ЦЕМЕНТНЫЕ КОМПОЗИЦИИ И СПОСОБЫ

1. Способ цементирования подземной скважины, включающий
получение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора с целью изменения свойства бурового раствора в подземной скважине;
помещение цементного раствора в подземную скважину; и
после помещения цементного раствора в подземную скважину обеспечивают контакт частиц нефтепоглощающего материала с неводным компонентом бурового раствора, тем самым позволяя неводному компоненту бурового раствора оказывать сопротивление потоку бурового раствора.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нефтепоглощающий материал содержит каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер, или их комбинации.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала имеют размер частиц от приблизительно 1 μм до приблизительно 850 μм.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что свойство неводного компонента бурового раствора представляет собой динамическое напряжение сдвига, при этом нефтепоглощающий материал повышает динамическое напряжение сдвига неводного компонента.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала являются продолговатыми и имеют соотношение сторон от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что продолговатые частицы взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала присутствуют в концентрации до 40 мас.% цемента.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что цементный раствор имеет плотность от приблизительно 1,2 г/куб. см (10 фунтов массы/гал.) до приблизительно 2,9 г/куб. см (24 фунтов массы/гал.).
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что неводный компонент содержит дизельное топливо, минеральное масло, олефины, сложные эфиры, синтетические парафины или очищенные парафины, или их комбинации.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация частиц нефтепоглощающего материала варьирует в цементном растворе от приблизительно 0% по массе цемента (BWOC) до 40% BWOC, тем самым создавая цементное кольцо в подземной скважине с переменной концентрацией нефтепоглощающего материала.
11. Способ создания зональной изоляции в подземной скважине, включающий
получение цементного раствора, содержащего воду, гидравлический цемент и частицы нефтепоглощающего материала, при этом частицы присутствуют в достаточном количестве для взаимодействия с неводным компонентом бурового раствора и изменения свойства бурового раствора в подземной скважине;
помещение цементного раствора в подземную скважину, при этом остаточный буровой раствор присутствует вдоль поверхностей обсадной колонны и пласта;
после помещения цементного раствора в подземную скважину обеспечивают контакт частиц нефтепоглощающего материала с остаточным буровым раствором, тем самым позволяя буровому раствору оказывать сопротивление потоку бурового раствора, и создают гидравлический затвор в подземной скважине.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что нефтепоглощающий материал содержит каучук, измельченный каучук, акрилонитрилбутадиен, стирол-бутадиен, 2,1-бициклогептен, алкилстирол или сшитый замещенный винилацетатный сополимер, или их комбинации.
13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала имеют размер частиц от приблизительно 1 μм до приблизительно 850 μм.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что свойство неводного компонента бурового раствора представляет собой динамическое напряжение сдвига, при этом нефтепоглощающий материал повышает динамическое напряжение сдвига бурового раствора.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала являются продолговатыми и имеют соотношение сторон от 1,1 до 2000 до набухания и от 2,2 до 3500 после набухания.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что продолговатые частицы взаимодействуют друг с другом в подземной скважине с образованием взаимосвязанной сети.
17. Способ по п. 11, отличающийся тем, что частицы нефтепоглощающего материала присутствуют в концентрации от приблизительно 0,01 г/куб. см (5 фунтов массы/барр.) до 0,14 г/куб. см (50 фунтов массы/барр.).
18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что цементный раствор имеет плотность от приблизительно 1,2 г/куб. см (10 фунтов массы/гал.) до приблизительно 2,9 г/куб. см (24 фунтов массы/гал.).
19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что неводный компонент содержит дизельное топливо, минеральное масло, олефины, сложные эфиры, синтетические парафины или очищенные парафины, или их комбинации.
20. Способ по п. 11, отличающийся тем, что концентрация частиц нефтепоглощающего материала варьирует в цементном растворе от приблизительно 1% по массе цемента (BWOC) до 40% BWOC, тем самым создавая цементное кольцо в подземной скважине с переменной концентрацией нефтепоглощающего материала.