1. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и загуститель.

2. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.

3. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль.

4. Способ по п.1, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

6. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

7. Способ по п.1, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.

8. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и утяжелитель.

9. Способ по п.8, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль.

10. Способ по п.8, в котором добавка дополнительно содержит загуститель.

11. Способ по п.10, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

12. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

13. Способ по п.8, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

14. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.

15. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из этиленгликоля, диэтиленгликоля и их смесей и сочетаний, загуститель и утяжелитель.

16. Способ по п.15, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

17. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

18. Способ по п.15, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

19. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.

20. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и загуститель, причем загуститель представляет собой органофильную глину.

21. Способ по п.20, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.

22. Способ по п.20, где состав дополнительно включает утяжелитель.

23. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

24. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария, оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

25. Способ по п.20, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.

 

(57) Реферат / Формула:
Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и загуститель.

2. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.

3. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль.

4. Способ по п.1, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

6. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

7. Способ по п.1, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.

8. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и утяжелитель.

9. Способ по п.8, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль.

10. Способ по п.8, в котором добавка дополнительно содержит загуститель.

11. Способ по п.10, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

12. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

13. Способ по п.8, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

14. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.

15. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из этиленгликоля, диэтиленгликоля и их смесей и сочетаний, загуститель и утяжелитель.

16. Способ по п.15, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.

17. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

18. Способ по п.15, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

19. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.

20. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С ₂ -С ₂₂ гликолей, и загуститель, причем загуститель представляет собой органофильную глину.

21. Способ по п.20, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгликоль либо их смеси.

22. Способ по п.20, где состав дополнительно включает утяжелитель.

23. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.

24. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария, оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.

25. Способ по п.20, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.

 

