|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] Варианты осуществления изобретения включают способ уменьшения поглощения вещества, содержащий введение в технологическую жидкость, циркулирующую через бурильную колонну, капсул, в которых заключены один или несколько активаторов; определение одного или нескольких параметров в стволе скважины, связанных с аварийной ситуацией в условиях эксплуатации; испускание в указанной технологической жидкости одной или нескольких переносящих энергию волн, предназначенных для выпуска из указанных капсул указанных одного или нескольких активаторов. 
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
Варианты осуществления изобретения включают способ уменьшения поглощения вещества, содержащий введение в технологическую жидкость, циркулирующую через бурильную колонну, капсул, в которых заключены один или несколько активаторов; определение одного или нескольких параметров в стволе скважины, связанных с аварийной ситуацией в условиях эксплуатации; испускание в указанной технологической жидкости одной или нескольких переносящих энергию волн, предназначенных для выпуска из указанных капсул указанных одного или нескольких активаторов.
ВЫПУСК АКТИВАТОРОВ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ОПЕРАЦИЙ НА СКВАЖИНЕ
Перекрестные ссылки на родственные заявки
Данная заявка притязает на приоритет патентной заявки США с серийным 5 номером 13/302 982, поданной 22 ноября 2011 года, полное содержание которой включено в настоящее описание путем ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к операциям на скважине и, в частности к 10 выпуску инкапсулированных активаторов при проведении операций на скважине.
Предшествующий уровень техники
В некоторых скважинах, например газовых и нефтяных, при проведении операций, таких как бурение, цементирование и проч., используют технологические
15 жидкости. Например, технологическую жидкость могут вводить в кольцевое пространство между обсадной/бурильной колонной и окружающей ее горной породой. При цементировании технологическая жидкость может фиксировать обсадную колонную в стволе скважины и блокировать вертикальный поток флюидов по кольцевому пространству между обсадной колонной и окружающей ее горной
20 породой. Разрабатывают различные составы технологических жидкостей, предназначенных для использования в самых разных условиях в скважине и эксплуатационных режимах, при которых температура и давление в скважине могут превышать температуру и давление окружающей среды. При разработке состава технологической жидкости могут исследовать механические свойства множества
25 потенциально годных к применению смесей при различных условиях.
Сущность изобретения
В некоторых вариантах осуществления изобретения предложенный способ уменьшения поглощения вещества содержит введение в технологическую жидкость,
30 циркулирующую через бурильную колонну, капсул, в которых заключены один или несколько активаторов; определение одного или нескольких параметров в стволе скважины, связанных с аварийной ситуацией в условиях эксплуатации; испускание в технологической жидкости одной или нескольких переносящих энергию волн, предназначенных для выпуска из капсул одного или нескольких активаторов.
35 Подробное описание одного или нескольких вариантов осуществления
изобретения приведено со ссылками на прилагаемые чертежи. Прочие признаки,
цели и преимущества изобретения следуют из описания, чертежей и формулы изобретения.
Перечень фигур, чертежей
5 На фиг. 1 показан пример скважинной системы для добычи флюидов из
продуктивной зоны.
На фиг. 2 показан пример скважинной системы для добычи флюидов из продуктивной зоны.
На фиг. ЗА и ЗВ показан пример активирующего устройства, 10 предназначенного для активации цементного раствора в стволе скважины.
На фиг. 4А и 4В показан пример процессов, посредством которых выпускают активаторы в цементных растворах.
На фиг. 5 показана блок-схема примера способа изменения одного или
нескольких свойств технологической жидкости.
15 На различных чертежах сходные элементы имеют сходные позиционные
обозначения.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения Настоящее изобретение относится к одной или нескольким скважинным
20 системам, имеющим систему подачи жидкости, выборочно выпускающую активаторы, предназначенные для изменения одного или нескольких свойств технологической жидкости. Например, описываемая система может выпускать инкапсулированные активные ингредиенты в требуемых подземных точках в скважинах для фактического предотвращения поглощения бурового раствора через
25 подземную трещину или для ограничения притока пластовых флюидов. Технологическая жидкость может содержать затвердевающее вещество (например, цементный раствор), буровой раствор, раствор для заканчивания, раствор для глушения (для ограничения притока флюидов) и/или др. Например, технологическая жидкость может представлять собой цементный раствор, в котором выпущенные
30 реагенты увеличивают соответствующую скорость затвердевания. Одно или несколько изменяемых свойств могут содержать скорость затвердевания, вязкость, растворимость, смазочную способность, увеличение статического напряжения сдвига СНС (SGS, от англ. static gel strength), плотность, увеличение предела прочности на сжатие и/или др. Активаторы могут выпускать в результате по
35 меньшей мере обнаружения превышения заданного порога притока пластовых флюидов из одной или нескольких подземных зон или поглощения технологической
жидкости в одну или несколько подземных зон, при этом активаторы могут активировать и/или ускорять процесс затвердевания цементного раствора или цементной смеси в стволе скважины. Путем динамического изменения свойств технологической жидкости указанная система может обеспечивать один или 5 несколько следующих эффектов: значительную экономию для заказчика времени бурения (ок. 500 тыс. американских долларов в день для глубоководных буровых платформ); уменьшение поглощения бурового и цементного растворов; уменьшение времени ожидания затвердевания цемента (WOC, от англ. waiting on cement), устранение расходов на ремонтно-изоляционные работы (РИР); экономию времени
10 ожидания затвердевания менее эффективных систем (таких как портландцемент), которое может занимать ок. 8 часов; уменьшение поглощений и/или притоков, которые могут вызывать потерю управления скважиной (затраты, связанные с возмещением ущерба, нанесенного окружающей среде, и исчисляемые миллионами долларов США); и/или др.
