|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] 1. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где волокно имеет соотношение сторон более 5 и имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше. 2. Способ по п.1, где волокно имеет соотношение сторон более 25. 3. Способ по п.1, где волокно присутствует в укрепляющем скважину растворе в количестве от 0,1 (0,2853 кг/м 3 ) до 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м 3 ) бурового раствора. 4. Способ по п.1, где буровой раствор включает раствор, выбранный из группы, состоящей из раствора на водной основе, раствора на масляной основе, эмульсии масла-в-воде и эмульсии воды-в-масле. 5. Способ по п.1, где укрепляющий скважину раствор дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из соли, утяжелителя, инертного твердого вещества, агента регуляции водоотдачи, эмульгатора, диспергирующего вспомогательного средства, ингибитора коррозии, эмульсионного разбавителя, эмульсионного загустителя, загустителя, агента контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, поверхностно-активного вещества, порошка, расклинивающего агента, материала для борьбы с поглощением, пенообразующего агента, газа, добавки для контроля pH, выключателя, биоцида, кросслинкера, стабилизатора, хелатирующего агента, ингибитора окалины, взаимного растворителя, окислителя, восстановителя, уменьшителя трения, стабилизирующего глину агента и любой их комбинации. 6. Способ по п.1, где буровой раствор включает маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу. 7. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где буровой раствор содержит маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу и где волокно имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
1. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где волокно имеет соотношение сторон более 5 и имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше. 2. Способ по п.1, где волокно имеет соотношение сторон более 25. 3. Способ по п.1, где волокно присутствует в укрепляющем скважину растворе в количестве от 0,1 (0,2853 кг/м 3 ) до 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м 3 ) бурового раствора. 4. Способ по п.1, где буровой раствор включает раствор, выбранный из группы, состоящей из раствора на водной основе, раствора на масляной основе, эмульсии масла-в-воде и эмульсии воды-в-масле. 5. Способ по п.1, где укрепляющий скважину раствор дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из соли, утяжелителя, инертного твердого вещества, агента регуляции водоотдачи, эмульгатора, диспергирующего вспомогательного средства, ингибитора коррозии, эмульсионного разбавителя, эмульсионного загустителя, загустителя, агента контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, поверхностно-активного вещества, порошка, расклинивающего агента, материала для борьбы с поглощением, пенообразующего агента, газа, добавки для контроля pH, выключателя, биоцида, кросслинкера, стабилизатора, хелатирующего агента, ингибитора окалины, взаимного растворителя, окислителя, восстановителя, уменьшителя трения, стабилизирующего глину агента и любой их комбинации. 6. Способ по п.1, где буровой раствор включает маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу. 7. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где буровой раствор содержит маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу и где волокно имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Евразийское ои 025836 (13) В1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента (51) Int. Cl. Е21В 33/138 (2006.01)
2017.02.28
(21) Номер заявки 201490597
(22) Дата подачи заявки
2012.10.08
(54) СПОСОБ И ВЕЩЕСТВО ДЛЯ УКРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ПОДЗЕМНЫХ РАБОТАХ
(31) 13/292,516
(32) 2011.11.09
(33) US
(43) 2014.10.30
(86) PCT/US2012/059196
(87) WO 2013/070357 2013.05.16
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Кумар Арунеш, Савари Шарат (IN), Уитфилл Дональд Л., Джемисон Дэй E. (US)
(74) Представитель:
Хмара М.В., Рыбаков В.М., Новоселова С.В., Дощечкина В.В., Липатова И.И. (RU)
(56) US-A1-2009286697 US-A1-2009099047 US-A1-2005170973 US-A-4439328
(57) Изобретение относится к способам, связанным с закупориванием околоскважинных пустот для укрепления скважины. Способ укрепления скважины может включать введение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, приблизительно равном 1000 фунтов/ кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием около-скважинных пустот для укрепления скважины.
Одним из наиболее существенных факторов увеличения непродуктивного времени бурения является потеря циркуляции бурового раствора. Потеря циркуляции возникает вследствие утечки бурового раствора в пласт по нежелательным путям течения, например через проницаемые участки, естественные трещины и индуцированные трещины. Исправлять скважину можно, применяя методы восстановления циркуляции или высоковязкие тампоны, путем закупоривания трещин перед возобновлением бурения.
Бурение выполняется с превосходящим давлением, таким, что давление в скважине поддерживается в пределах окна плотности бурового раствора, т.е. области между поровым давлением и давлением гидроразрыва, см. фиг. 1. Используемый в данном описании термин "превосходящее давление" имеет отношение к величине давления в скважине, превышающей поровое давление. Используемый в данном описании термин "поровое давление" подразумевает давление раствора в пласте. Превосходящее давление необходимо для предотвращения проникновения пластовых флюидов в скважину. Используемый в данном описании термин "давление гидроразрыва" имеет отношение к порогу давления, причем давление скважины на пласт оказывается выше порогового значения, что вызывает один или несколько гидроразрывов в подземном пласте. Более широкие окна плотности бурового раствора делают возможным бурение с уменьшенным риском потери циркуляции.