---

009821
Эта заявка не является предварительной по отношению к рассматриваемой предварительной заявке на патент США № 60/565488, поданной 04.26.2004, приоритет которой заявлен и содержание которой включено сюда в качестве ссылки.
Уровень техники
Способы вращательного бурения, использующие буровую коронку и бурильные штанги, долго использовались для того, чтобы производить бурение скважин в подземных пластах. Промывочные жидкости или буровые растворы обычно циркулируют в скважине в процессе бурения, чтобы охлаждать и смазывать буровую установку, поднимать обломки выбуренной породы из ствола скважины и уравновешивать встречное подземное пластовое давление. Плотность жидкости в скважине обычно регулируется таким образом, чтобы давление жидкости на формацию превышало пластовое давление на скважину. В результате, растворимые компоненты жидкости в скважине нагнетаются в пласт, окружающий ее, в то время как нерастворимые компоненты оседают на стенках скважины в форме устойчивой "фильтрационной корки бурового раствора".
При бурении скважины путь, по которому следуют бурильные трубы, может преднамеренно или непреднамеренно отклоняться от вертикали. При таких последовательных отклонениях от вертикали, вращающиеся бурильные трубы могут контактировать с фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины и даже со стенкой скважины. В таких случаях может происходить заедание или прихват бурильной трубы под действием перепада давлений, когда вращение бурильной трубы остановлено. Когда происходит прихват под действием перепада давлений, бурильная колонна не может быть поднята, опущена или приведена во вращение, и либо скважина должна быть ликвидирована, либо бурильная колонна должна быть освобождена от прихвата. Специалист в этой области техники знает, что заедание или прихват бурильной трубы часто является результатом того, что она прижимается к стенке скважины за счет гидростатического давления столба бурового раствора. Поверхность контакта между бурильной трубой и фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины/стенкой скважины затем изолируется от давления бурового раствора. Если, как это обычно бывает, давление бурового раствора больше, чем пластовое давление, бурильная труба быстро прихватывается к стенке за счет перепада давлений. Хорошо известно, что перепад давлений увеличивается с увеличением толщины и сжимаемости фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины. Со временем даже относительно большие секции бурильной трубы могут стать быстро прихваченными, особенно при бурении скважин увеличенной протяженности или, по существу, горизонтальных.
Для того чтобы освободить прихваченную трубу, обработки по известному уровню техники предполагают введение объема освобождающего вещества и его циркуляцию через заполненную буровым раствором систему. Жидкости, освобождающие от прихвата, должны иметь хорошую смазывающую способность и возможность гарантировать хорошую смачиваемость углеводородами поверхностей бурильной трубы и стенок скважин, контактирующих с бурильной трубой. Одним обычно используемым способом освобождения прихваченной трубы является использование жидкости "освобождающей от прихвата" в стволе скважины напротив прихваченной секции трубы. Жидкость, освобождающая от прихвата, может проникать между фильтрационной коркой бурового раствора на стенках скважины и трубой, смазывая поверхность между трубой и стволом скважины, результатом чего является уменьшение трения и более быстрое освобождение. Часто, для того чтобы это произошло, необходим длительный период времени, что приводит в результате к дорогой потере времени бурения.
Специалист в этой области техники должен понять и оценить, что рецептура и использование жидкостей, освобождающих от прихвата, в промывочных жидкостях на водной основе хорошо известны. Например, смотри патенты США № 4466486; 4494610; 4614235; 4631136; 4964615; 5120708; 5141920; 5247992;5645386; 5652200; 5945386; 6435276; 6524384 и Н1000.
Этого же нельзя сказать о жидкостях, освобождающих от прихвата, для использования в промывочных жидкостях на углеводородной основе. Обычно, когда используются промывочные жидкости на углеводородной основе, прихват под действием перепада давлений создает меньше проблем. Однако при скважинах удлиненной протяженности и при обширном горизонтальном бурении, даже при промывочных жидкостях на углеводородной основе, прихват под действием перепада давлений становится проблемой. Таким образом, остается потребность в разработке благоприятных для окружающей среды жидкостей, освобождающих от прихвата, для использования в промывочных жидкостях на углеводородной основе.
Сущность изобретения
Настоящее описание в целом направлено на способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, использующий неводную промывочную жидкость. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с гомогенным составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным для уменьшения давления в кольцевом пространстве, действующим от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и освобождение прихваченной бурильной колонны, причем состав добавки имеет рецептуру, включающую общий растворитель и загуститель. В одном иллюстративном варианте осуществления общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или
- 1 -
009821
гликолевый эфир от С2 до С22, или смеси, или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно и предпочтительно, общий растворитель может быть выбран из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарби-тола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Дальнейший иллюстративный вариант осуществления описываемого предмета изобретения включает состав жидкости, освобождающей от прихвата, который дополнительно включает твердый утяжелитель, предпочтительно твердый утяжелитель выбирают из группы: галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Как дальнейшая иллюстративная альтернатива, состав жидкости, освобождающей от прихвата, может включать такой не образующий эмульсию утяжелитель, как гомогенная смесь, содержащая растворимую соль гликоля и гликоль.