15 В некоторых вариантах осуществления изобретения активаторы заключают
под оболочку капсулы или по меньшей мере частично заключают под оболочку капсулы и выпускают в результате нарушения целостности этой оболочки, вызванного или иным способом инициированного системой. Нарушение целостности оболочки капсулы (ESF, от англ. encapsulation shell failure) может
20 содержать молекулярный резонанс на уровне химических связей, отвечающих за усталостное разрушение; разрушение ориентированных структур фаз эмульсии на границе раздела фаз оболочек; изменение поверхностных зарядов мембран оболочек; превышение пределов прочности на растяжение и прочности сцепления оболочек с образованием трещин или иных разрывов в оболочках капсул;
25 резонансный нагрев и увеличение объема внутренних фаз с образованием в оболочках трещин от напряжения, вызывающих утечку и/или выпуск внутренней фазы; и/или нарушения другого рода, вызванные переносящими энергию волнами и/или связанные с этими волнами. Переносящие энергию волны могут содержать звуковые/ультразвуковые сигналы, пульсации давления с регулируемой частотой
30 и/или амплитудой (например, на эффекте Коанды), лазерные импульсы при сверхбыстрой десорбции, электромагнитные импульсы при фотодиссоциации с возбуждением колебаний молекул, электромагнитные волны, радиоволны и/или волны сверхвысокой частоты, импульсы лазерной абляции и/или волны других типов. В некоторых вариантах осуществления изобретения описанные системы
35 могут использовать переносящие энергию волны (например, ультразвуковые, пульсации давления, лазерные импульсы, излучение) для выпуска активаторов,
изменяющих одно или несколько свойств технологической жидкости в результате, например обнаружения аварийной ситуации в условиях эксплуатации ствола скважины. Аварийная ситуация может содержать поглощение циркулирующего флюида в объеме выше определенного порогового значения, заклинивание 5 бурильной трубы, частичную или полную блокировку ствола скважины, неконтролируемый приток пластовых флюидов (так называемые проявления), подземные выбросы (неконтролируемый поток пластовых флюидов из одной зоны в другую), выбросы на поверхность (неконтролируемый поток пластовых флюидов на поверхность) и/или др. Переносящие энергию волны, по отдельности или в
10 сочетании, могут непосредственно изменять свойства реагентов в технологической жидкости посредством одного или нескольких механизмов, запускаемых этими переносящими энергию волнами. Данные механизмы могут содержать изменение химических свойств, выпуск реагентов, изменение физических свойств (например, размеров частиц), изменение условий эксплуатации (например, давления,
15 температуры) и/или другие механизмы, запускаемые переносящими энергию волнами. Например, описываемые системы могут использовать переносящие энергию волны для непосредственного нагрева реагентов с целью увеличения их скорости реакции с другими веществами.
На фиг. 1 показан разрез скважинной системы 100, изменяющей свойства
20 технологической жидкости в результате по меньшей мере обнаружения аварийной ситуации. В приведенных для примера вариантах осуществления изобретения скважинная система 100 содержит продуктивную зону 102, непродуктивную зону 104, ствол 106 скважины, технологическую жидкость 108 и капсулы 110. Продуктивная зона 102 может представлять собой подземный пласт, содержащий
25 природные ресурсы (например, нефть, газ, воду). Непродуктивная зона 104 может представлять собой один или несколько пластов, изолированных от ствола 106 скважины цементом и/или другими разделителями. Например, зона 104 может содержать загрязнения, которые, в случае смешивания с природными ресурсами, могут привести к необходимости дополнительной обработки этих ресурсов и/или
30 могут сделать добычу экономически нецелесообразной. Технологическую жидкость 108 могут нагнетать или выборочно вводить в требуемую точку ствола 106 скважины и изменять ее свойства при помощи капсул 110. В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы 110 могут выпускать активаторы в результате действия переносящих энергию волн, испускаемых, например по команде
35 пользователя системы 100. Удаленное управление свойствами технологической жидкости позволяет пользователю настраивать систему 100 без существенного
вмешательства в операции на скважине. На чертеже показан пример применения капсул для цементирования, однако капсулы 110 можно применять при проведении других операций, например бурения, без отклонения от сути настоящего изобретения.
5 Ниже приведено подробное описание элементов системы 100. Ствол 106
скважины проходит от поверхности 112 в продуктивную зону 102. Указанная скважина может быть оборудована буровой установкой 114, расположенной рядом с поверхностью 112. Буровая установка 114 может быть соединена с обсадной колонной 116, проходящей на всю длину ствола скважины или на существенную
10 часть длины ствола 106 скважины от поверхности 112 в продуктивные зоны 102 (например, в нефтегазоносный коллектор). В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная колонна 116 может проходить рядом с продуктивной зоной 102. Обсадная колонна 116 может проходить до оконечности 118 ствола 116 скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважина 106 может
15 быть закончена обсадной колонной 116, проходящей до заданной глубины рядом с продуктивной зоной 102. Ствол 106 скважины изначально проходит к продуктивной зоне 102 фактически в вертикальном направлении. В некоторых вариантах осуществления изобретения ствол 106 скважины может иметь другие части - горизонтальные, наклонные или иным образом отклоняющиеся от вертикали.