В обычных подземных пластах окно плотности бурового раствора может быть широким (см. фиг. 1). Тем не менее, в пластах, имеющих проблемные зоны, например истощенные зоны, зоны с высокой проницаемостью, высокотектонические области с высокими напряжениями на месте, или зоны прессованного сланца под слоями соли, окно плотности бурового раствора может быть уже и переменчивее (фиг. 2). Если превосходящее давление превышает давление гидроразрыва, индуцируется гидроразрыв и может произойти потеря циркуляции. Один упреждающий способ снижения риска потери циркуляции заключается в укреплении или стабилизации скважины с применением зернистых материалов для укрепления скважины. Укрепление скважины включает индуцирование гидроразрывов с одновременным закупориванием гидроразрывов. Данный способ одновременного гидроразрыва-закупоривания увеличивает компрессионное касательное напряжение в околоскважинной зоне подземного пласта, которое приводит к увеличению давления гидроразрыва, тем самым расширяя окно плотности бурового раствора (см. фиг. 3). Степень укрепления скважины, т.е. расширение окна плотности бурового раствора, зависит от превосходящего давления, которое может выдержать пробка до провала попытки, т.е. до достижения давления разрушения пробки. Если не удается сделать пробку, результатом является потеря циркуляции и непродуктивное время бурения.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием около-скважинных пустот для укрепления скважины.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к способу укрепления скважины, включающему введение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проникающую вглубь подземного пласта; и образование пробки, включающей порошок и волокно в пустотах вблизи скважины, причем пробка может быть способна поддерживать целостность при превосходящем давлении приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к способу бурения скважины, включающему введение таблетки, включающей укрепляющий скважину раствор, включающий первый буровой раствор, порошок и волокно, в участок скважины, проникающей вглубь подземного пласта; образование пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, причем данная пробка обладает давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), в результате чего получается укрепленный участок скважины; и проведение второго бурового раствора сквозь укрепленный участок скважины.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к укрепляющему скважину раствору, содержащему буровой раствор, порошок, а также волокно, и способный образовывать пробку с давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа).
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов изобретения, изложенных ниже.
Краткое описание чертежей
Следующие чертежи включены в описание для иллюстрации некоторых вариантов настоящего изобретения, которые не должны рассматриваться в качестве единственно возможных. Раскрываемый предмет изобретения можно подвергнуть значительной модификации, изменению и эквивалентным преобразованиям по форме и функции при сохранении преимуществ настоящего изобретения, что очевидно специалистам данной области техники.
Фиг. 1 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для обычной скважины. Фиг. 2 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для проблемной скважины. Фиг. 3 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для укрепленной скважины. Фиг. 4 иллюстрирует методологию испытаний давления разрушения пробки.
Фиг. 5А, 5Б представляют собой иллюстрации гранулометрической закупоривающей аппаратуры и конической ячейки, которые не ограничивают объем патентных притязаний и приведены не обязательно с соблюдением масштаба.
Фиг. 6 представляют собой микроснимки некоторых волокон, испытанных в ходе работы, связанной с написанием данной заявки.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием около-скважинных пустот для укрепления скважины.
В изобретении предложен укрепляющий скважину раствор и способы, которые могут расширить окно плотности бурового раствора. В некоторых вариантах изобретения образованные пробки могут сохранять свою целостность при превосходящем давлении, превышающем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или 2000 фунтов/кв.дюйм (13790 кПа). Используемый в данном описании в отношении пробок термин "сохранение целостности" и его производные представляют собой способность пробки к поддержанию контроля над потерей бурового раствора и не подразумевают, что структура пробки остается без изменений. Расширение окна плотности бурового раствора позволяет снизить риск потери циркуляции, происходящей в случае применения больших масс буровых растворов.
Кроме того, укрепляющие скважину растворы и способы, представленные в данном описании, обеспечивают применение высокореологических растворов, тем самым снижая необходимость изменения систем промывки буровым раствором в рамках буровой работы. Также укрепляющие скважину растворы и способы, представленные в данном описании, снижают необходимость в зональной изоляции с обсадной колонной. Оба из них с успехом сокращают время и стоимость буровых работ.