Настоящее описание также включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, пробуренной с неводной промывочной жидкостью, причем способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. В настоящем иллюстративном варианте осуществления, состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и утяжелитель. Как описано ранее, общий растворитель может представлять собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22 и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипро-панола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Утяжелитель, используемый в одном иллюстративном варианте осуществления, представляет собой предпочтительно твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо отметить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь диэтиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
Другие аспекты и преимущества заявленного предмета изобретения будут очевидны из следующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.
Описание чертежей
Фиг. 1 является графическим представлением измерений поглощения промывочной жидкости по АНИ по времени перед добавкой иллюстративной жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, и после добавки.
Фиг. 2 является графическим представлением измерений поглощения промывочной жидкости по АНИ по времени перед добавкой иллюстративной жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, и после добавки.
Подробное описание
Настоящее описание в целом направлено на жидкость, освобождающую от прихвата/добавку для использования в освобождении при заедании/прихвате бурильной трубы в скважинах, пробуренных с промывочными жидкостями на углеводородной основе. В настоящем описании обеспечивается новый состав и способ его использования для освобождения прихваченных бурильных труб. Состав и способ особенно полезны в освобождении трубы, прихваченной под действием перепада давлений, когда используются промывочные жидкости на углеводородной основе и/или инвертные эмульсионные промывочные жидкости.
Основная жидкость, которая является главным компонентом жидкости, освобождающей от прихвата, по настоящему изобретению, должна быть общим растворителем, как для маслянистых, так и для не маслянистых жидкостей. То есть основная жидкость должна быть, по меньшей мере, частично и пред
- 2 -
009821
почтительно, по существу, растворимой как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. В терминах, используемых здесь, общий растворитель имеет растворимость по меньшей мере 10% по объему как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. Предпочтительно, чтобы растворимость была больше, чем растворимость 20% по объему, как в маслянистых, так и в не маслянистых жидкостях. Выбор таких материалов может быть сделан посредством обычной очистки виброситом предлагаемой жидкости, посредством первого испытания растворимости первой пробы материала, например, в таких маслянистых жидкостях, как дизельное топливо или изомеризованный олефин С16-С18, и затем испытания растворимости второй пробы материала, например, в такой не маслянистой жидкости, как вода. Такие испытания общей растворимости в целом проводятся при температуре и давлении окружающей среды. Авторы обнаружили, что, как общий класс соединений, гликоли и гликолевые эфиры имеют желательные свойства растворимости, чтобы квалифицировать их, как общие растворители. Как таковые, они разрушают фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины, приводя в результате к увеличенному поглощению промывочной жидкости в окружающий пласт, что уменьшает перепад давлений и приводит в результате к освобождению или высвобождению прихваченной трубы. В одном иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или гли-колевый эфир от С2 до С22, также как смеси и сочетания этих и подобных соединений, что должно быть очевидно для специалиста в этой области техники. В другом предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцел-лозольва, бутилкарбитола и смесей и сочетаний этих и подобных соединений, что должно быть очевидно для специалиста в этой области техники.
Вдобавок к общему растворителю, жидкости, освобождающие от прихвата, описанные здесь, предпочтительно включают загуститель. Специалист в области техники, касающейся рецептуры промывочных жидкостей на углеводородной основе, должен знать о широком диапазоне загустителей, которые обычно могут быть использованы в промывочных жидкостях на углеводородной основе, которые будут полезны в рецептуре описанных жидкостей, освобождающих от прихвата. В одном иллюстративном варианте осуществления органофильные глины, обычно глины, обработанные амином, могут быть полезными, как загустители, в составах жидкостей по изобретению. Количество органофильной глины, используемой в составе, должно быть достаточным, чтобы достичь желательных реологических свойств жидкостей, освобождающих от прихвата, по настоящему изобретению. Однако типично диапазон от примерно 0,1% до примерно 20% по весу является достаточным для большинства применений, и предпочтительно используется загуститель от примерно 1% до примерно 10% по весу. VG-69 и VG-PLUS являются органоглинистыми материалами, продаваемыми M-I L.L.C., и Versa-HRP является полиамидным полимерным материалом, изготовляемым и продаваемым M-I L.L.C., которые могут быть использованы в описанных жидкостях, освобождающих от прихвата.