20 Буровая установка 114 может быть расположена над центром подземного
нефтяного или газового пласта 102, находящегося под поверхностью 112 земли. Буровая установка 114 имеет рабочую площадку 124, поддерживающую вышку 126. Вышка 126 служит опорой для спускоподъемного устройства 128, предназначенного для подъема и спуска трубчатых колонн, таких как обсадная колонна 116. Насос 130
25 предназначен для нагнетания различных технологических жидкостей 108 (например, бурового или цементного раствора) в скважину и содержит измеритель давления, выдающий показания давления на выходе насоса. Ствол 106 скважины пробурен через различные слои земли, в том числе через пласт 102. По завершении бурения ствола скважины в него обычно устанавливают обсадную колонну 116 для добычи
30 нефти и газа из пласта 102. Обсадная колонна 116 представляет собой колонну труб, проходящих вниз по стволу 106 скважины и непосредственно участвующих в извлечении нефти и газа. На конце обсадной колонны при ее спуске в ствол скважины обычно устанавливают цементную пробку или башмак 132. Башмак 132 обсадной колонны направляет спускаемую обсадную колонну 116 к центру
35 скважины и может минимизировать или иным образом уменьшить трудности, связанные с ударами об уступы горной породы и стенки каверн в стволе 106
скважины. Башмак 132 обсадной колонны может быть направляющим или может содержать обратный клапан. Башмак 132 обсадной колонны обычно содержит сужающуюся к концу и зачастую конусообразную часть оборудования, устанавливаемую на нижнем конце обсадной колонны 116. Башмак 132 обсадной 5 колонны может представлять собой муфту с обратным клапаном и может иметь открытое дно и клапан, предотвращающий обратный поток, или переток по принципу сообщающихся сосудов, технологической жидкости 108 из кольцевого пространства 122 в обсадную колонну 116. Кольцевое пространство 122, как известно, находится между обсадной колонной 116 и стенкой ствола 106 скважины.
10 Для заполнения кольцевого пространства 122 обсадную колонну 116 обычно "цементируют" в стволе 106 скважины, что обычно называют "первичным цементированием". В некоторых вариантов осуществления изобретения технологическую жидкость 108 могут нагнетать в ствол 106 скважины через одно или несколько отверстий 134 в башмаке 132 обсадной колонны. Технологическую
15 жидкость 108 могут заливать в обсадную колонну 116 через шланг 136. В некоторых случаях, когда обсадная колонна 116 не проходит на полную глубину ствола 106 скважины до поверхности 112, обсадная колонна 116 может поддерживаться на подвеске 138 хвостовика, установленной рядом с дном предыдущей обсадной колонны 120. В проиллюстрированном варианте осуществления изобретения
20 башмак 132 обсадной колонны имеет излучатель 140 волн, содержащий любые аппаратные средства, программные средства, встроенные программные средства, предназначенные для создания одной или нескольких переносящих энергию волн вблизи оконечности обсадной колонны 116.
Как сказано выше, излучатель 140 волн может испускать переносящие
25 энергию волны, в том числе звуковые и/или ультразвуковые сигналы, пульсации давления с регулируемой частотой и/или амплитудой (например, на эффекте Коанды), лазерные импульсы при сверхбыстрой десорбции, электромагнитные импульсы при фотодиссоциации с возбуждением колебаний молекул, электромагнитные волны, радиоволны и/или волны сверхвысокой частоты,
30 импульсы лазерной абляции и/или волны других типов. Тип и характеристику волн, нарушающих целостность оболочки капсулы (ESF-волн) (частота, амплитуда, ширина полосы излучения, плотность потока энергии, длительность и т. д.), могут выбирать из соображений фактической пригодности для выполнения или формирования иным образом отверстий в конкретных оболочках капсул. Например,
35 волны с выбранными параметрами могут изолировать или вводить дисперсные фазы веществ в ствол 106 скважины и доставлять их в требуемую точку без
значительной утечки. Кроме того, параметры волн могут выбирать таким образом, чтобы управлять выпуском содержимого капсул, ограничивая его пространственными границами ствола 106 скважины, а также вещества, содержащегося в порах пласта. В этих случаях активаторы могут доставлять в поры 5 до активации, что позволяет вводить сореагенты в требуемое место со смесями капсульных систем. Радиоволны и/или волны сверхвысокой частоты могут применять для разложения инвертных эмульсионных буровых растворов с выделением воды и нефти для повторного использования в нефтеочистительных сооружениях, нефтеперерабатывающих эксплуатационных комплексах и т. п. Волны
10 сверхвысокой частоты (электромагнитные колебания с частотой 915 МГц) могут применять для дестабилизации эмульсий "нефть в воде" путем разрыва физических связей, удерживающих фазы в состоянии эмульсии. Энергия волн такого типа может поглощаться полярными и/или заряженными молекулами, в том числе молекулами воды и поверхностно-активных веществ (ПАВ), заряженными
15 твердыми частицами и полярными сгустками асфальтенов, стабилизирующими границу раздела фаз эмульсии. При распространении волн переменных полей на границе раздела нефть-вода может возникать градиент температуры, в результате чего поверхностно-активные молекулы могут начинать вращаться и передвигаться со своих мест, что может приводить к нарушению стабильности поверхности и
20 устойчивости эмульсии. Ультразвуковые волны могут разрушать микрокапли и выпускать активаторы. Например, микроэмульсии в технологической жидкости могут с высокой точностью переносить активаторы в требуемые точки ствола скважины, в которых активаторы выпускают при помощи ультразвуковых волн, разрушающих капсульные микроэмульсии. Другими словами, скважинные средства излучения
25 ультразвуковых/звуковых ESF-волн (ESF-приборы) могут выпускать реагенты инкапсулированных микрокапель в требуемых точках в стволе скважины, при этом данные реагенты не будут подвержены загрязнению, ухудшающему эксплуатационные характеристики, как это происходит в известных способах доставки реагентов.
