменить массу суспензии.
- 4. Способ по п.3, в котором утяжелитель суспензии выбран из группы, состоящей из углекислого кальция, барита, свинцового блеска и их смесей.
- 5. Способ обработки буровой скважины и ее участка по п.1, отличающийся тем, что в качестве добавки используют сульфат алюминия в количестве приблизительно от 1 до 10% по весу суспензии, для увеличения скорости затвердевания суспензии.
- 6. Способ обработки буровой скважины или ее участка по п.1, отличающийся тем, что в качестве добавки используют по меньшей мере один упрочнитель раствора в количестве приблизительно от 1 до 50% по весу суспензии, причем указанный по меньшей мере один упрочнитель выбирается из группы, состоящей из мелкодисперсного кремнезема, крупнодисперсного кремнезема или их смеси.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/588,422 US6664215B1 (en) | 2000-06-06 | 2000-06-06 | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
| PCT/GB2001/002471 WO2001093842A2 (en) | 2000-06-06 | 2001-06-05 | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200201266A1 EA200201266A1 (ru) | 2003-06-26 |
| EA008274B1 true EA008274B1 (ru) | 2007-04-27 |
Family
ID=24353774
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200201266A EA008274B1 (ru) | 2000-06-06 | 2001-06-05 | Композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов и способ обработки буровой скважины |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US6664215B1 (ru) |
| EP (1) | EP1292756A2 (ru) |
| AU (1) | AU2001262511A1 (ru) |
| EA (1) | EA008274B1 (ru) |
| NO (1) | NO324366B1 (ru) |
| WO (1) | WO2001093842A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9546313B2 (en) | 2013-12-13 | 2017-01-17 | Brian Henry Tomlinson | Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow |
Families Citing this family (86)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6664215B1 (en) | 2000-06-06 | 2003-12-16 | Brian H. Tomlinson | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
| US6951250B2 (en) | 2003-05-13 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant compositions and methods of using the same to isolate a subterranean zone from a disposal well |
| US7246665B2 (en) | 2004-05-03 | 2007-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using settable compositions in a subterranean formation |
| US7527098B2 (en) * | 2004-05-27 | 2009-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of increasing the thickening times of phosphate-based cementitious compositions in high-temperature wellbores |
| US8703659B2 (en) * | 2005-01-24 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealant composition comprising a gel system and a reduced amount of cement for a permeable zone downhole |
| WO2007014168A2 (en) * | 2005-07-25 | 2007-02-01 | Dennis Andrew C | Magnesium cementitious composition |
| MX2008002198A (es) | 2005-08-17 | 2008-03-27 | Halliburton Energy Serv Inc | Composiciones de taponamiento de endurecimiento rapido y metodos para sellar formaciones subterraneas. |
| US7544641B2 (en) * | 2005-08-17 | 2009-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations |
| US7350576B2 (en) * | 2005-08-17 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of sealing subterranean formations using rapid setting plugging compositions |
| US8297357B2 (en) | 2005-09-09 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| US9023150B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and/or a natural pozzolan and methods of use |
| US8950486B2 (en) | 2005-09-09 | 2015-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-soluble cement compositions comprising cement kiln dust and methods of use |
| US8118929B2 (en) * | 2005-09-16 | 2012-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Well cement formulations for increased drilling hardness |
| US7694738B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using wellbore sealant compositions containing cationic latexes |
| US7687440B2 (en) * | 2005-12-01 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes |
| US20070130608A1 (en) * | 2005-12-05 | 2007-06-07 | Samsung Electronics Co., Ltd. | Method and apparatus for overlaying broadcast video with application graphic in DTV |
| US8132623B2 (en) | 2006-01-23 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of using lost circulation compositions |