Жидкости, освобождающие от прихвата, по настоящему изобретению могут содержать широкое разнообразие добавок и компонентов, типичных для жидкостей в стволе скважины и, конкретно, жидкостей, освобождающих от прихвата. Конкретно, утяжелители, как растворимые в воде, так и нерастворимые в воде, могут быть включены в рецептуру жидкости, освобождающей от прихвата, чтобы придать требуемую плотность. Утяжелители, или добавки, повышающие плотность, подходящие для использования в описанных промывочных жидкостях, включают галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и т.п., а также смеси и сочетания, которые должны быть хорошо известны специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, типично используемых для этих целей, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, фор-миата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси и сочетания, которые должны быть хорошо известны специалисту в этой области техники.
В одном иллюстративном варианте осуществления утяжелитель на основе гомогенной жидкости имеет рецептуру с использованием гликоля и растворимой соли гликоля, конкретно, смесь диэтиленгли-коля и бромистого натрия используется, как не образующий эмульсию утяжелитель. Специалист в этой области техники должен оценить, что другие сочетания гликолей и растворимых солей гликолей могут использоваться, как не образующий эмульсию жидкий утяжелитель. Количество добавленного утяжелителя, если он имеется, зависит от требуемой плотности готового состава. Типично, утяжелитель добавляется, чтобы получить в результате плотность жидкости, освобождающей от прихвата, до примерно 24 фунта на галлон. Утяжелитель предпочтительно добавляется вплоть до 21 фунта на галлон и наиболее предпочтительно вплоть до 19,5 фунтов на галлон.
Следующие примеры включены как иллюстративные предпочтительные варианты осуществления. Специалистам в этой области техники необходимо оценить, что технологии, описанные в примерах, которые следуют далее, представляют технологии, открытые изобретателями, чтобы скважина функционировала на практике так, как это заявлено, и таким образом предпочтительные режимы работы могут быть составлены на практике. Однако специалисты в этой области техники в свете настоящего описания оценят, что много изменений может быть сделано в конкретных вариантах осуществления, которые описаны
- 3 -
009821
и все еще получают тот же или подобный результат без выхода за границы заявленного объема.
Если не установлено иное, все исходные материалы имеются в продаже, и используются стандартные лабораторные технологии и оборудование. Испытания проводились в соответствии с процедурами по Бюллетеню АНИ RP 13В-2, 1990. Следующие аббревиатуры иногда используются при описании обсуждаемых результатов в примерах:
"PV" представляет собой пластическую вязкость (сантипуаз), которая является одной переменной, используемой при расчете характеристик вязкости промывочной жидкости.
"YP" представляет собой предел текучести (фунты/100 футов2), который является другой переменной, используемой при расчете характеристик вязкости промывочных жидкостей.
"ГЕЛИ" (фунты/100 футов2) представляют собой меру характеристик суспензии и тиксотропных свойств промывочной жидкости.
"F/L" представляет собой поглощение промывочной жидкости по АНИ и меру поглощения промывочной жидкости в миллилитрах промывочной жидкости при 100 фунтах/квадратный дюйм.
"НТНР" представляет собой термин, используемый для поглощения промывочной жидкости при высокой температуре и высоком давлении, измеряемого в миллилитрах (мл) в соответствии с бюллетенем АНИ RP 13 В-2, 1990.
"Е.8." представляет собой электрическую стабильность эмульсии, измеренную в вольтах при испытании, описанном в "Составы и свойства промывочных жидкостей и жидкостей для заканчивания скважины", 5-ое издание, Н. С. Н. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, стр. 116, содержание которого включено сюда в качестве ссылки. Вообще, чем выше число вольт, требуемых, чтобы разрушать обратную эмульсию, тем стабильнее рассматриваемая эмульсия.
Пример 1. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой разнообразных жидкостей, освобождающих от прихвата, и после добавки.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях по АНИ:
10 16-18
181,58 г
СаС12
30, 34 г
Versawet
3 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
Поглощение промывочной жидкости по АНИ приблизительно 17 мл за 30 мин было получено с использованием этой рецептуры бурового раствора на фильтр-прессе АНИ.
Вышеупомянутый буровой раствор тщательно сливался с фильтр-пресса АНИ и заменялся жидкостью, освобождающей от прихвата. Поглощение промывочной жидкости по АНИ измерялось на регулярной основе в течение 100 мин.
Примерные результаты приведены в следующей таблице:
Измерение поглощения промывочной жидкости по АНИ в мл 100 фунтов на квадратный дюйм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата
Жидкость, освобождающая от прихЕата
Время, минуты
55 ,
100
1016-18
3,0
3,2
з,а
4,6
5,0
5,2
5,8
6,2
6,6
7,0
7,4
7,8
8,0
8,8
9,0
9,4
9,4
10,2
*S2516A
3,4
3,6
4,0
4,6
5,2
6, 8
9,6
12,6
21,8
28,2
33,3
43,8
54,6
60,0
*S2516A
4,4
5,2
6,6
8,2
20,2
27, 2
34,2
48, 0
58,0
S2516A
2,4
3,0
3,6
4,0
4,4
5,0
5,6
7,0
8,6
10,6
13,2
16,6
20,6
25,0
30,4
36,0
43, 0
51,5
S2516B
3,4
3,6
4, 2
4,7
5,2
5,4
6,6
7,6
9,2
11,2
14,8
17, 2
22,0
26,3
29,6
33,0
36,0
38,2
S2516C
3,4
3,6
4,0
4,2
4,6
5,0
6,6
7,8
9,6
11,4
14,0
15,2
18,8
22,2
27,8
33,6
41,8
48,0
S2516D
3,0
3,3
3,8
3,8
4,0
4,6
5,4
5,8
7,2
8,8
11,0
12,6
14,0
15,6
16,4
19,0
21,6
23,4
S2516E
2,0
2,8
3,2
3,6
3,3
4,0
4,2
4,6
5,0
5,8
6,8
7,8
9,2
10,3
12,6
14,2
16, 0
18,6
S2516F
2,0
2,8
3,2
3,4
3,8
4,0
4,2
4,6
5,0
5,8
6,6
7,6
8,8
10,0
11,6
13,0
14,6
17,0
S2516G
2,0
2,8
3,0
3,4
3,8
4,0
4,4
4,8
5,2
6,6
7,6
9,0
11,2
14,0
17,8
21,2
25,6
29,8
S2516H
2,0
2,8
3,2
3,6
4,0
4,2
4,6
4,7
4,8
5,0
5,0
5,0
5,0
5,2
5,2
5,4