Следует отметить, что при наличии слова "приблизительно" в начале числового списка, оно модифицирует каждое число этого численного списка. Следует отметить, что в некоторых числовых диапазонах некоторые нижние пределы могут быть больше, чем некоторые верхние пределы. Специалисту в данной области техники будет понятно, что выбранное подмножество потребует выбрать верхний предел, превышающий выбранный нижний предел.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющий скважину раствор может включать, состоять по существу из или состоять из бурового раствора, порошка, а также волокна. В некоторых вариантах изобретения пробка может образовываться в пустотах вблизи скважины; причем пробка может включать, состоять по существу из или состоять из порошка и волокон. В некоторых вариантах изобретения пустоты могут быть природными и/или искусственными. В некоторых вариантах изобретения пустоты могут являться зарождающимся гидроразрывом. В некоторых вариантах изобретения пробка может препятствовать распространению зарождающегося гидроразрыва. В некоторых вариантах изобретения пробка может защитить оконечность зарождающегося гидроразрыва от превосходящего давления скважины. В некоторых вариантах изобретения пробка способна поддерживать целостность при давлении, приблизительно равном 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа) или более, приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или более, или приблизительно равном 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или большем превосходящем давлении. В некоторых вариантах изобретения превосходящее давление может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа), 750 фунтов/кв.дюйм (5172 кПа), 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), или 1250 фунтов/кв.дюйм (8618 кПа), до верхнего предела, приблизительно равного 2500 фунтов/кв.дюйм (17237 кПа), 2000 фунтов/кв.дюйм (13790 кПа), 1750 фунтов/кв.дюйм (12066 кПа), 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или 1250 фунтов/кв.дюйм (8618 кПа), и где превосходящее давление может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними.
В некоторых вариантах изобретения увеличение давления сверх превосходящего давления комбинации частиц и волокон может быть проверено с помощью испытаний давления разрушения пробки с применением гранулометрической закупоривающей аппаратуры (фиг. 5Б). Гранулометрическая закупоривающая аппаратура включает ячейку объемом 500 мл, имеющую подвижный поршень в нижней части и блок для уплотнения фильтрующего материала, в то время как анализ проводится на самом верху. Укрепляющий скважину раствор с порошком и волокном, подлежащими анализу загружают в ячейку. Ячейка расположена таким образом, что давление прилагается к ее нижней части, а фильтрат собирается сверху. Подобная конструкция позволяет предотвратить вклад других компонентов укрепляющего скважину раствора, оседающих во время статического анализа, в характеристику порошка и волокна. Давление, приложенное двухступенчатым гидравлическим насосом или с помощью азотной нагнетательной трубы, перемещается в укрепляющий скважину раствор через плавающий поршень в ячейке так, чтобы поддерживать дифференциальное давление приблизительно равное 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа). Фильтрующий материал, используемый в испытании давления разрушения пробки, является конической
щелью (фиг. 5А). После образования пробки в конической щели, коническую щель осторожно перемещают без нарушения данной пробки от гранулометрической закупоривающей аппаратуры ко второй гранулометрической закупоривающей аппаратуре с чистым буровым раствором, т.е. не включающим части-цу(ы) и волокно(а), для анализа. Давление прикладывают снизу, как описано выше, с интервалом в 100 фунтов/кв.дюйм (689,5 кПа). Давление разрушения пробки представляет собой давление, при котором пробка позволяет буровому раствору проходить через коническую щель. Методология определения давления разрушения пробки проиллюстрирована на фиг. 4. Следует отметить, что, как описано выше, испытание давления пробки включает в себя перемещение конической щели после того как пробка сформирована. Следует отметить, что гранулометрическая закупоривающая аппаратура и связанные с ней методы могут быть спланированы таким образом, что испытание давления пробки будет происходить без необходимости в перемещении конической щели.
Порошок и/или волокно может быть природным или синтетическим, разлагаемым или неразлагае-мым, и их смесями. Следует понимать, что используемый в данном описании термин "порошок" или "частица" включает все известные формы материалов, в том числе по существу сферические материалы, мелкозазубренные материалы, материалы с низким соотношением сторон, многоугольные материалы (такие как кубические материалы), дисковидные материалы, их гибриды и любую их комбинацию. Следует понимать, что используемый в данном описании термин "волокно" включает все известные формы материалов со средним или высоким соотношением сторон, в том числе нити и совокупности нитей. В некоторых вариантах изобретения соотношение сторон волокна может быть в диапазоне от нижнего предела, приблизительно равного 5, 10 или 25, до неограниченного верхнего предела. В то время как верхний предел соотношения сторон, как полагают, неограничен, соотношение сторон применимых волокон может находиться в диапазоне от нижнего предела, приблизительно равного 5, 10 или 25, до верхнего предела, приблизительно равного 10000, 5000, 1000, 500, или 100, и где соотношение сторон может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. В некоторых вариантах изобретения длина волокна может находиться в диапазоне от нижнего предела приблизительно равного 150, 250, 500 или 1000 мкм до верхнего предела приблизительно равного 6000, 5000, 2500, или 1000, и где длина волокон может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Волокна могут быть набухающими, т.е. увеличиваться в объеме, поглощая растворитель. Волокна могут быть агрегатами нитей, где агрегат может или не может иметь среднее или высокое соотношение сторон.