30 В некоторых вариантах осуществления изобретения система 100 может
изменять свойства технологической жидкости 108 при помощи капсул 110 при проведении операций на скважине. В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы 110 могут быть вмешаны в технологическую жидкость 108 до ввода в обсадную колонну 116. Как сказано выше, капсулы 110 могут содержать
35 один или несколько активаторов, изменяющих свойства технологической жидкости 108 в результате действия по меньшей мере переносящей энергию волны.
Например, вытекающие или иным способом выпускаемые активаторы могут запускать быстрое гелеобразование, гидратацию, разбухание, расширение, пенообразование и/или затвердевание по меньшей мере части технологической жидкости 108. Например, активаторы могут запускать, инициировать процесс 5 затвердевания или увеличивать скорость затвердевания состава для предотвращения поглощений (LCM, от англ. lost circulation material) (LCM-состава) и/или других жидкостей для бурения/заканчивания/цементирования. LCM-составы или другие системы могут нагнетать в зону и/или в затрубное пространство (обсадной колонны, хвостовика, бурильной трубы) и/или могут активировать при их
10 прохождении через скважинный ESF-прибор, такой как излучатель 140 волн, при нагнетании и выкачивании через рабочую трубу (как показано на чертеже). Капсулы 110 могут проникать в поры пласта и на месте вступать в реакцию, обеспечивая закупорку поровых каналов и/или стабилизацию пласта. Содержимое других капсул 110 могут выпускать в требуемых интервалах скважины для увеличения вязкости
15 технологической жидкости с целью замедления и ограничения проявлений, перемещающихся к поверхности, а также для уменьшения или прекращения неконтролируемых потоков под землей или выбросов на поверхность. Кроме того, вводимые в поры пласта капсулы 110 могут быть спроектированы с учетом проведения последующих технологических операций на скважине, таких как
20 кислотная обработка. При последующей активации или последующем выпуске кислотных веществ кислотная обработка может быть осуществлена с обратной стороны фильтрационной корки. Например, при обнаружении превышения заданного порога поглощения бурового раствора оператор буровой установки 114 может включить ESF-прибор 140, находящийся рядом с концом бурильной колонны,
25 посредством, например наземных органов управления.
При выполнении цементирования (как показано на чертеже), как первичного цементирования, так и РИР, могут использовать инкапсулированные LCM-составы или другие инкапсулированные материалы, такие как ускорители, ПАВ, вспенивающие агенты (алюминиевую пудру и т. п.), пенообразователи и т. д. При
30 первичном цементировании ESF-прибор 140 могут устанавливать в вышеупомянутых башмаке обсадной колонны или муфте 132 с обратным клапаном. В некоторых вариантах осуществления изобретения прибор 140 может быть неизвлекаемым, дешевым и миниатюрным ESF-прибором типа устройства "Pulsonix" (являющимся продуктом специализированного департамента технологии
35 нефтегазодобычи РЕ PSL) или его измененной версией, предназначенной для испускания пульсаций давления с регулируемой частотой и/или амплитудой
(например, на эффекте Коанды), при этом данный прибор могут устанавливать внутри нижней цементировочной пробки или внутри муфты с обратным клапаном. Когда нижняя цементировочная пробка садится на муфту с обратным клапаном, и ее разрывная мембрана открывается, освобождая обходной путь для цементного 5 раствора, часть этого раствора попадает в проточный канал ESF-прибора, в результате чего начинается испускание ESF-волн в весь раствор, протекающий через кольцевое пространство 122. При разрушении оболочек капсул 110 в результате молекулярного резонанса под действием ESF-волн в кольцевое пространство 122 могут быть выпущены инкапсулированные вещества, где они
10 вступают в реакции и выполняют различные функции, например изоляцию зон поглощения, ускорение затвердевания цемента, снижение миграции газа (сокращение переходного периода увеличения СНС (SGS), активацию латексных добавок или добавок типа GasCheck и т. п.), создание на месте пеноцемента и др. При РИР ESF-прибор 140 устанавливают на переводник бурильной колонны или
15 рядом с ее донной частью и вводят этот прибор в режим постоянной или периодической работы (с испусканием ESF-волн). Запуск работы ESF-прибора 140 могут осуществлять путем сброса снаряда или шарика, а также посредством сигнала включения/выключения, поступающего от вышеупомянутых наземных органов управления.
20 При бурении ESF-волны могут воздействовать на выходящую из долота
технологическую жидкость, в которую введен LCM-состав (не показано на чертежах). При прохождении ESF-волн через систему с LCM-составом инкапсулированные вещества могут быть выпущены для активации других компонентов LCM-составов и создания однотипных соединений одного типа,
25 обеспечивающих эффективную изоляцию пласта, содержащего зону поглощения. После выхода активированного LCM-состава из долота и поступления его в зону поглощения активаторы, вследствие образования новых химических соединений, могут оперативно создавать мягкие изолирующие скопления или твердые частицы, характеризующиеся осмотическим набуханием, и/или и то, и другое, в результате
30 чего осуществляют изолирование данной зоны. Если такая изоляция оказывается неэффективной, аналогичным образом могут нагнетать капсулы с LCM-составом другого типа. В этом случае после прохождения через ESF-прибор и поступления в зону поглощения LCM-состав может начать оперативно затвердевать, образовывая твердую изолирующую систему. В других случаях заказчик может добавлять
35 инкапсулированный LCM-состав в весь объем циркулирующего бурового раствора, нагнетаемого в скважину и выходящего из скважины, как например при бурении.