5,6
5,6
*S2516I
2,0
2,2
2,6
2,8
3,0
3,2
4, 0
5,0
6,2
6,6
9, 0
11,0
12, 6
13,8
15, 0
16,4
17,8
*S2516J
2,2
2,8
3,4
4,2
4,8
5,8
7,0
8,4
9,6
10,8
12,6
13,8
15,8
17, 6
20,0
22, 6
24,8
27,0
*S2516K
1,6
2,0
2,4
2,8
3,0
3,0
3,0
3,2
3,4
3,4
3,8
4,0
4,0
4,2
4,6
4,8
5,0
5,0
*S2516L
2,0
2,6
2,8
3,0
3,0
3,2
3,2
3,4
3,8
4,0
4,2
4,6
4,6
5,0
5,0
5,4
5,4
5,4
*Очищенная фильтрационная корка буроесго раствора на стенках скважины за счет кзомеризоваиного олефина С16-18 перед добавкой жидкости, освобождающей от прихвата
- 4 -
009821
Рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, использованной в испытаниях по АНИ выше, приведены в следующей таблице:
S-2516A
Пропоксилропанол
100%
S-2516B
Бутилцеллозольв
.50%
Бутилкарбитол
50%
S-2516C
Пропоксипропанол
95%
Алкатердж T-IV (Ангус)
S-2516D
Пропоксипропанол
95%
Surfonic N-150
S-2516E
Пропоксипропанол
95%
Surfonic N-150
S-251SF
Пропоксипропанол
30%
Эти лент1 ликоль
20%
S-2516G
Гликолевый эфир ацетата (Дованол РМА)
100%
S-2516H
Полиэфирполиол
50%
Пропоксипропанол
25%
ГО 16-18
25%
S-2516I
Трипропиленгликолевый n-бутиловый эфир
100%
S-2516J
Дипропиленгликолевый п-бутиловый эфир
100%
S-2S16K
Pipe Lax
100%
S-2516L
Трипропиленгликолевый n-бутиловый эфир,
остатки от разгонки
100%
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептуры определенной жидкости, освобождающей от прихвата, делают лучшую работу по разрушению фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины и созданию возможности поглощения промывочной жидкости, чем другие. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 2. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой разнообразных жидкостей, освобождающих от прихвата, имеющих рецептуру в соответствии с настоящим описанием, и после добавки.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытании по поглощению промывочной жидкости по АНИ, приведена ниже:
10 16-18
181,58 г
СаС12
30, 34 г
Versawet
3 г
Versacoat
2 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
Поглощение промывочной жидкости, измеренное по АНИ, составляло приблизительно 6 мл за 67 мин с использованием этой рецептуры бурового раствора на фильтр-прессе АНИ.
Вышеупомянутый буровой раствор тщательно сливался с фильтр-пресса АНИ, и добавлялась следующая жидкость, освобождающая от прихвата.
Пропоксипропанол
200 г
EMI-569
20 г
(огранофильная глина, продаваемая M-I L.L.C.)
Поглощение промывочной жидкости по АНИ измерялось на регулярной основе в течение 45 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты.
Измерения поглощения промывочной жидкости по АНИ в мл @ 100 фунтов на квадратный дюйм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата, А
- 5 -
009821
Время,
минуты
2,2
2, 6
3,4
3,8
4,2
4,5
6,2
7,6
9,8
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и создает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 3. Поглощение промывочной жидкости в условиях высокой температуры, высокого давления (НТНР) было измерено для имеющей традиционную рецептуру промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, который проходил через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°F. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором при отсутствии фильтрационной корки бурового раствора жидкость без твердых частиц имеет возможность легко проходить через диск.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях при НТНР, приведена ниже:
10 16-18
181,58 г
СаС12
30,34 г
Versawet
3 г
Versacoat
2 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
Поглощение промывочной жидкости приблизительно 8 мл за 55 мин наблюдалось при этой рецептуре бурового раствора при НТНР на фильтр-прессе (корка строительного раствора).
Вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена.
Пропоксипропанол EMI-569 200 г 20 г
Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено на регулярной основе в продолжение периода 20 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты:
Поглощение промывочной жидкости при НТНР в мл @ 500 фунтов на квадратный дюйм, @ 150°F с использованием керамического фильтровального диска 10 мкм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата.
Время, минуты
9,2
18,5
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 4. Поглощение промывочной жидкости в условиях высокой температуры, высокого давления (НТНР) было измерено для имеющей традиционную рецептуру промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, который проходил через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°F. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором при отсутствии фильтрационной корки бурового раствора жидкость без твердых частиц имеет возможность легко проходить через диск.
- 6 -
009821
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытаниях при НТНР, приведена ниже:
IO 16-18
181,58 г
СаС12
30,34 г
Versawet
3 г
Versacoat
2 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
Поглощение промывочной жидкости приблизительно 8 мл за 71 мин наблюдалось при этой рецептуре бурового раствора при НТНР на фильтр-прессе (корка строительного раствора).
Вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена.
Пропоксипропанол
255 г
Диэтиленгликоль (DEG)
200 г
NaBr
55 г
Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено на регулярной основе в течение 20 мин, в следующей таблице приведены примерные результаты:
Поглощение промывочной жидкости при НТНР в мл @ 500 фунтов на квадратный дюйм, @ 150°F с использованием керамического фильтровального диска 10 мкм после добавки жидкости, освобождающей от прихвата
38,5
45,5
49, 5
После обзора приведенных выше данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность выравнивать перепад давлений, является важной для освобождения бурильной колонны.