В некоторых вариантах изобретения по меньшей мере один порошок может быть применен в комбинации по меньшей мере с одним волокном в укрепляющем скважину растворе. Подходящим порошком и/или волокном может быть то, которое включает материалы, пригодные для применения в подземном пласте, включая любой известный материал для поглощения бурового раствора, тампонирующий агент, агент регуляции водоотдачи, отводящий агент, закупоривающий агент и т.п., а также любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Примеры подходящих материалов могут включать песок, сланец, измельченный мрамор, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, металлические гранулы, высокопрочные синтетические волокна, стойкий графитизированный углерод, хлопья целлюлозы, древесина, смолы, полимерные материалы (сшитые или иные), политетрафторэтиленовые материалы, кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, кусочки семенной оболочки, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки семенной оболочки, кусочки фруктовых косточек, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки фруктовых косточек, композитные материалы и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие композитные материалы могут включать связующее вещество и наполнитель, где подходящие наполнители включают диоксид кремния, оксид алюминия, коллоидный углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, мета-силикат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, летучую золу, полые стеклянные микросферы, твердое стекло, и любую их комбинацию.
В некоторых вариантах изобретения порошок и/или волокно может включать разлагаемый материал. Неограничивающие примеры подходящих разлагаемых материалов, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают разлагаемые полимеры (сшитые или иные), дегидратированные соединения и/или их смеси, но не ограничиваются ими. При выборе подходящего разлагаемого материала следует учитывать продукты разложения, которые будут получены. Касаемо разлагаемых полимеров, полимер считается "разлагаемым" в данном описании, если разложение обусловлено, среди прочего, химическим и/или радикальным процессом, таким как гидролиз, окисление, ферментативное расщепление или УФ излучение. Подходящие примеры разлагаемых полимеров в составе материала для поглощения бурового раствора для применения в настоящем изобретении, которые могут быть использованы, включают те, что описаны в публикации Advances in Polymer Science, Vol. 157 под названием "Degradable Aliphatic Polyesters", под ред. А.С. Альбертссона, но не ограничиваются ими. Полимеры могут быть го-мополимерами, случайными, линейными, сшитыми, блочными, привитыми, и звездчато- и гипер-разветвленными. Такие подходящие полимеры могут быть получены в реакции поликонденсации, полимеризации с раскрытием кольца, свободнорадикальной полимеризации, анионной полимеризации, кар-бокатионной полимеризации и координационной полимеризации с раскрытием кольца, а также в любом
другом подходящем процессе. Характерные примеры подходящих полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитин; хитозан; белки; ортоэфиры; алифатические полиэфиры; по-ли(лактид); поли(гликолид); поли(е-капролактон); поли(гидроксибутират); поли(ангидриды); алифатические поликарбонаты; поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксид); полифосфазены; и любую их комбинацию. Из данных подходящих полимеров предпочтительными являются алифатические полиэфиры и полиангидриды. Дегидратированные соединения могут быть применены в соответствии с настоящим изобретением в качестве разлагаемого твердого порошка. Дегидратированное соединение подходит для применения в настоящем изобретении, если оно будет разлагаться с течением времени, поскольку будет регидратироваться. Например, материал из порошкового твердого безводного бората, разлагающийся с течением времени, будет пригоден. Характерные примеры материалов из порошкового твердого безводного бората, которые могут быть применены, включают безводный тетраборат натрия (также известный как безводная бура) и безводную борную кислоту, но не ограничиваются ими. Разлагаемые материалы также могут быть комбинированными или смешанными. Одним из примеров подходящего сочетания материалов представляет собой смесь поли(молочной кислоты) и бората натрия, где смешивание кислоты и основания может привести к нейтральному раствору, когда желательно. Другой пример может включать сочетание поли(молочной кислоты) и оксида бора, сочетание карбоната кальция и поли(молочной) кислоты, сочетание оксида магния и поли (молочной) кислоты и т.п. В некоторых предпочтительных вариантах изобретения разлагаемый материал представляет собой карбонат кальция плюс поли(молочная) кислота. В случае применения смеси, включающей поли(молочную) кислоту, в некоторых предпочтительных вариантах изобретения поли(молочная) кислота присутствует в смеси в стехиометрическом количестве, например в случае применения смеси карбоната кальция и по-ли(молочной) кислоты, причем смесь включает две единицы поли(молочной кислоты) на каждую единицу карбоната кальция. Другие сочетания, подвергающиеся необратимому разложению, также могут быть пригодными, если продукты разложения не оказывают нежелательного воздействия на проводимость фильтровального осадка или на производство любого из растворов из подземного пласта.