Когда происходит поглощение бурового раствора, оператор может запустить процесс испускания ESF-волн из ESF-прибора (находящегося внутри бурового долота или рядом с ним) при помощи выключателя, расположенного на наземной панели управления, для подачи инкапсулированного LCM-состава в систему с LCM-5 составом зоны поглощения. При уменьшении поглощения и возобновлении обратного потока в заданных пределах оператор может выключить ESF-прибор. К примерам применения капсул, не содержащих LCM-состав, при бурении можно отнести случаи использования капсул для изменения свойств бурового раствора в реальном времени. Вместо осуществления циркуляции бурового раствора с
10 изначально модифицированной вязкостью в состав бурового раствора может быть введен инкапсулированный модификатор вязкости, который при выпуске могут использовать, в частности, для изменения реологических характеристик жидкости в наддолотной области. Такое пространственно-временное управление может обеспечивать быструю регулировку характеристик технологической жидкости или
15 может применяться для создания в реальном времени высоковязких "капсул" для изоляции зон и/или для решения других технологических задач.
Инкапсулируемые вещества, а также их рецептуры и варианты использования могут быть заданы в соответствии с конкретными требованиями заказчика для разных типов применения. Например, если при бурении скважины
20 используют буровой раствор на синтетической основе (SBM, от англ. synthetic based mud) (SBM-раствор), значительно поглощение этого раствора указывает на наличие большой трещины, в которую он уходит. Оператор может принять решение о применении систем с инкапсулированным LCM-составом и установке ESF-прибора в буровом долоте. Одним инкапсулированным компонентом LCM-состава может
25 являться водная фаза инвертной эмульсии SBM-раствора, содержащая в высокой концентрации реагенты, ускоряющие затвердевание цемента, такие как CaCI2. На основе свойств нагнетаемого изолирующего материала могут быть выбраны другие компоненты системы с LCM-составом для изолирования больших трещин. Оператор может выбрать "капсулу" затвердевающего изолирующего материала с сухим
30 порошкообразным цементом и вторым инкапсулированным компонентом в виде порошка "сухой эмульсии" типа LATEX 2000 (цемент), добавленного в фазу синтетического масла SBM-раствора для создания "капсулы" в "шламоотстойнике" на буровой установке. Эта капсула может представлять собой усовершенствованный вариант прежней системы с LCM-составом, называемой
35 нефтецеметной смесью (DOC, от англ. diesel oil cement), в которой инертным текучим носителем для цемента является нефть. В новой системе с LCM-составом
также могут использовать синтетическое масло в качестве инертного текучего носителя как для цемента, так и для инкапсулированного латекса. Кроме того, водная фаза SBM-раствора может являться носителем для агента, ускоряющего затвердевание цемента, и гидратационной воды для затворения. ESF-прибор могут 5 настраивать на разделение инвертной эмульсии SBM-раствора и могут включать при поступлении новой "капсулы" с LCM-составом в буровое долото. ESF-волны разделяют инвертную эмульсию и выпускают водную фазу SBM-раствора, которая смешивается и реагирует с цементом и латексом, в результате чего образуется быстрозатвердевающий изолирующий материал, закачиваемый в трещину рядом со
10 стволом скважины и изолирующий эту трещину.
Когда технологическая жидкость 108 достигает нижней части обсадной колонны 116, она вытекает из нее в кольцевое пространство 122 между обсадной колонной 116 и стенкой ствола 106 скважины. До, во время и/или после нагнетания технологической жидкости 108 в указанное кольцевое пространство излучатель 140
15 может испускать одну или несколько переносящих энергию волн для выпуска из капсул 110 одного или нескольких реагентов. В результате по меньшей мере поступления сигнала из капсул 110 могут выпускать реагенты, изменяющие свойства технологической жидкости 108 в кольцевом пространстве 122. Все или некоторые обсадные колонны 116 могут быть зацементированы в прилегающем
20 грунте, как показано на фиг. 2. В некоторых вариантах осуществления изобретения обсадная колонна 116 содержит металл. После цементирования обсадной колонны 116 она может быть подготовлена к передаче флюидов, таких как воздух, вода, природный газ. Кроме того, обсадная колонна 116 может служить опорой для электрических линий, трубчатой колонны и прочих элементов.
25 После установки обсадной колонны 116 в кольцевое пространство 122 могут
нагнетать затвердевающий раствор 108, содержащий капсулы 110, при помощи передвижной насосной установки (не показана). Хотя дальше по тексту речь ведется о затвердевающем растворе 108, технологическая жидкость 108 может содержать другие соединения, такие как смоляные системы, затвердевающие
30 буровые растворы, растворы для ограничения водопритока, составы для предотвращения поглощений и/или прочие затвердевающие составы. Ниже приведено более подробное описание примеров цементных растворов 108. Применительно к введению или иному способу доставки технологической жидкости 108 в кольцевое пространство 122 капсулы 110 могут выпускать активаторы для
35 запуска процесса затвердевания или ускорения затвердевания технологической жидкости 108 в результате действия по меньшей мере ультразвуковых волн.
Другими словами, выпущенные активаторы могут запускать затвердевание цемента в составе технологической жидкости 108, находящейся в кольцевом пространстве 122.