| US7776797B2 (en) | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US7530394B2 (en) * | 2006-06-30 | 2009-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions for low temperature applications |
| US20080060811A1 (en) * | 2006-09-13 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to control the physical interface between two or more fluids |
| US7833344B2 (en) * | 2006-11-03 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Ultra low density cement compositions and methods of making same |
| US7763572B2 (en) * | 2007-01-11 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions comprising quaternary material and sorel cements |
| US7350575B1 (en) | 2007-01-11 | 2008-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
| US7893011B2 (en) * | 2007-01-11 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions comprising Sorel cements and oil based fluids |
| US7431086B2 (en) * | 2007-01-11 | 2008-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of servicing a wellbore with compositions comprising quaternary material and sorel cements |
| US8342242B2 (en) | 2007-04-02 | 2013-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems MEMS in well treatments |
| US8083849B2 (en) | 2007-04-02 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Activating compositions in subterranean zones |
| US8316936B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-27 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297353B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9732584B2 (en) * | 2007-04-02 | 2017-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US20110187556A1 (en) * | 2007-04-02 | 2011-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of Micro-Electro-Mechanical Systems (MEMS) in Well Treatments |
| US8291975B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8297352B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9494032B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions with RFID MEMS sensors |
| US8302686B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9822631B2 (en) | 2007-04-02 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring downhole parameters using MEMS |
| US8162055B2 (en) | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of activating compositions in subterranean zones |
| US9200500B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of sensors coated with elastomer for subterranean operations |
| US9194207B2 (en) | 2007-04-02 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing MEMS sensors |
| US9394785B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for evaluating downhole conditions through RFID sensing |
| US7712527B2 (en) | 2007-04-02 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US9394756B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Timeline from slumber to collection of RFID tags in a well environment |
| US10358914B2 (en) | 2007-04-02 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for detecting RFID tags in a borehole environment |
| US9394784B2 (en) | 2007-04-02 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Algorithm for zonal fault detection in a well environment |
| US8162050B2 (en) * | 2007-04-02 | 2012-04-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Use of micro-electro-mechanical systems (MEMS) in well treatments |
| US8586508B2 (en) * | 2007-05-30 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polysaccharide based cement additives |
| US8569214B2 (en) * | 2007-05-30 | 2013-10-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using polysaccharide based cement additives |
| EP2085449A1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement composition comprising mixture of organic and inorganic fibres for curing severe losses especially in the reservoir section |
| US7740070B2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same |
| US7654326B1 (en) * | 2008-07-10 | 2010-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sorel cements and methods of making and using same |
| US7854262B2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sorel cement compositions, amine phosphono retarders, and associated methods |
| US20100212892A1 (en) * | 2009-02-26 | 2010-08-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of formulating a cement composition |