Конкретные примеры подходящих порошков могут включать порошки BARACARB(r) (мраморная крошка, поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc), включая BARACARB 5, BARACARB 25, BARACARB 150, BARACARB 600, BARACARB 1200; порошки STEELSEAL(r) (стойкий графитизи-рованный углерод, поставляемый компанией Halliburton Energy Services, Inc), включая STEELSEAL пудру, STEELSEAL 50, STEELSEAL 150, STEELSEAL 400 и STEELSEAL 1000; порошки WALL-NUT(r) (крошка из ореховой скорлупы, поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc), включая WALL-NUT M, WALL-NUT крупнозернистый, WALL-NUT средний и WALL-NUT мелкозернистый; BARAPLUG(r) (калиброванная соленая вода, поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc), включая BARAPLUG 20, BARAPLUG 50, и BARAPLUG 3/300; BARAFLAKE(r) (карбонат кальция и полимеры, поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Inc); и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими.
Дополнительные примеры подходящих волокон могут включать волокна целлюлозы, в том числе целлюлозные волокна вискозы, покрытые маслом целлюлозные волокна и волокна, полученные из растительного продукта, наподобие бумажных волокон; углерод, в том числе углеродные волокна; обработанные расплавом неорганические волокна, включая базальтовые волокна, волластонитовые волокна, неаморфные металлические волокна, волокна оксидов металлов, волокна из смеси оксидов металлов, керамические волокна и стекловолокна; полимерные волокна, в том числе полипропиленовые волокна и полиакрилонитриловые волокна; и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Примеры могут также включать ПАН волокна, т.е. углеродные волокна, полученные из полиакрилонитрила; PANEX(r) волокна (углеродные волокна, поставляемые компанией Zoltek), включая PANEX 32, PANEX 35-0,125", и PANEX 35-0,25"; PANOX(r) (окисленные ПАН волокна, поставляемые компанией SGL Group); вискозные волокна, включая BDF(tm) 456 (вискозные волокна, поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Inc); полилактидные ("ПЛА") волокна; волокна оксида алюминия; целлюлозные волокна; BAROFIBRE(r) волокна, включая BAROFIBRE и BAROFIBRE С (целлюлозные волокна, поставляемые компанией Halliburton Energy Services, Inc); и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющий скважину раствор может включать буровой раствор, порошок, и волокно. В некоторых вариантах изобретения концентрация порошок в укрепляющем скважину растворе может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 0,01 фунтов/баррель (PPB - от англ. pounds per barrel) (0,02853 кг/м3), 0,05 фунтов/баррель (0,14265 кг/м3), 0,1 фунтов/баррель (0,2853 кг/м3), 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 25 фунтов/баррель (71,325 кг/м3), или 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3) до верхнего предела, приблизительно равного 150 фунтов/баррель (427,95 кг/м3), 100 фунтов/баррель (285,3 кг/м3), 75 фунтов/баррель (213,975 кг/м3), 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3), 25 фунтов/баррель (71,325 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 4 фунтов/баррель (11,412 кг/м3),
3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 2 фунтов/баррель (5,706 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3) или 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), и где концентрация порошка может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. В некоторых вариантах изобретения концентрация волокна в укрепляющем скважину растворе может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 0,01 фунтов/баррель (0,02853 кг/м3), 0,05 фунтов/баррель (0,14265 кг/м3), 0,1 фунтов/баррель (0,2853 кг/м3), 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3) или 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3) до верхнего предела, приблизительно равного 120 фунтов/баррель (342,36 кг/м3), 100 фунтов/баррель (285,3 кг/м3), 75 фунтов/баррель (213,975 кг/м3), 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3), 20 фунтов/баррель (57,06 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 4 фунтов/баррель (11,412 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 2 фунтов/баррель (5,706 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), или 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), где концентрация волокна может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Специалисту в данной области техники с помощью настоящего описания следует понимать, что концентрации порошка(ов) и/или волокна (волокон) могут влиять на вязкость укрепляющий скважину раствора и, следовательно, должны быть скорректированы для обеспечения надлежащей доставки указанного порошка(ов) и/или волокна (волокон) в скважину.