В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы 110 могут 5 выпускать активатор, запускающий или ускоряющий затвердевание технологической жидкости 108. Например, технологическая жидкость 108 может оставаться фактически в состоянии жидкого раствора в течение заданного интервала времени, а капсулы 110 могут активировать цементный раствор в результате действия ультразвуковых волн. В некоторых случаях ультразвуковые волны могут приводить
10 к образованию в капсулах 110 трещин, повреждений или одного или нескольких отверстий иного рода, в результате чего происходит выпуск активаторов. В некоторых случаях ультразвуковые волны могут оказывать тепловое воздействие, в результате которого капсулы 110 плавятся, вследствие чего в них образуются одно или несколько отверстий. В капсулах 110 заключены активаторы, имеющие,
15 например полимерную мембрану (например, из полистирола, сополимера этилена и винилацетата, полиметилметакрилата, полиуретанов, полилактида, полигликолевой кислоты, поливинилового спирта, поливинилацетата, гидролизованного сополимера этилена и винилацетата или сочетания перечисленных веществ). Капсула 110 может содержать другие материалы, реагирующие на ультразвуковые волны. В этих
20 вариантах осуществления изобретения капсула 110 может иметь полимерную мембрану, разрушающуюся под действием ультразвуковых волн, в результате чего выпускаются заключенные в этой капсуле активаторы. В некоторых примерах ультразвуковая волна может изменять структуру мембраны, в результате чего выпускаются активаторы - например, ультразвуковая волна может вскрывать
25 предварительно выполненную продолговатую выемку на капсуле 110. В некоторых вариантах осуществления изобретения по меньшей мере один размер капсул 110 может лежать в микрометровом диапазоне, например в диапазоне 10-15 000нм. Например, размеры капсул 110 могут лежать в диапазоне от нескольких десятков до приблизительно одной тысячи нанометров и иметь наружную поверхность,
30 например в форме сферы, куба, эллипсоида и/или цилиндра. В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы 110 могут иметь оболочки, диаметры которых лежат в диапазоне приблизительно 10-1 000 нм. В других вариантах осуществления изобретения диаметры капсул 110 могут лежать в диапазоне приблизительно 15-ЮОООмкм. В ином случае или дополнительно
35 капсулы 110 могут быть выполнены из металла (например, золота) и/или неметалла (например, углерода). В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы
110 могут быть покрыты веществами, увеличивающими их способность к диспергированию в технологической жидкости 108. Капсулы 110 могут диспергировать в цементном растворе в концентрациях 105-109 капсул/см3. В некоторых вариантах осуществления изобретения оболочки капсул 110 могут 5 выбирать из следующей группы материалов: полистирола, сополимера этилена и винилацетата, полиметилметакрилата, полиуретанов, полилактида, полигликолевой кислоты, поливинилового спирта, поливинилацетата, гидролизованного сополимера этилена и винилацетата и сополимеров перечисленных веществ.
На фиг. 2 показан разрез скважинной системы 100, содержащей
10 активированный затвердевающий цемент 202 по меньшей мере в части подземной зоны 104. В частности, капсулы 110 выпустили активаторы в результате по меньшей мере обнаружения поглощения технологической жидкости 108, вследствие чего технологическая жидкость 108, содержащая реагенты, была введена в трещину 204 для обеспечения затвердевания цемента 202. В некоторых вариантах
15 осуществления изобретения цементный раствор 108 через обсадную колонну 116 нагнетали в кольцевое пространство 122 и далее в трещину 204. В результате по меньшей мере поступления сигнала капсулы 110 в растворе 108 выпустили один или несколько реагентов, предназначенных для ускорения затвердевания раствора 108. В проиллюстрированном примере фактически все капсулы 110 в кольцевом
20 пространстве 122 выпустили активаторы для обеспечения затвердевания цемента фактически по всей длине кольцевого пространства 122. В некоторых вариантах осуществления изобретения для фактического ограничения процесса затвердевания цемента 202 в трещине 204 могут испускать переносящие энергию волны в течение заданного интервала времени. Другими словами, изначальное
25 количество цементного раствора 108 могут подвергать воздействию переносящих энергию волн, в результате чего интервал времени затвердевания может быть фактически равен интервалу времени затвердевания цементного раствора 108, вводимого в трещину 204.
На фиг. ЗА и ЗВ показан пример капсулы 110, приведенной на фиг. 1, в
30 соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления изобретения капсула 110 имеет фактически сферическую форму, однако, капсула 110 может иметь другую, вышеупомянутую форму. Капсула 110 имеет оболочку 302, под которой заключают один или несколько активаторов 304, как показано на фиг. ЗВ. Капсула 110 выпускает один
35 или несколько содержащихся в ней активаторов 304 в результате по меньшей мере действия одной или нескольких переносящих энергию волн. Например, в результате
действия на капсулу по меньшей мере переносящих энергию волн в ней может образоваться трещина или иным образом появиться одно или несколько отверстий. На чертеже приведен лишь частный пример капсулы 110, причем капсула 110 может содержать некоторые показанные элементы, все показанные элементы или может 5 не содержать ни один из показанных элементов без отклонения от сути настоящего изобретения.