Пример 5. Проведено испытание для того, чтобы определить, вызывает ли добавка жидкости, освобождающей от прихвата, вредные проблемы, при добавлении к промысловому буровому раствору на основе дизельного топлива, чтобы освободить прихваченную трубу. Имеющий традиционную рецептуру промысловый буровой раствор на основе дизельного топлива имел рецептуру и показал следующие свойства:
Свойства бурового раствора
Значение
Вес Сурового раствора, фунтов на галлон
12, 3
Реологическая температура, °F
150
600 об/мин
300 об/мин
200 об/мин
100 об/мин
6 об/мин
3 об/мин
PV, сантипуаз
УР, фунтов/100 футов2
10 секундный гель
10 минутный гель
НТНР @ 300°F, мл
2,8
E.S., Вольты
587
Избыток известняка, фунтов на баррель
3,88
Твердые частицы, % по объему
19, 0
Углеводороды, % по объему
63,5
Вода, % по объему
17, 5
Отношение углеводороды/вода
78,4/21,6
Рецептуры жидкостей, освобождающих от прихвата, использованных в этом испытании, приведены
- 7 -
009821
в следующей таблице:
Жидкость, освобождающая от прихвата, А
Пропоксипропанол
255 г
Диэтиленгликоль
200 г
NaBr
55 г
Жидкость, освобождающая от прихвата, В
Пропоксипропанол
100%
Измерения электрической стабильности (ES) проводились на исходном буровом растворе и на исходном буровом растворе после того, как были добавлены различные концентрации жидкости, освобождающей от прихвата, А, и жидкости, освобождающей от прихвата, В. Электрическая стабильность представляет собой стандартный метод, используемый, чтобы измерить относительную устойчивость буровых растворов на углеводородной основе. При испытаниях измеряется напряжение, требуемое, чтобы разрушить эмульсию между электродами стандартной конфигурации. Такие испытания должны быть хорошо известны специалисту в области техники рецептуры промывочной жидкости и испытаний. Измерения электрической стабильности были проведены на образцах, содержащих 1, 2, 3, 4 и 5% по объему испытанной жидкости, освобождающей от прихвата. Следующая таблица представляет собой примерные данные:
Исходный (ES = 530)
Жидкость, освобождающая от прихвата, А
565
524
507
521
579
Жидкость, освобождающая от прихвата, В
516
537
585
606
800
В дополнение к проведенным выше испытаниям, проба промывочной жидкости, содержащей 5% объемные концентрации жидкостей, освобождающих от прихвата, от исходного промыслового бурового раствора, была измерена по реологии и ES в начале и после термостарения в течение 16 ч @ 150°F. В следующих таблицах приведены примерные данные:
Начало - Реология @ 120°F
600/300
200/100
6/3
Юсек/ 10 мин
PV/YP
Исходный
58/33
24/15
6/6
16/34
25/8
530
5% жидкости, освобождающей от прихвата, А
50/27
19/11
5/5
15/38
23/4
579
5% жидкости, освобождающей от прихвата, В
53/28
1Э/11
5/5
15/37
25/3
800
Термостарение @ 150°F - 16 ч - Реология @ 120°F
600/300
200/100
6/3
Юсек/ 10 мин
PV/YP
Исходный
52/30
22/14
6/6
13/46
22/8
848
5% жидкости, освобождающей от прихвата, А
49/29
21/13
5/4
12/36
20/9
525
5% жидкости, освобождающей от прихвата, В
50/26
19/12
6/5
12/35
24/2
702
После обзора приведенных выше примерных данных, специалист в этой области техники должен оценить, что здесь нет больших изменений в реологии и ES (электрической стабильности) бурового раствора после добавки жидкости, освобождающей от прихвата. Специалист в этой области техники должен понять, что две рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, являются сравнимыми с испытанным промысловым буровым раствором.
Пример 6. Проведено испытание для того, чтобы определить, вызывает ли добавка жидкости, освобождающей от прихвата, проблемы, когда она добавляется к синтетическому промысловому буровому раствору на углеводородной основе, чтобы освободить прихваченную бурильную трубу. Имеющий традиционную рецептуру синтетический промысловый буровой раствор на углеводородной основе имеет следующие свойства:
- 8 -
009821
Свойства бурового раствора
Вес бурового раствора, фунтов на галлон
15,61
Твердые частицы, 1 по объему
33,5
Синтетические материалы, % по объему
54,5
Вода, % по объему
12, 0
Отношение синтетические материалы/вода
82,0/18,0
Избыток известняка, фунтов на баррель
6, 09
НТНР (c) 300°F, мл
3,0
E.S., ВОЛЬТЫ
979
Реологическая температура, °F
120
150
600 об/мин
175
118
300 об/мин
103
200 об/мин
100 об/мин
6 об/мин
3 об/мин
PV, сантипуаз
YP, фунтов/100 футов2
10 секундный гель
10 минутный гель
Рецептуры жидкостей, освобождающих от прихвата, использованных в этом испытании, приведены в следующей таблице:
Жидкость, освобождающая от прихвата, А
Пропоксипропанол
255 г
Диэтиленгликоль
200 г
NaBr
55 Р
Жидкость, освобождающая от прихвата, В
Пропоксипропанол
100*
Проба промывочной жидкости, содержащая 5% объемные концентрации жидкостей, освобождающих от прихвата, от исходного промыслового бурового раствора, была измерена по реологии и ES в начале и после термостарения в течение 16 ч @ 150°F. В следующих таблицах приведены примерные данные:
Начало - Реология @ 120°F
600/300
200/100
6/3
Юсек/ 10 мин
PV/YP
Исходный
115/67
51/34
12/12
1S/25
48/19
1050
5% жидкости, освобождающей от прихвата, А
100/56
42/26
7/6
8/15
44/12
610
5% жидкости, освобождающей от прихвата, В
84/48
35/21
6/5
8/13
36/12
458
Термостарение @ 150°F - 16 ч - Реология @ 120°F
600/300
200/100
6/3
Юсек/ 10 мин
PV/YP
Исходный
110/64
49/32
13/11
15/25
46/18
1048
5% жидкости, освобождающей от прихвата, А
92/51
37/23
6/5
8/14
41/10
321
Ь% жидкости, освобождающей от прихвата, В
83/46
33/20
5/5
8/13
37/9
337
С точки зрения приведенных выше результатов, специалист в этой области техники оценит, что здесь нет больших изменений в реологии и ES (электрической стабильности) бурового раствора после добавок жидкости, освобождающей от прихвата. Специалист в этой области техники должен оценить, что две рецептуры жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, являются сравнимыми с испытанным промысловым буровым раствором.
- 9 -
009821