Подходящие буровые растворы могут включать растворы на масляной основе, растворы на водной основе, смешивающиеся с водой растворы, эмульсии вода-в-масле или масло-в-воде. Подходящие растворы на масляной основе могут включать алканы, олефины, ароматические органические соединения, циклические алканы, парафины, дизельные растворы, минеральные масла, десульфуризованные гидроге-низированные керосины и любую их комбинацию. Подходящие растворы на водной основе могут включать пресную воду, соленую воду (например, воду, включающую одну или несколько солей, растворенных в ней), рассол (например, насыщенная соленая вода), морскую воду, и любую их комбинацию. Подходящие смешивающиеся с водой растворы могут включать в себя спирты, например метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, н-бутанол, втор-бутанол, изобутанол и трет-бутанол; глицерины; гликоли, например полигликоли, пропиленгликоль и этиленгликоль; полигликолевые амины; полиолы; любые их производные; в любых комбинациях с солями, например хлоридом натрия, хлоридом кальция, бромидом кальция, бромидом цинка, карбонатом калия, формиатом натрия, формиатом калия, формиатом цезия, ацетатом натрия, ацетатом калия, ацетатом кальция, ацетатом аммония, хлоридом аммония, бромидом аммония, нитратом натрия, нитратом калия, нитратом аммония, сульфатом аммония, нитратом кальция, карбонатом натрия, карбонатом калия, и любой их комбинацией; в любой комбинации с растворами на водной основе; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие эмульсии вода-в-масле, также известные как инвертированные, могут иметь отношение масла к воде на нижнем пределе больше чем приблизительно 50:50, 55:45, 60:40, 65:35, 70:30, 75:25 или 80:20 до верхнего предела меньше чем приблизительно 100:0, 95:5, 90:10, 85:15, 80:20, 75:25, 70:30 или 65:35 по объему в базовом обрабатывающем растворе, при этом количество может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Примеры подходящих инвертированных эмульсий включают раскрытые в патенте США № 5905061, патенте США № 5977031 и патенте США № 6828279, каждый из которых включен в настоящее описание в качестве ссылки. Следует отметить, что для эмульсии вода-в-масле и масло-в-воде можно использовать любую смесь из описанных выше, в том числе и воду, являющуюся смешивающейся с водой жидкостью.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор может опционально включать полярную органическую молекулу. Полярной органической молекулой может быть любая молекула с диэлектрической проницаемостью, превышающей приблизительно 2. Полярные органические молекулы, подходящие для применения в настоящем изобретении, могут включать любую полярную органическую молекулу, включая протонные и апротонные органические молекулы. Подходящие протонные молекулы могут включать органические молекулы, включающие по меньшей мере одну функциональную группу, например спирты, альдегиды, кислоты, амины, амиды, тиолы, и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие апротонные молекулы могут включать органические молекулы, включающие по меньшей мере одну функциональную группу, например сложные эфиры, простые эфиры, нитриты, нитрилы, кетоны, сульфоксиды, галогены и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие полярные органические молекулы могут быть циклическим соединением, включая пиррол, пиридин, фу-ран, любые их производные, и любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Подходящие полярные органические молекулы могут включать органическую молекулу с несколькими функциональными группами, включая смеси протонных и апротонных групп. В некоторых вариантах изобретения буровой раствор может включать множество полярных органических молекул. В некоторых вариантах изобретения полярная органическая молекула может присутствовать в буровом растворе в количестве от нижнего предела, приблизительно равного 0,01, 0,1, 0,5, 1, 5 или 10% до верхнего предела, приблизительно равного 100, 90, 75, 50, 25, 20, 15, 10, 5, 1, 0,5 или 0,1% от объема бурового раствора, при этом концентрация полярной органической молекулы может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними.
В некоторых вариантах изобретения другие добавки могут быть необязательно включены в укрепляющий скважину раствор и/или буровой раствор. Примеры таких добавок могут включать соли; утяжелители; инертные твердые вещества; агенты регуляции водоотдачи, эмульгаторы, диспергирующие вспомогательные средства, ингибиторы коррозии, эмульсионные разбавители, эмульсионные загустители, загустители, агенты контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, ПАВ (поверхностно-активные вещества), порошки, расклинивающие агенты, материалы для борьбы с поглощением, добавки для контроля pH, пенообразующие агенты, выключатели, биоциды, кросслинке-ры, стабилизаторы, хелатирующие агенты, ингибиторы окалины, газы, взаимные растворители, окислители, восстановители, и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Специалисту в данной области техники с помощью настоящего описания будет понятно, когда добавка должна быть включена в укрепляющий скважину раствор и/или буровой раствор, также как и соответствующее количество указанной добавки, которую нужно включить.
Укрепляющий скважину раствор в соответствии с любым вариантом изобретения, указанным в настоящем описании, может быть применен в полномасштабных работах или таблетках. Используемый в данном описании термин "таблетка" представляет собой один из видов специально подготовленного обрабатывающего раствора относительно небольшого объема, помещенного или циркулирующего в скважине.
Некоторые варианты изобретения могут включать в себя введение укрепляющего скважину раствора по меньшей мере в часть скважины, проникающей вглубь подземного пласта. Некоторые варианты изобретения могут включать в себя введение укрепляющего скважину раствора в часть скважины, проникающей вглубь подземного пласта таким образом, чтобы получить укрепленный участок скважины.