На фиг. 4А и 4В показан вариант осуществления капсулы 110, имеющей отверстие для выпуска одного или нескольких активаторов. Капсулы 110 могут выпускать активаторы при нагреве одной или нескольких частей, в результате чего
10 образовывается одно или несколько отверстий, разрушающих или иным способом устраняющих одну или несколько частей, и/или при других процессах, вызывающих образование отверстия в оболочке 302. Данные варианты осуществления капсулы приведены исключительно для примера, причем для выпуска активаторов из капсул 110 могут применять некоторые из этих процессов, все эти процессы или могут не
15 применять ни один из этих процессов.
На фиг. 4А показано, как в капсуле 110 образуется отверстие вследствие теплового воздействия переносящей энергию волны. Например, ультразвуковые сигналы могут непосредственно нагреть мембрану капсулы 110 и/или нагреть окружающую технологическую жидкость 108 до температуры, превышающей точку
20 плавления. Капсула 110 может иметь золотую оболочку, по меньшей мере часть которой плавится при вибрации на частоте собственных колебаний и выпускает заключенные под ней активаторы. В этих случаях в результате теплового воздействия на капсулу ее оболочка может плавиться или иным образом деформироваться, что сопровождается образованием отверстия. Кроме оболочек в
25 виде металлических мембран капсулы могут иметь оболочки из других материалов, например из полимеров. На фиг. 4В показано, как в результате действия одной или нескольких переносящих энергию волн в оболочке капсулы 110 образуются трещины, разрывы или отверстия. Например, трещины и иные нарушения целостности частей капсулы могут образовываться под действием ультразвукового
30 сигнала. В некоторых вариантах осуществления изобретения ультразвуковые волны могут создавать поврежденные области в мембране оболочки 302, в результате чего могут образовываться одно или несколько отверстий, как показано на чертеже.
На фиг. 5 показана блок-схема, иллюстрирующая пример способа 500 выпуска одного или нескольких реагентов в результате по меньшей мере
35 возникновения аварийной ситуации. Проиллюстрированные способы описаны со ссылкой на систему 100, показанную на фиг. 1, однако эти способы могут быть
применены в любой другой системе. Кроме того, в скважинной системе 100 могут применять любые другие методы для выполнения этих задач. Таким образом, множество этапов, приведенных на блок-схеме, могут выполнять одновременно и/или в ином порядке, нежели показанном на чертеже. В скважинной системе 100 5 также могут применять способы с дополнительными этапами, с меньшим количеством этапов и/или с другими этапами при условии, что эти способы останутся подходящими для выполнения поставленных задач.
На фиг. 5 показано, что на начальном этапе 502 способа 500 на основе, по меньшей мере частично, одного или нескольких параметров выбирают активаторы.
10 Например, капсулы 110 и заключенные в них реагенты могут выбирать на основе, по меньшей мере частично, компонентов технологической жидкости 108 и/или текущих операций на скважине. В некоторых вариантах осуществления изобретения капсулы 110 могут выбирать на основе условий эксплуатации в скважине (например, температуры). На этапе 504 выбранные активаторы перемешивают с
15 технологической жидкостью. В некоторых случаях капсулы 110 могут вмешивать в технологическую жидкость 108 при нагнетании технологической жидкости 108 в обсадную колонну 116 передвижной насосной установкой 130. В некоторых случаях капсулы 110 могут смешивать с сухими ингредиентами до создания технологической жидкости 108. Далее, на этапе 506 технологическую жидкость, содержащую
20 активаторы, нагнетают в скважину. В некоторых случаях технологическую жидкость 108, содержащую активаторы 110, могут нагнетать в кольцевое пространство 122 с заданной скоростью. На этапе 508 получают сигнал об аварийной ситуации. Например, система 100 может обнаружить, что поглощение бурового раствора превысило пороговую величину, ствол скважины частично блокирован, заклинило
25 трубу и/или возникли другие аварийные ситуации. Затем, на этапе 510 на основе типа аварийной ситуации выбирают переносящую энергию волну. Например, технологическая жидкость 108 может содержать капсулы 110 разных типов, причем в результате действия различных переносящих энергию волн капсулы разного типа выпускают соответствующие реагенты. Таким образом систему 100 могут
30 подготавливать к реагированию на множество различных аварийных ситуаций. На этапе 512 одну или несколько переносящих энергию волн испускают по меньшей мере в часть технологической жидкости. Например, в часть технологической жидкости 108 сигналы может передавать излучатель 140. В этом случае передаваемые сигналы могут приводить к выпуску реагентов рядом с башмаком 132
35 для изменения одного или нескольких свойств этой части технологической жидкости 108. В некоторых случаях, при необходимости, для улучшения распределения
активаторов обсадную колонну 116 могут перемещать (например, вверх/вниз).
В данном документе описано несколько вариантов осуществления изобретения. Тем не менее, понятно, что в него могут быть внесены различные изменения без отклонения от сути и объема. Соответственно, прочие варианты 5 осуществления изобретения ограничиваются нижеприведенной формулой.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ уменьшения поглощения вещества, в котором:
5 вводят в технологическую жидкость, циркулирующую через бурильную
колонну, капсулы с заключенными в них одним или более активаторами;
определяют один или более параметров в стволе скважины, связанных с аварийной ситуацией в условиях эксплуатации; и
испускают в технологической жидкости одну или более переносящих энергию 10 волн, предназначенных для выпуска из указанных капсул одного или более активаторов.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно определяют точку, связанную с подгруппой капсул, причем указанные один или более активаторов выпускают по меньшей мере рядом с этой определенной точкой.
15 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выпущенные реагенты
предназначены для вступления в реакцию с технологической жидкостью.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одну или более переносящих энергию волн испускают в результате по меньшей мере обнаружения превышения заданного порога скорости поглощения технологической жидкости.