| WO2011014666A1 (en) | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Bp Corporation North America Inc. | Method to control driving fluid breakthrough during production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
| US8408303B2 (en) * | 2009-09-24 | 2013-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for improving thermal conductivity of cement systems |
| MX2012007905A (es) * | 2010-01-14 | 2012-08-23 | Engineered Arresting Sys Corp | Ceramicas de fosfato celulares y metodos de fabricacion y uso. |
| CN102516962A (zh) * | 2011-11-24 | 2012-06-27 | 中国科学院青海盐湖研究所 | 一种钾镁盐矿钻孔的封孔材料及其封孔方法 |
| US8418763B1 (en) | 2012-04-27 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading cement compositions and associated fluid loss applications |
| US9617460B2 (en) | 2012-09-18 | 2017-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnesium chloride in alcoholic solvent for sorel cement |
| US9133386B2 (en) | 2012-12-12 | 2015-09-15 | Hallburton Energy Services, Inc. | Viscous settable fluid for lost circulation in subterranean formations |
| US10081755B2 (en) | 2012-12-31 | 2018-09-25 | M-I Drilling Fluids Uk Ltd | Set on demand cement compositions for curing fluid loss |
| US20140209307A1 (en) | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| EP2951266A4 (en) * | 2013-01-30 | 2016-10-19 | Halliburton Energy Services Inc | PROCESS FOR PREPARING LIQUID INTRUSION RESISTANT CEMENT TREATMENT |
| CA2902590C (en) | 2013-04-02 | 2017-12-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface wellbore operating equipment utilizing mems sensors |
| US10066146B2 (en) | 2013-06-21 | 2018-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| EP3418346A1 (en) | 2013-12-13 | 2018-12-26 | Pluto Ground Technologies Holding Inc. | Cement compositions for controlling wellsite fluid and gas flow |
| US9771773B2 (en) | 2014-06-12 | 2017-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diutan as a rheological modifier in sorel cements |
| AU2015384166B2 (en) | 2015-02-27 | 2018-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sensor coil for inclusion in an rfid sensor assembly |
| BR112017017966A2 (pt) | 2015-03-03 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services Inc | método para fazer medições em um furo de poço, conjunto de comunicação e sistema para uso em furo de poço |
| MX395413B (es) | 2015-03-04 | 2025-03-25 | Halliburton Energy Services Inc | Aditivos para pozo que incluyen silice porosa con liquido infiltrado. |
| CN108929099B (zh) * | 2017-05-26 | 2021-03-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种可酸溶水泥浆及其制备方法和应用 |
| GB2569564B (en) * | 2017-12-20 | 2020-07-22 | Ardyne Holdings Ltd | A method of abandoning a well |
| CN111119747B (zh) * | 2018-11-01 | 2021-08-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 钻井管柱和钻井完井一体化方法 |
| US11230497B2 (en) | 2019-04-10 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Cement additives |
| CN110333551B (zh) * | 2019-07-26 | 2020-09-25 | 长江大学 | 基于井震结合的白云岩储层预测方法、系统及存储介质 |
| US11148977B2 (en) | 2019-10-04 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Sorel cement composition and method to cure loss of circulation |
| US11091964B1 (en) * | 2020-03-26 | 2021-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to manage tandem single string reactive LCM pill applications |
| US11434410B2 (en) | 2020-07-07 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of making and using a wellbore servicing fluid for controlling losses in permeable zones |
| CN111689757A (zh) * | 2020-07-10 | 2020-09-22 | 安徽友胜建材科技集团有限公司 | 一种轻匀质防火保温板 |
| US12286499B2 (en) | 2021-03-09 | 2025-04-29 | Saudi Arabian Oil Company | Polyrotaxane-reinforced settable fluids with entrapped gas phase under high pressure |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US11542424B1 (en) | 2021-12-09 | 2023-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods for controlling fluid losses in permeable zones |
| US12234356B2 (en) | 2021-12-14 | 2025-02-25 | William Marsh Rice University | Epoxy compositions containing polyrotaxane additives having improved impact strength |
| US12269944B2 (en) | 2021-12-14 | 2025-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Shape memory behavior of epoxy/sliding-ring polymer composites |
| US12338383B2 (en) | 2021-12-14 | 2025-06-24 | Saudi Arabian Oil Company | 3D-printed polyrotaxane additives and compositions |