Некоторые варианты изобретения могут включать в себя бурение по меньшей мере части скважины, проникающей вглубь подземного пласта, с буровым раствором. Бурение может происходить до, после и/или во время укрепляющей обработки скважины, т.е. во время введения укрепляющего скважину раствора. В некоторых вариантах изобретения буровой раствор и буровой раствор в составе укрепляющего скважину раствора могут иметь одинаковые или различные составы и/или одинаковые или различные характеристики, например плотность и/или массу. В некоторых вариантах изобретения буровые растворы, применяемые до укрепления скважины и после укрепления скважины, могут иметь одинаковые или различные составы и/или одинаковые или разные характеристики, например плотность и/или массу. Некоторые варианты изобретения могут включать существенное извлечение, например промывку укрепляющего скважину раствора из скважины до возобновления буровых работ.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор, применяемый после укрепления скважины, может иметь повышенную эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора, применяемого перед укреплением скважины. Используемый в данном описании термин "эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора" представляет собой эффективную плотность, оказываемую циркулирующим раствором на пласт и учитывающую падение давления в кольцевом пространстве вокруг рассматриваемой точки. Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора может быть получена с помощью различных параметров, включая вязкость бурового раствора, скорость нагнетания, массу бурового раствора, размер кольцевого пространства и любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Укрепление скважины увеличивает вблизи скважины напряжения, которые могут позволить сохранение более высокого окна плотности бурового раствора.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор, применяемый после укрепления скважины, может иметь повышенную массу бурового раствора по отношению к массе бурового раствора, используемого перед укреплением скважины. В некоторых вариантах изобретения масса бурового раствора может находиться в диапазоне от масс бурового раствора, приблизительно соответствующих поровому давлению, до масс бурового раствора, приблизительно соответствующих давлению гидроразрыва. В некоторых вариантах изобретения массы бурового раствора, соответствующие поровому давлению, могут составлять от приблизительно 2 фунтов/галлон (ppg - от англ. pounds per gallon) (0,24 кг/л) до приблизительно 10 фунтов/галлон (1,2 кг/л). Массы буровых растворов, соответствующие давлению гидроразрыва, могут быть определены с помощью испытания на утечку, широко известное специалистам в данной области и осуществляемое для определения максимального давление, которое способен поддерживать пласт.
Некоторые варианты изобретения могут включать введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проникающую вглубь подземного пласта; и образование пробки, включающей порошок и волокно в пустотах вблизи скважины, причем пробка способна поддерживать целостность при давлении приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм или большем превосходящем давлении. Обычно укрепляющий скважину раствор может включать в себя буровой раствор, порошок и волокно.
Некоторые варианты изобретения могут включать введение таблетки, включающей укрепляющий скважину раствор, включающий первый буровой раствор, порошок и волокно, в участке скважины, проникающей вглубь подземного пласта; образование пробки, включающей порошок и волокно, в пустоте вблизи скважины, причем пробку, имеющую давление разрушения пробки большее чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), в результате чего получается укрепленный участок скважины; и прове
дение второго бурового раствора сквозь укрепленный участок скважины.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющего скважину раствора обычно может включать буровой раствор, порошок, а также волокно, и способный образовывать пробку с давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа).
Для способствования лучшему пониманию настоящего изобретения представлены следующие примеры предпочтительных вариантов изобретения. Следующие примеры ни в коем случае нельзя считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Примеры
Испытание давления разрушения пробки (PBP - от англ. Plug Breaking Pressure). Гранулометрическая закупоривающая аппаратура, изображенная на фиг. 5Б, включает ячейку объемом 500 мл, имеющую подвижный поршень в нижней части и блок для уплотнения фильтрующего материала, в то время как анализ проводится на самом верху. Укрепляющий скважину раствор с порошком(ами) и волокном(ами), подлежащими анализу загружают в ячейку. Ячейка расположена таким образом, что давление прилагается к нижней части клетки, а фильтрат собирается сверху. Подобная конструкция позволяет предотвратить вклад других компонентов укрепляющего скважину раствора, оседающих во время статического анализа, в характеристику порошка и волокна. Давление, приложенное двухступенчатым гидравлическим насосом или с помощью азотной нагнетательной трубы, перемещается в укрепляющий скважину раствор через плавающий поршень в ячейке так, чтобы поддерживать дифференциальное давление приблизительно равное 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа). Фильтрующий материал, используемый в испытании давления разрушения пробки, является конической щелью (фиг. 5А). После образования пробки в конической щели, коническую щель осторожно перемещают без нарушения данной пробки от гранулометрической закупоривающей аппаратуры ко второй гранулометрической закупоривающей аппаратуре с чистым буровым раствором, т.е. не включающим частицу(ы) и волокно(а), для анализа. Давление прикладывают снизу, как описано выше, с интервалом в 100 фунтов/кв.дюйм (689,5 кПа). Данное давление эквивалентно превосходящему давлению, которое будет испытываться в скважине. Давление разрушения пробки представляет собой давление, при котором пробка позволяет буровому раствору проходить через коническую щель. Методология определения давления разрушения пробки проиллюстрирована на фиг. 4.
Характеристики волокна. Свойства волокон, анализируемых в последних примерах, представлены в табл. 1. Кроме того, микроснимки некоторых волокон приведены на фиг. 6.