20 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что технологическая жидкость
содержит затвердевающий состав, а один или более выпускаемых активаторов предназначены для увеличения скорости затвердевания затвердевающего состава.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что затвердевающий состав содержит по меньшей мере одно из следующего: цементный состав, смоляной состав,
25 затвердевающий буровой раствор, раствор для ограничения водопритока, состав для предотвращения поглощений, жидкость для контроля притока или выброса или полимерную добавку.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что после реагирования с одним или более реагентами затвердевающий состав затвердевает в диапазоне времени
30 приблизительно от одной минуты до 24 часов.
8. Способ по п. 2, отличающийся тем, что одна или более ситуаций содержат неправильное расположение бурильной трубы в стволе скважины.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что один или более активаторов заключены под оболочкой, из-под которой их выпускают в результате действия по
35 меньшей мере одной или более переносящих энергию волн.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что по меньшей мере один размер
оболочки лежит в диапазоне приблизительно от 10 нанометров до 1 миллиметра.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что один или более параметров
включают блокировку ствола скважины.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что технологическая жидкость
5 содержит буровой раствор, причем один или более выпускаемых активаторов
изменяют вязкость этого бурового раствора.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одна или более переносящих
энергию волн содержат по меньшей мере одно из следующего: звуковые сигналы,
ультразвуковые сигналы, волны сверхвысокой частоты или радиоволны.
10 14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дистанционно управляют, при
помощи наземных средств управления, активацией излучателя сигналов, закрепленного по меньшей мере рядом с оконечностью бурильной колонны.
15. Система, содержащая:
дозатор для введения в технологическую жидкость, циркулирующую через 15 бурильную колонну, капсул с заключенными в них одним или более активаторами;
один или более датчиков для определения одного или более параметров в стволе скважины, связанных с аварийной ситуацией в условиях эксплуатации; и
передатчик для испускания в технологической жидкости одной или более переносящих энергию волн для выпуска из указанных капсул одного или более 20 активаторов.
16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что содержит локационный модуль для определения точки, связанной с подгруппой капсул, причем один или более активаторов выпускаются по меньшей мере рядом с этой определенной точкой.
17. Система по п. 15, отличающаяся тем, что выпущенные реагенты
25 предназначены для вступления в реакцию с технологической жидкостью.
18. Система по п. 15, отличающаяся тем, что одна или более переносящих
энергию волн испускаются в результате по меньшей мере обнаружения превышения
заданного порога скорости поглощения технологической жидкости.
19. Система по п. 15, отличающаяся тем, что технологическая жидкость
30 содержит затвердевающий состав, а один или более выпускаемых активаторов
предназначены для увеличения скорости затвердевания этого затвердевающего состава.
20. Система по п. 19, отличающаяся тем, что затвердевающий состав
содержит по меньшей мере одно из следующего: цементный состав, смоляной
35 состав, затвердевающий буровой раствор, раствор для ограничения водопритока, состав для предотвращения поглощений, жидкость для контроля притока или
выброса или полимерную добавку.
21. Система по п. 19, отличающаяся тем, что после реагирования с одним
или более реагентами затвердевающий состав затвердевает в диапазоне времени
приблизительно от одной минуты до 24 часов.
5 22. Система по п. 16, отличающаяся тем, что одна или более ситуаций
содержат неправильное расположение бурильной трубы в стволе скважины.
23. Система по п. 15, отличающаяся тем, что один или более активаторов
заключены под оболочкой, из-под которой они выпускаются в результате действия
по меньшей мере одной или более переносящих энергию волн.
10 24. Система по п. 23, отличающаяся тем, что по меньшей мере один размер
оболочки лежит в диапазоне приблизительно от 10 нанометров до 1 миллиметра.
25. Система по п. 15, отличающаяся тем, что один или более параметров
включают блокировку ствола скважины.
26. Система по п. 15, отличающаяся тем, что технологическая жидкость
15 содержит буровой раствор, причем один или более выпускаемых активаторов
изменяют вязкость этого бурового раствора.
27. Система по п. 15, отличающаяся тем, что одна или более переносящих
энергию волн содержат по меньшей мере одно из следующего: звуковые сигналы,
ультразвуковые сигналы, волны сверхвысокой частоты или радиоволны.
20 28. Система по п. 15, отличающаяся тем, что содержит наземное пусковое
устройство для дистанционного управления активацией излучателя сигналов, закрепленного по меньшей мере рядом с оконечностью бурильной колонны.
ФИГ, 2
500
ВЫБОР АКТИВАТОРОВ НА
ОСНОВЕ ОДНОГО ИЛИ НЕСКОЛЬКИХ ПАРАМЕТРОВ
ВВЕДЕНИЕ АКТИВАТОРОВ
В ТЕХНОЛОГИЧЕСКУЮ
ЖИДКОСТЬ
I
НАГНЕТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ, СОДЕРЖАЩЕЙ АКТИВАТОРЫ, В СКВАЖИНУ
J
ПОЛУЧЕНИЕ СИГНАЛА ОБ АВАРИЙНОЙ СИТУАЦИИ
ВЫБОР ПЕРЕНОСЯЩЕЙ ЭНЕРГИЮ ВОЛНЫ НА ОСНОВЕ ТИПА АВАРИИ
ИСПУСКАНИЕ ПЕРЕНОСЯЩЕЙ
ЭНЕРГИЮ ВОЛНЫ ДЛЯ ВЫПУСКА РЕАГЕНТОВ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ
ФИГ 5
|