Пример 7. Поглощение промывочной жидкости по стандарту АНИ было измерено для традиционной фильтрационной корки бурового раствора на углеводородной основе на стенках скважины перед добавкой жидкости, освобождающей от прихвата, с рецептурой в соответствии с настоящим описанием, и после добавки.
Следующая рецептура, использованная в испытании по поглощению промывочной жидкости по АНИ, приведена ниже:
РУО лабораторного приготовления
10 16-18
181,58 г
CaClj
30,34 г
Versawet
3 г
Versacoat
2 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
После периода примерно 90 мин вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена:
Бутилкарбитол
93% по весу
VG Supreme (органофильная глина)
7% по весу
Поглощенная промывочная жидкость затем собиралась и измерялась по окончании времени. Графическое представление примерных данных приведено на фиг. 1.
После обзора вышеупомянутых данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и давать возможность уравнять перепад давлений, важна для освобождения от прихвата бурильной колонны.
Пример 8. Поглощение промывочной жидкости при высокой температуре и высоком давлении (НТНР) было измерено для традиционной рецептуры промывочной жидкости на углеводородной основе с использованием стандартных и хорошо известных способов. Поглощение промывочной жидкости при НТНР было измерено по объему жидкости, которая прошла через фильтрационную корку бурового раствора при 500 фунтов на квадратный дюйм и 150°F. Фильтрационная корка бурового раствора наращивалась на керамическом фильтровальном диске 10 мкм, в котором отсутствие фильтровальной корки бурового раствора дало возможность жидкости, свободной от твердых частиц, легко проходить через диск.
Следующая рецептура бурового раствора, использованного в испытании по поглощению промывочной жидкости при НТНР, приведена ниже:
РУО лабораторного приготовления
10 16-18
181,58 г
СаС12
30,34 г
Versawet
3 г
Versacoat
2 г
VG Plus
4 г
Известняк
4 г
Вода
84,95 г
Барит
196,14 г
После периода приблизительно 90 мин, вышеупомянутый буровой раствор был тщательно слит с фильтр-пресса АНИ, и следующая жидкость, освобождающая от прихвата, была добавлена:
Бутилкарбитол
93% по весу
VG Supreme (органофильная глина)
7% по весу
Поглощенная промывочная жидкость затем собиралась и измерялась по окончанию времени. Графическое представление примерных данных приведено на фиг. 2.
После обзора вышеупомянутых данных, специалист в этой области техники должен оценить, что рецептура жидкости, освобождающей от прихвата, по-видимому, разрушает фильтрационную корку бурового раствора на стенках скважины и дает возможность поглощения промывочной жидкости. Как отмечено выше, способность жидкости, освобождающей от прихвата, разрушать фильтрационную корку
- 10 -
009821
бурового раствора на стенках скважины и давать возможность уравнять перепад давлений, важна для освобождения бурильной колонны.
С точки зрения приведенного выше описания, специалист в этой области техники должен понять, что один аспект заявленного предмета изобретения включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, использующий неводную промывочную жидкость. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с гомогенным составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в снижении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и освобождение прихваченной бурильной колонны, причем состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и загуститель. В одном иллюстративном варианте осуществления общий растворитель представляет собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22, либо смеси, либо сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно и предпочтительно, общий растворитель может быть выбран из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцел-лозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Дальнейший иллюстративный вариант осуществления описываемого предмета изобретения включает состав жидкости, освобождающей от прихвата, который дополнительно включает твердый утяжелитель, предпочтительно твердый утяжелитель выбирают из группы галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель может быть выбран из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Как дальнейшая иллюстративная альтернатива, состав жидкости, освобождающей от прихвата, может включать не образующий эмульсию утяжелитель, такой как гомогенная смесь, содержащая растворимую соль гликоля и гликоль.
Настоящее описание и заявленный предмет изобретения также охватывают способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, пробуренной с неводной промывочной жидкостью, причем способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом добавки на не эмульсионной основе, эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. В настоящем иллюстративном варианте осуществления, состав добавки имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель и утяжелитель. Как описано ранее, общий растворитель может представлять собой гликоль от С2 до С22 или гликолевый эфир от С2 до С22 и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. В одном предпочтительном и иллюстративном варианте осуществления, общий растворитель выбирают из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва, бутилкарбитола и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Утяжелитель, используемый в одном иллюстративном варианте осуществления, представляет собой предпочтительно твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и смесей или сочетаний этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо оценить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь ди-этиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