| US11858039B2 (en) | 2022-01-13 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Direct ink printing of multi-material composite structures |
| US12085554B2 (en) | 2022-05-19 | 2024-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material evaluation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU68063A1 (ru) * | 1943-02-23 | 1946-11-30 | В.Г. Шакиева | Гидравлическое в жущее |
| SU1513126A1 (ru) * | 1987-05-21 | 1989-10-07 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | В жущее |
| SU1641981A1 (ru) * | 1988-11-21 | 1991-04-15 | Донецкий Научно-Исследовательский Угольный Институт | Способ приготовлени скрепл ющего состава |
| RU2060360C1 (ru) * | 1994-03-10 | 1996-05-20 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Тампонажный состав |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1019083A (en) | 1910-03-04 | 1912-03-05 | Joseph Simson | Method of manufacturing jointless facings of floors, walls, and the like. |
| US1634505A (en) | 1922-05-01 | 1927-07-05 | Cleveland Trust Co | Oxychloride cement and process of making same |
| US2351641A (en) | 1939-10-02 | 1944-06-20 | Minnesota Mining & Mfg | Cementitious material |
| US2543959A (en) | 1945-09-01 | 1951-03-06 | Fmc Corp | Magnesium oxychloride cement mix and method of making |
| US2939799A (en) | 1957-04-02 | 1960-06-07 | Fmc Corp | Magnesium oxychloride cements |
| US3320077A (en) | 1966-01-19 | 1967-05-16 | William L Prior | Inorganic plastic cements and process for the preparation thereof |
| DE2140618C2 (de) * | 1971-07-12 | 1982-08-19 | Oil Base Germany GmbH, 2000 Hamburg | Verfahren zum zeitweiligen Abdichten von Bohrlochbereichen |
| US3963849A (en) | 1971-11-01 | 1976-06-15 | Thompson Chemicals, Inc. | Fireproof product using magnesium oxychloride cement |
| US3951885A (en) | 1971-11-01 | 1976-04-20 | Thompson Chemicals, Inc. | Method of making magnesium oxychloride cement cofoamed with synthetic resin |
| US3887009A (en) * | 1974-04-25 | 1975-06-03 | Oil Base | Drilling mud-cement compositions for well cementing operations |
| US4209339A (en) | 1978-06-05 | 1980-06-24 | Norcem A/S | Cement compositions |
| US4158570A (en) | 1978-08-28 | 1979-06-19 | Ppg Industries, Inc. | Preparing magnesium oxychloride and/or oxysulfate cements |
| US4352694A (en) | 1980-07-18 | 1982-10-05 | Norcem A.S. | Process of producing sorel cement |
| US4480693A (en) | 1983-12-23 | 1984-11-06 | Exxon Research & Engineering Co. | Fluid loss control in oil field cements |
| US5130184A (en) * | 1984-04-25 | 1992-07-14 | Pyrotite Corporation | Fire barrier coating and fire barrier plywood |
| US4886550A (en) | 1985-10-15 | 1989-12-12 | American Colloid Company | Flexible grout composition and method |
| US5004505A (en) | 1988-11-04 | 1991-04-02 | Cac, Inc. | Magnesium oxychloride cement compositions and methods for manufacture and use |
| US5110361A (en) | 1988-11-04 | 1992-05-05 | Cac, Inc. | Magnesium oxychloride cement compositions and methods for manufacture and use |
| US5039454A (en) | 1990-05-17 | 1991-08-13 | Policastro Peter P | Zinc-containing magnesium oxychloride cements providing fire resistance and an extended pot-life |
| RU2015155C1 (ru) | 1991-11-15 | 1994-06-30 | Макеев Николай Михайлович | Раствор для упрочнения неустойчивых горных пород при бурении скважин |
| US5281270A (en) | 1992-02-19 | 1994-01-25 | Halliburton Company | Retarded acid soluble well cement compositions and methods |
| US5220960A (en) | 1992-02-19 | 1993-06-22 | Halliburton Company | Retarded acid soluble well cement compositions and methods |
| US5213161A (en) | 1992-02-19 | 1993-05-25 | Halliburton Company | Well cementing method using acid removable low density well cement compositions |
| US5228524A (en) | 1992-02-25 | 1993-07-20 | Baker Hughes Incorporated | Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations |
| US5504062A (en) | 1992-10-21 | 1996-04-02 | Baker Hughes Incorporated | Fluid system for controlling fluid losses during hydrocarbon recovery operations |
| US6664215B1 (en) | 2000-06-06 | 2003-12-16 | Brian H. Tomlinson | Composition for controlling wellbore fluid and gas invasion and method for using same |
| WO2002098100A1 (en) | 2001-05-31 | 2002-12-05 | Preventon Technologies Limited | Access control systems |
-
2000
- 2000-06-06 US US09/588,422 patent/US6664215B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-06-05 AU AU2001262511A patent/AU2001262511A1/en not_active Abandoned