Укрепляющие скважину растворы. Давления разрушения пробки (PBP) измеряли для различных комбинаций частиц и частица/волокно (табл. 3). Образцы частиц и/или волокон подготавливали в буровом растворе HYDROGAURD(r) (буровой раствор на водной основе, поставляемый компанией Halliburton Energy Services, Inc) в концентрациях согласно табл. 3. HYDROGAURD(r) получали в соответствии с составом табл. 2. Образцы анализировали с помощью испытания давления разрушения пробки и регистрировали потери раствора при образовании пробки, также как и давление разрушения пробки (PBP). Следует отметить, что тесты были остановлены по достижении общего давления, равного 2100 фунтов/кв.дюйм (14480 кПа), исходя из соображений безопасности.
025836
Таблица 2
Продукт
Концентрация (фунтов на баррель) (кг/м3)
Барит
по мере надобности
NaCI
по мере надобности
BARAZAN(r) D PLUS (полимер порошкообразной ксантановой камеди)
1 (2,853)
NaOH
0,25 (0,7132)
РАС|М R (агент контроля фильтрации)
0,15(0,4279)
глина GRABBER(r) (стабилизатор сланца)
0,5(1,426)
глина SYNCTMIM (неионный стабилизатор сланца)
2 (5,706)
GEMIM CP (стабилизатор сланца)
5 (14,265)
N DRIL(r) НТ PLUS (крахмал с поперечными связями)
3 (8,559)
Анализ был остановлен на 2100 фунтах/кв.дюйм (14480 кПа), исходя из соображений безопасности.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения результатов и указанных преимуществ, также как и присущих ему. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются исключительно иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, основываясь на преимуществах, излагаемых в данном описании. Кроме того, для деталей конструкции или дизайна, показанных в данном описании, нет никаких ограничений, кроме тех, что описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, сгруппированы, или модифицированы, и все такие изменения считаются находящимися в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в терминах "включающий" или "содержащий", различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также "состоять по существу из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать в зависимости от некоторого количества. Всякий раз, когда численный диапазон, с нижним пределом и верхним пределом, раскрыт, любое число и любой включенный интервал, попадающий в интервал, конкретно раскрываются. В частности, следует понимать, что каждый диапазон значений (вида "от приблизительно а до приблизительно б", или, что эквивалентно, "приблизительно от а до б", или, что эквивалентно, "приблизительно а-б"), упомянутый в настоящем описании, охватывает каждое число и диапазон в широком диапазоне значений. Кроме того, условия в формуле изобретения имеют свой простой, обычный смысл, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, неопределенные артикли "a" или "an", используемые в формуле изобретения, определены в данном описании и означают один или более чем один из элементов, который вводят. Если есть любой конфликт в применении слова или термина в данном описании и одним или несколькими патентами или другими документами, которые могут быть включены в данное описание в качестве ссылки, должны быть приняты определения, согласующиеся с данным раскрытием.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ укрепления скважины, включающий
получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где волокно имеет соотношение сторон более 5 и имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм;
введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
2. Способ по п.1, где волокно имеет соотношение сторон более 25.
3. Способ по п.1, где волокно присутствует в укрепляющем скважину растворе в количестве от 0,1 (0,2853 кг/м3) до 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3) бурового раствора.
4. Способ по п.1, где буровой раствор включает раствор, выбранный из группы, состоящей из раствора на водной основе, раствора на масляной основе, эмульсии масла-в-воде и эмульсии воды-в-масле.
5. Способ по п.1, где укрепляющий скважину раствор дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из соли, утяжелителя, инертного твердого вещества, агента регуляции водоотдачи, эмульгатора, диспергирующего вспомогательного средства, ингибитора коррозии, эмульсионного разбавителя, эмульсионного загустителя, загустителя, агента контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, поверхностно-активного вещества, порошка, расклинивающего агента, материала для борьбы с поглощением, пенообразующего агента, газа, добавки для контроля pH, выключателя, биоцида, кросслинкера, стабилизатора, хелатирующего агента, ингибитора окалины, взаимного растворителя, окислителя, восстановителя, уменьшителя трения, стабилизирующего глину агента и любой их комбинации.
6. Способ по п.1, где буровой раствор включает маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу.
7. Способ укрепления скважины, включающий
получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где буровой раствор содержит маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу и где волокно имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм;
введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
025836
025836
- 1 -
- 1 -
025836
025836
- 1 -
- 1 -
025836
025836
- 1 -
- 1 -
025836
025836
- 1 -
- 1 -
025836
025836
- 4 -
- 3 -
025836
- 7 -
- 8 -
025836
- 7 -
- 8 -
025836
- 9 -
- 8 -
025836
025836
- 10 -
- 10 -
025836
025836
- 11 -
- 11 -
|