Альтернативно, заявленный предмет изобретения включает способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, которая была пробурена с неводной промывочной жидкостью. Иллюстративный способ включает взаимодействие прихваченной бурильной колонны с составом жидкости, освобождающей от прихвата, который является эффективным в уменьшении давления в кольцевом пространстве, действующего от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины на прихваченную бурильную колонну, и за счет этого освобождение прихваченной бурильной колонны. Состав жидкости, освобождающей от прихвата, в настоящем иллюстративном варианте осуществления имеет такую рецептуру, чтобы включать общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из диэтиленгликоля, пропоксипропанола, бутилцеллозольва,
- 11 -
009821
бутилкарбитола и смесей и сочетаний этих и подобных соединений; загуститель и утяжелитель. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления загуститель представляет собой органо-фильную глину или другой подобный загуститель, используемый в строительной реологии в маслянистых жидкостях. Использованный утяжелитель может быть выбран из различных твердых утяжелителей, включая галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Альтернативно, утяжелитель выбирают из группы химических соединений, включающей сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, фор-миата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата; и смеси или сочетания этих и подобных соединений, известных специалисту в этой области техники. Также необходимо оценить, что иллюстративный способ может также включать утяжелитель, то есть не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль. В одном предпочтительном иллюстративном варианте осуществления, такой утяжелитель представляет собой гомогенную смесь диэтиленгликоля и соли галогенида щелочного металла. Иллюстративная жидкость, освобождающая от прихвата, может по выбору включать загуститель, предпочтительно органофильную глину.
В то время как заявленный предмет изобретения был описан касательно ограниченного числа вариантов осуществления, специалист в этой области техники поймет, что могут быть реализованы другие варианты осуществления, которые не выходят из объема изобретения, как он описан здесь. Соответственно, объем заявленного изобретения должен быть ограничен только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и загуститель.
2. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгли-коль либо их смеси.
3. Способ по п.1, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль.
4. Способ по п.1, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
6. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из га-логенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогени-да, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
7. Способ по п.1, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.
8. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой на неэмульсионной основе, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и утяжелитель.
9. Способ по п.8, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленгли-
коль.
10. Способ по п.8, в котором добавка дополнительно содержит загуститель.
11. Способ по п.10, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
12. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
13. Способ по п.8, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
14. Способ по п.8, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.
- 12 -
009821
15. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из этиленгликоля, диэтиленгликоля и их смесей и сочетаний, загуститель и утяжелитель.
16. Способ по п.15, в котором загуститель представляет собой органофильную глину.
17. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
18. Способ по п.15, в котором утяжелитель выбирают из группы: сульфат бария; оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из галогенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогенида, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
19. Способ по п.15, в котором утяжелитель представляет собой не образующую эмульсию жидкость, содержащую растворимую соль гликоля и гликоль.
20. Способ освобождения прихваченной бурильной колонны в стволе скважины подземного пласта, в котором в скважину подают неводную промывочную жидкость с добавкой, эффективной для снижения давления в кольцевом пространстве, действующего на прихваченную бурильную колонну от фильтрационной корки промывочной жидкости или бурового раствора на стенках скважины, отличающийся тем, что состав добавки содержит общий растворитель, выбранный из группы, состоящей из С2-С22 гликолей, и загуститель, причем загуститель представляет собой органофильную глину.
21. Способ по п.20, в котором общий растворитель представляет собой этиленгликоль, диэтиленг-ликоль либо их смеси.
22. Способ по п.20, где состав дополнительно включает утяжелитель.
23. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит твердый утяжелитель, выбранный из группы, состоящей из галенита, гематита, магнетита, оксидов железа, ильменита, барита, сидерита, целестина, доломита, кальцита и их смесей и сочетаний.
24. Способ по п.20, в котором состав дополнительно содержит утяжелитель, выбранный из группы: сульфат бария, оксид железа, соли цезия из галогенида, формиата, ацетата и нитрата; соли натрия из га-логенида, формиата и ацетата; соли калия из галогенида, формиата и ацетата; соли кальция из галогени-да, карбоната, формиата, ацетата и нитрата и их смеси и сочетания.
25. Способ по п.20, в котором состав включает не образующий эмульсию утяжелитель, содержащий растворимую соль гликоля и гликоль.
Измерения поглощения промывочной жидкости по АНИ, РУО лабораторного приготовления
*> г---тт--=-г-¦¦¦ • I
О 20 40 Ю 80 1" 120
Время, минуты
Фиг. 1
- 13 -
009821
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 14 -