- 2001-06-05 EP EP01936641A patent/EP1292756A2/en not_active Ceased
- 2001-06-05 WO PCT/GB2001/002471 patent/WO2001093842A2/en active Application Filing
- 2001-06-05 US US10/297,752 patent/US7044222B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-06-05 EA EA200201266A patent/EA008274B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-12-06 NO NO20025890A patent/NO324366B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU68063A1 (ru) * | 1943-02-23 | 1946-11-30 | В.Г. Шакиева | Гидравлическое в жущее |
| SU1513126A1 (ru) * | 1987-05-21 | 1989-10-07 | Институт горного дела им.А.А.Скочинского | В жущее |
| SU1641981A1 (ru) * | 1988-11-21 | 1991-04-15 | Донецкий Научно-Исследовательский Угольный Институт | Способ приготовлени скрепл ющего состава |
| RU2060360C1 (ru) * | 1994-03-10 | 1996-05-20 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Тампонажный состав |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| A.I. BULATOV i dr. Tamponazhnye materialy. M., Nedra, 1987, s. 185 * |
| A.V. VOLZHENSKIY i dr. Mineral'nye vyazhuschie veschestva. M., Stroyizdat, 1979, s. 66-68 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9546313B2 (en) | 2013-12-13 | 2017-01-17 | Brian Henry Tomlinson | Compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2001262511A1 (en) | 2001-12-17 |
| EA200201266A1 (ru) | 2003-06-26 |
| NO20025890D0 (no) | 2002-12-06 |
| US6664215B1 (en) | 2003-12-16 |
| NO324366B1 (no) | 2007-10-01 |
| WO2001093842A2 (en) | 2001-12-13 |
| EP1292756A2 (en) | 2003-03-19 |
| WO2001093842A3 (en) | 2002-03-28 |
| US20040040711A1 (en) | 2004-03-04 |
| US7044222B2 (en) | 2006-05-16 |
| NO20025890L (no) | 2003-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008274B1 (ru) | Композиция для управления проникновением скважинных жидкостей и газов и способ обработки буровой скважины | |
| US3605898A (en) | Method of drilling and cementing a well using an aqueous hydraulic cement slurry | |
| US4582139A (en) | Set retarded cement compositions and well cementing methods | |
| CA2746567C (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
| CA2960845C (en) | Acid-soluble cement composition | |
| RU2621818C1 (ru) | Текучесть гашеной извести в композициях с отсроченным схватыванием и других композициях, способных затвердевать | |
| NO20170544A1 (en) | Lime-based cement composition | |
| US7544641B2 (en) | Rapid setting plugging compositions for sealing subterranean formations | |
| Zimina et al. | Research of technological properties of cement slurries based on cements with expanding additives, portland and magnesia cement | |
| US11332654B2 (en) | Well bore spacer and efficiency fluids comprising geopolymers | |
| EP3119850B1 (en) | Cement compositions and methods for controlling wellsite fluid and gas flow | |
| RU2637347C2 (ru) | Активаторы схватывания цемента для цементных композиций с отсроченным схватыванием и соответствующие способы | |
| WO2023075947A1 (en) | A low carbon footprint expansive composition and methods of making and using same | |
| Van Kleef | Optimized slurry design for salt zone cementations | |
| Yadav et al. | New Phase Transformation Fluid Based Loss Circulation Material: Hi-Strength, Year Round Use to Cure Severe to Total Loss in Reservoir and Non Reservoir Sections | |
| John | The effect of temperature on cement slurry using fluid loss additive | |
| EP4206159A1 (en) | Water proofing agents for sorel cement in horizontal well applications | |
| AU2015223141B2 (en) | Settable compositions and methods of use | |
| US3686008A (en) | Aqueous hydraulic cement slurry | |
| Alturkey et al. | In-Situ Gas Generation Techniques to Enhance Primary Cementing | |
| Boyington et al. | Optimised Design, Operations Procedures and Materials Improve Cementing Results in the North Sea | |
| Bechar et al. | Control of Cement Slurry Formulation for an Oil Well in a Critical Geological Layer | |
| JPS59220595A (ja) | 坑井セメンチング工法用のセメントスラリー | |
| Al-Dossary et al. | Cementing at High Pressure Zones in KSA" Discovering Mystery behind Pipe" | |
| Stange | Successful Cementing Procedures Developed for Mobile Bay |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC1A | Registration of transfer to a eurasian application by force of assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |