1. Способ укрепления ствола скважины во вскрытом геологическом пласте, который включает в себя стадии, на которых

измеряют или оценивают свойства материалов вскрытого геологического пласта;

определяют изменения, которые необходимо внести в свойства материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы достичь желаемых улучшений материала указанного вскрытого геологического пласта;

обрабатывают геологический пласт с целью получения улучшенных свойств материала за счёт инжектирования состава, который отверждается in situ с образованием геосинтетического композита, причем состав содержит по меньшей мере одну меламино-формальдегидную смолу, причем меламино-формальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С ₇ -С ₂₀ , сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С ₇ -С ₂₀ , сложными эфирами и парафиновыми маслами.

2. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит по меньшей мере один полиол и/или поли(гидрокси)простой эфир.

3. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит одну или несколько добавок, выбранных из катализаторов и ингибиторов или их любых сочетаний, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации.

4. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит насыщенный термопластичный эластомер.

5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит полиол, который растворим в меламино-формальдегидной смоле, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.

6. Способ по п.1, в котором меламино-формальдегидную смолу смешивают с поли(гидрокси)простым эфиром, который растворим в реакционноспособном компоненте, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.

7. Способ по п.1, в котором состав содержит по меньшей мере один реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, который выбирают из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот и виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимый в реакционноспособном сложном эфире; ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер и неводные буровые растворы, выбранные из группы, состоящей из олефинов С ₇ -С ₂₀ , сложных эфиров, парафиновых масел, дизельных и минеральных масел, олефинов C ₇ -C ₂₀ , сложных эфиров и парафиновых масел.

8. Способ по п.5, в котором состав дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением и их сочетаний.

9. Способ по п.1, в котором количество состава, применяемого при обработке геологического пласта, определяют на основании расстояния минимального радиального проникновения состава для химической обработки, которое будет необходимо для получения желательного улучшения характеристик геологического пласта.

10. Способ по п.1, в котором количество применяемого состава определяют исходя из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины обрабатываемого интервала, диаметра ствола скважины и пористости геологического пласта.

11. Способ по п.1, в котором характеристики пласта выбирают из давления разрыва и проницаемости.

12. Способ по п.1, в котором стадия обработки включает

заливку состава через часть вскрытого геологического пласта и выше части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке;

закрывание кольцевого противовыбросового предохранителя и

закачивание дополнительного обрабатывающего раствора в ствол скважины, чтобы продавить состав в пласт.

13. Способ по п.12, в котором стадию заливки состава в ствол скважины выполняют путем инжекции обрабатывающего раствора через бурильную колонну в нижнюю часть или вблизи нижней части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке.

14. Способ по п.13, который дополнительно включает в себя стадию вытягивания наверх бурильной колонны приблизительно до верха залитого обрабатывающего раствора.

15. Способ по п.14, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения выше залитого обрабатывающего раствора.

16. Способ по п.15, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения на 90 м выше залитого обрабатывающего раствора.

17. Способ по п.13, в котором после закачивания дополнительного обрабатывающего раствора содержимое ствола скважины циркулируют за пределы ствола скважины.

 

(57) Реферат / Формула:
Способ укрепления ствола скважины во вскрытом геологическом пласте, который включает в себя стадии, на которых

измеряют или оценивают свойства материалов вскрытого геологического пласта;

определяют изменения, которые необходимо внести в свойства материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы достичь желаемых улучшений материала указанного вскрытого геологического пласта;

обрабатывают геологический пласт с целью получения улучшенных свойств материала за счёт инжектирования состава, который отверждается in situ с образованием геосинтетического композита, причем состав содержит по меньшей мере одну меламино-формальдегидную смолу, причем меламино-формальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С ₇ -С ₂₀ , сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С ₇ -С ₂₀ , сложными эфирами и парафиновыми маслами.

2. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит по меньшей мере один полиол и/или поли(гидрокси)простой эфир.

3. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит одну или несколько добавок, выбранных из катализаторов и ингибиторов или их любых сочетаний, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации.

4. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит насыщенный термопластичный эластомер.

5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит полиол, который растворим в меламино-формальдегидной смоле, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.

6. Способ по п.1, в котором меламино-формальдегидную смолу смешивают с поли(гидрокси)простым эфиром, который растворим в реакционноспособном компоненте, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.

7. Способ по п.1, в котором состав содержит по меньшей мере один реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, который выбирают из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот и виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимый в реакционноспособном сложном эфире; ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер и неводные буровые растворы, выбранные из группы, состоящей из олефинов С ₇ -С ₂₀ , сложных эфиров, парафиновых масел, дизельных и минеральных масел, олефинов C ₇ -C ₂₀ , сложных эфиров и парафиновых масел.

8. Способ по п.5, в котором состав дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением и их сочетаний.

9. Способ по п.1, в котором количество состава, применяемого при обработке геологического пласта, определяют на основании расстояния минимального радиального проникновения состава для химической обработки, которое будет необходимо для получения желательного улучшения характеристик геологического пласта.

10. Способ по п.1, в котором количество применяемого состава определяют исходя из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины обрабатываемого интервала, диаметра ствола скважины и пористости геологического пласта.

11. Способ по п.1, в котором характеристики пласта выбирают из давления разрыва и проницаемости.

12. Способ по п.1, в котором стадия обработки включает

заливку состава через часть вскрытого геологического пласта и выше части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке;

закрывание кольцевого противовыбросового предохранителя и

закачивание дополнительного обрабатывающего раствора в ствол скважины, чтобы продавить состав в пласт.

13. Способ по п.12, в котором стадию заливки состава в ствол скважины выполняют путем инжекции обрабатывающего раствора через бурильную колонну в нижнюю часть или вблизи нижней части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке.

14. Способ по п.13, который дополнительно включает в себя стадию вытягивания наверх бурильной колонны приблизительно до верха залитого обрабатывающего раствора.

15. Способ по п.14, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения выше залитого обрабатывающего раствора.

16. Способ по п.15, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения на 90 м выше залитого обрабатывающего раствора.

17. Способ по п.13, в котором после закачивания дополнительного обрабатывающего раствора содержимое ствола скважины циркулируют за пределы ствола скважины.

 

---

009859
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к химической обработке ствола скважины. Более конкретно, данное изобретение относится к способу и устройству для выполнения химических обработок вскрытых геологических пластов в стволе скважины при помощи геосинтетического композитного материала с целью улучшения свойств по сравнению со свойствами необработанных геологических пластов.
Предпосылки создания изобретения
Буровые скважины, создаваемые для извлечения полезных ископаемых, таких как нефть и природный газ, проходят через многочисленные и разнообразные геологические пласты. Эти геологические пласты имеют различные химические составы, проницаемость, пористость, поровые флюиды, внутреннее поровое давление и свойства материала. Важные свойства материала, которые существенно влияют на конструкцию скважины, включают прочность на сжатие, прочность на растяжение, давление начала образования трещин, давление распространения трещин, модуль упругости Юнга, коэффициент поперечной деформации Пуассона и коэффициент объемного сжатия.
Большая разница давлений в пласте, свойств материала пласты и типов пластовых флюидов часто требуют изоляции и обработки определенных геологических пластов.
Можно пытаться изолировать специфические пласты, укрепляя их стальными обсадными колоннами или цементом, либо прибегнуть к иным способам обработки, известным в данной области техники. Там где стальные обсадные колонны цементируют в буровой скважине с целью изоляции геологических пластов, имеющих существенно различающиеся свойства, каждая такая колонна из обсадных труб является дорогостоящей конструкцией, установка которой приводит к уменьшению диаметра буровой скважины в последующих секциях по мере углубления буровой скважины. Поэтому желательно сводить к минимуму количество колонн из обсадных труб, требуемых для достижения нужной глубины.
В данной области техники также известно использование цемента для укрепления буровых скважин, однако, недостаток использования цемента заключается в том, что стадия твердения цемента может продолжаться до 24 ч, что является недопустимо длительным периодом, особенно в местах производства очень дорогостоящих работ по бурению морских скважин. Ещё один недостаток использования цемента заключается в том, что из-за зернистой структуры этот материал обладает низкой способностью проникновения в пласты, что может приводить к пониженному уплотняющему эффекту.
В данной области техники известны различные уплотняющие материалы для обкладки и упрочнения буровых скважин. При использовании уплотняющих материалов следует подбирать смолу или мономер для каждой скважины, исходя из совместимости с буровым раствором или раствором для завершения бурения скважины. Эпоксидные смолы обеспечивают наилучшие показатели прочности на сжатие, прочности на растяжение и адгезионные свойства. Однако эпоксидные смолы и/или их отверждаю-щие агенты, в основном, имеют плохую совместимость и неудовлетворительные эксплуатационные характеристики с олефинами, сложными эфирами и парафиновым углеводородным флюидом.
Имеются акрилатные или метакрилатные смолы/мономеры, которые растворимы в олефине, сложном эфире и парафиновых углеводородных флюидах. Однако сами по себе такие мономеры и смолы не обеспечивают тех характеристик материала, которые требуются для геосинтетических композитных облицовок. Они обладают, как правило, плохой прочностью на растяжение, низким сопротивлением развитию трещины и низкой прочностью на сжатие. Смеси акрилатных мономеров, содержащие преполимеры, обладают улучшенными показателями прочности на растяжение, прочности на сжатие и сопротивлением развитию трещины. Однако используемые в этих смесях преполимеры часто оказываются нерастворимыми в углеводородных флюидах, упомянутых выше.
Известны различные способы использования цементов и уплотняющих материалов для укрепления песка. Среди используемых уплотняющих материалов значатся, например, эмульсия на основе каучука (патент США № 4649998), состав на основе каучукового латекса (патент США № 5159980), а также составы на основе цемента, иногда с добавлением стирола/бутадиена (патенты США № 4721160 и 5258072). Кроме того, см. патент США № 6177483, в котором изложено использование отверждающего состава на основе латекса. Как правило, приведенные ссылки на известный уровень техники описывают использование указанных материалов для укрепления песка, а не для общего упрочнения буровой скважины с целью исключения необходимости в обсадной колонне.
В патенте США № 5849674 раскрывается состав, содержащий глину, полимер, сшивающий агент и жидкость, в котором каждый из этих компонентов присутствует в количестве, эффективном для образования геля.
В патенте США № 5443123 раскрывается способ связывания рыхлой массы частиц в подземном пласте, сквозь которую проходит ствол скважины, причём этот способ осуществляется вводом флюидов, инжектируемых в ствол скважины через змеевик, находящийся снаружи ствола скважины, с последующей перекачкой флюидов из этого змеевика в ствол скважины после открытия циркуляционных портов при срабатывании воспламеняющей головки с переменной задержкой для зажигания газового генератора.
Различные способы укрепления пластов раскрыты, например, в патентах США № 3536137; 3759327; 4042032; 4427069; 4669543; 5101900;5145013;5154230;5178218 и 4936385.
- 1 -
009859
Из уровня техники известно использование автоматизированных систем для выполнения химических обработок. Часто химикаты смешивают в больших резервуарах, которые нужно очищать, и технический персонал зачастую подвергается воздействию вредных для здоровья химикатов в процессе их смешивания и последующей очистки емкостей.
В данной области техники существует потребность в способе анализа свойств материалов вскрытых геологических пластов и определении требуемых изменений в свойствах материала вскрытого пласта для продолжения операций бурения при снижении или устранении надобности в установке дополнительной колонны обсадных труб. Кроме того, было бы очень полезно, если имелась бы система и устройство для подбора типа химической обработки на основе свойств материала геологического пласта, причём выбранная обработка осуществлялась бы автоматически таким образом, чтобы техническому персоналу не приходилось смешивать вредные для здоровья химикаты или производить очистку резервуаров, загрязнённых вредными химикатами.
Краткое изложение сущности изобретения
В соответствии с вышеизложенным настоящее изобретение представляет собой способ, например, для минимизации потребности в установке дополнительных обсадных колонн по мере углубления бурения скважины. Этот способ включает в себя следующие стадии: определение или оценка свойств материалов вскрытых геологических пластов; определение изменений, требуемых в свойствах материала вскрытого геологического пласта, для того, чтобы достичь желаемых улучшений характеристик этого вскрытого геологического пласта; и обработка геологического пласта с целью получения требуемых улучшенных значений свойств материала за счёт инжектирования химической композиции через ствол скважины в смежное пространство пласта для создания геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от стенки буровой скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения выбираемый в указанном способе компонент (i) или (ii) является растворимым в безводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также является растворимым в дизельном и минеральном маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Кроме того, состав для обработки может содержать добавки, которые инициируют и регулируют время полимеризации, выбираемые из: кислотной или генерирующей кислоту добавки, инициирующей полимеризацию химически активного компонента (i); добавки, генерирующей свободные радикалы и инициирующей полимеризацию химически активного компонента (ii).
Необязательно добавляют замедлитель реакции или ингибитор полимеризации для задержки наступления полимеризации до момента завершения инжекции в пласт.
В некоторых вариантах осуществления изобретения состав для обработки может также содержать другие добавки, например, выбранные из одного или нескольких следующих веществ:
а) связывающие агенты;
б) суспендирующие агенты;
в) красители;
г) утяжелители;
д) материалы для борьбы с поглощением;
е) индикаторные вещества; и
ж) иные добавки, известные в данной области техники, или любые их комбинации.
Состав, включая количества каждого компонента, тип акрилатного или метакрилатного мономера, а также химический состав и свойства материала термопластичного эластомера можно варьировать для обеспечения требуемых свойств материала геосинтетического композита, образующегося in situ, за счёт химической обработки.
Способ настоящего изобретения включает и другие составы для химической обработки, в частности, для обработок полимеризацией, где мономеры, олигомеры или растворённые полимеры вводят в пласт, окружающий ствол скважины, для того, чтобы, например, уменьшить пористость и/или проницаемость, либо увеличить прочность пласта, что позволяет продолжать бурение с меньшим числом колонн обсадных труб, помещаемых в ствол скважины.
В другом аспекте данное изобретение можно охарактеризовать как устройство для применения описанного способа, которое сводит к минимуму манипулирование с химикатами и которое представляет собой автоматизированное поточное устройство для дозирования и перекачки химикатов, не требующее большого смесительного резервуара, при этом конструкция такого устройства включает:
1) закрытую и герметизированную проточную смесительную камеру, имеющую средство для регулирования потока скважинных флюидов, таких как буровой раствор, раствор для завершения бурения скважины, пакерная жидкость, подаваемые в упомянутую камеру;
2) упомянутое средство для регулирования потока, содержащее клапан, регулируемый клапан или сопло, скважинные жидкости и расходомер жидкости с механизмом обратной связи для регулирования потока упомянутой скважинной жидкости, подаваемой в упомянутую поточную смесительную камеру;
з) ряд емкостей, содержащих химические компоненты, причём каждая из емкостей для передачи жидкости связана со смесительной емкостью посредством рукава или трубопровода, где каждый рукав
- 2 -
009859
или трубопровод, идущий от емкости с химическим компонентом к поточной смесительной камере, имеет насос и расходомер жидкости, оба связанные с органами компьютерного управления; и
4) упомянутую поточную смесительную камеру, соединенную с насосом для объединения химических компонентов со скважинными жидкостями до инжекции в геологический пласт.
В объем изобретения также входит раздельная перекачка насосами соединений для химической обработки, без смешивания со скважинными жидкостями.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 представлено схематическое изображение поточного устройства для смешивания и перекачки составов настоящего изобретения для химической обработки.
Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение альтернативного расположения трубопроводов для компонентов.
Фиг. 3 представляет собой график зависимости скорости фильтрации от времени.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение обеспечивает способ и устройство для использования химического состава совместно находящихся на рассмотрении в Патентном ведомстве США заявок № 60/576430 и 60/576440, хотя могут оказаться полезными и другие составы; при этом подразумевается, что использование других рецептур подпадает под сферу действия настоящего изобретения. Данное изобретение создает способ подбора и внесения химического состава для укрепления свойств материала достигнутого геологического пласта и для образования in situ геосинтетических композитов, состоящих из породы и пластика в самом пласте. Химические обработки, укрепляющие ствол скважины и создающие в почве укрепляющую оболочку из геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от ствола скважины, позволяют избежать уменьшения диаметра буровой скважины, необходимого для изоляции геологических пластов, обладающих существенно различающимися свойствами, при помощи стальных обсадных колонн, которые цементируют в земле с требуемыми интервалами. Это дает возможность снизить количество обсадных колонн, требуемых для создания буровой скважины заданной глубины в земле. В некоторых вариантах воплощения настоящего изобретения предлагаемый способ позволяет создавать ствол скважины с единым диаметром, укрепленный одной обсадной колонной, либо не более чем двумя колоннами обсадных труб, по достижении требуемой глубины.
Первой стадией способа может стать определение или оценка свойств материала вскрытого геологического пласта. Подразумевается, что используемый здесь термин "вскрытый геологический пласт" включает в себя толщу пород, через которые пробурен ствол скважины, при этом поверхность пласта вскрыта и обращена к открытому стволу скважины. Определённые свойства оценивают для того, чтобы подобрать оптимальную обработку. Эти свойства включают, например, давление начала образования трещин, прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, температуру, пористость и проницаемость. Способы получения этих данных известны специалистам в данной области, и не предполагается ограничивать настоящее изобретение какими бы то ни было конкретными способами выполнения испытаний для определения этих свойств.
После определения свойств пласта данные могут быть получены и проанализированы с целью определения требуемых изменений в свойствах материала вскрытого геологического пласта, которые были бы желательны, например, для устранения необходимости установки дополнительной обсадной колонны. При заданных желательных изменениях можно подобрать соответствующий химический состав для обработки, определить необходимое расстояние минимального радиального проникновения состава для химической обработки от ствола скважины, а также можно определить объем состава для химической обработки.
В процессе обработки образуется цилиндрический каркас из геосинтетического композита, располагающегося в радиальном направлении от ствола скважины. Показатели модуля упругости (модуль Юнга), прочности на растяжение, прочности на сжатие, трещиностойкости, вязкости при разрушении и проницаемости этого геосинтетического композита отличаются от аналогичных показателей для окружающего пласта. Эти свойства позволяют химически обработанной области пласта, не разрываясь, выдерживать высокие напряжения (высокое давление) в стволе скважины, по сравнению с необработанной формацией. Давление разрыва химически обработанной области оказывается выше, чем у необработанного пласта. В типичном случае проницаемость химически обработанной области получается ниже, чем у необработанного пласта.
Степень повышения давления разрыва может зависеть от свойств материала геосинтетического композита и от толщины обработанной области. Изменение давления возникновения разрыва для вычисления трещиностойкости пластов можно оценить с помощью уравнений, известных из механики, особенно из механики горных пород. Непроницаемость геосинтетического композита является важным фактором для изменения величины давления возникновения разрыва. Непроницаемая, обработанная часть пласта действует как упругий слой, перераспределяющий давление, прикладываемое к стволу скважины, на окружающий пласт, позволяя прикладывать более высокие напряжения (давления), прежде чем произойдёт разрыв или разрушение ствола скважины. Для непроницаемого слоя геосинтетического композита, созданного обработкой пласта, возможны три вида разрушения: (а) разрыв геосинтетического ком
- 3 -
009859
позита, (б) разрыв необработанного пласта за пределами геосинтетического композита, или (с) пластическое разрушение геосинтетического композита. При некоторых видах разрушения непроницаемость слоя является критически важным фактором, а толщина слоя малозначима, за исключением толщины, требуемой для обеспечения полной непроницаемости. При других видах разрушения толщина слоя является критически важным фактором. Специалисты в области геомеханики могут использовать принципы сопротивления материалов для расчета наиболее вероятного вида разрушения и требуемой толщины слоя с целью получения конкретного увеличения давления возникновения разрыва.
Объём обработки определяется из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины интервала, диаметра ствола скважины и пористости пласта. Вычисляют объём цилиндрической оболочки и умножают на величину пористости пласта, чтобы оценить объём порового пространства, подлежащего заполнению химическим реагентом. Для компенсации погрешности в оценке можно добавлять дополнительный объём. Объём ствола скважины сверх обработанного интервала должен быть заполнен химическим реагентом до инжекции или во время инжекции. Этот объём также прибавляют к объёму обрабатываемого пласта с некоторым избытком для получения требуемого объёма материала для обработки.
Важным является показатель проницаемости геологического пласта, подлежащего обработке. Пласт должен обладать достаточной проницаемостью, чтобы позволить материалу для химической обработки затекать в поры, вытеснять поровые флюиды и более прочно связать частицы пласта. Желательно обрабатывать пласты, имеющие значения проницаемости матрицы между 1 и 50000 мДарси. Как правило, скорость проникновения увеличивается с увеличением проницаемости при постоянном давлении инжек-ции. Как правило, давление, требуемое для инжекции материала для химической обработки, уменьшается с увеличением проницаемости при постоянной скорости потока. С трудом поддаются обработке пласты, имеющие значения проницаемости менее чем приблизительно 0,1 мДарси. Для пластов с низкой проницаемостью требуются жидкости с очень низкой скоростью обработки, высокими значениями давления инжекции и длительными значениями времени обработки. Практическим решением для обработки пластов с низкой проницаемостью является использование пластичного, высокопрочного материала, для которого требуется небольшая глубина радиального проникновения от ствола скважины, чтобы достичь желаемого увеличения давления разрыва.
Для состава для химической обработки необходимо знать период времени, который требуется для осуществления обработки. Процесс полимеризации должен протекать после завершения инжекции объема реагента для обработки в пласт. Однако процесс полимеризации не должен протекать слишком долго после завершения инжекции, поскольку возможно разбавление, или обратное течение, или межпласто-вый переток жидкости внутри скважины. Время обработки оценивают по суммарному периоду времени, необходимому для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, времени, необходимого для инжекции реагента для обработки внутрь пласта, времени для поднятия или извлечения любого инструмента для обработки или трубопроводов из обработанного интервала, плюс запасное время. Время, необходимое для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, рассчитывают, используя объем химического реагента, объем спусковой колонны и скорости закачки. Время, необходимое для инжекции объема реагента для обработки внутрь пласта, можно рассчитать, используя объем химического реагента, подлежащего инжекции, и скорость фильтрации.
Скорость фильтрации в псевдостационарном режиме может быть определена с помощью теста на фильтрационные потери и поглощение бурового раствора при использовании керна пласта или синтетического керна, имеющего фильтрующие свойства, соответствующие свойствам, подлежащего обработке пласта. На фиг. 3 приведена иллюстрация временной зависимости скорости фильтрации, из которой можно определить псевдостационарную скорость фильтрации. Зная скорость фильтрации и объем состава, который желательно инжектировать, с помощью приведенного выше уравнения можно рассчитать время, необходимое для инжекции состава. Это время, необходимое для инжекции химического реагента, должно быть меньше времени отверждения применяемого состава. Обычно скважину заполняют составом сверх того объема, который нужен для обработки, и затем необязательно повышают давление до желаемой степени, чтобы вдавить состав в пласт без растрескивания пласта. Таким образом, желаемый объем состава может быть вдавлен в пласт сверх интервала, подлежащего обработке.
Реагент для химической обработки может быть выбран с учетом ряда соображений, из которых важным является совместимость с флюидами скважины (т. е. буровыми растворами, растворами для завершения бурения скважины и пластовыми жидкостями). Реагент для обработки должен быть совместим или должен смешиваться со скважинными флюидами, и наиболее предпочтительно реагент для обработки должен полностью растворяться во флюидах скважины. Кроме того, любой катализатор или инициатор должен быть совместим с флюидами скважины. Например, во флюиде, содержащем большое количество компонентов, растворимых в кислоте или нейтрализующих кислоту, не следует использовать катализируемый кислотой реагент для обработки флюида. Кроме того, выбранный реагент для обработки должен обладать способностью проникать через остаток бурового раствора на фильтре или через повреждение пласта вблизи скважины, которое обычно называется "скин" (skin).
- 4 -
009859
Дополнительными важными факторами, которые следует учитывать при выборе реагента для обработки, являются прочность и свойства материала для химической обработки, вязкость химического реагента, тип химического реагента (инициирующий или каталитический), температура скважины, время, необходимое для введения химического реагента в геологический пласт, и проницаемость, пористость и литология геологического пласта.
На практике, толщина обработанного пласта (геосинтетического композита) превышает минимальную толщину, необходимую для достижения желаемого увеличения давление начала образования трещины пласта. Это обусловлено неоднородностью пласта и случайными переменными в процессе инжек-ции. В результате геологический пласт обрабатывают для того, чтобы улучшить/усилить свойства материала до требуемого уровня путем инжекции внутрь реагента для обработки, с целью создания геосинтетического композита, распространяющегося на радиальное расстояние от скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м, наиболее предпочтительно от 0,25 до 2 м. Тип материала для химической обработки и глубина проникновения взаимно связаны, и их следует определять с учетом типа геологического пласта, проницаемости и пористости необработанной части пласта, наличия естественных и индуцированных разрывов, трещин, дефектов или пустот; и требуемых свойств материала геосинтетического композита, который формируется in situ в результате химической обработки. В прочных пластах или при использовании весьма сильных реагентов для обработки может потребоваться меньшая радиальная глубина проникновения. Более глубокая радиальная глубина проникновения может потребоваться для слабых или рыхлых пластов, и/или при использовании менее сильных реагентов для обработки.
Реагент для химической обработки, который упомянут выше и подробно описан в одновременно поданных заявках на патент США № 60/576430 и 60/576440, включает в себя различные составы патентованных компонентов, применяемых для создания геосинтетических композитов in situ, в том числе, по меньшей мере один реакционноспособный, полимеризующийся компонент, выбранный из:
(i) по меньшей мере одной меламино-формальдегидной смолы, или смеси подходящих меламино-формальдегидных смол; необязательно смешанных с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром или их смесью; или
(ii) смеси реакционноспособного сложного эфира, или смеси сложных эфиров, имеющих по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно содержащую виниловый сложный эфир версатиковьгх кислот С9-Сц или виниловый сложный эфир жирной кислоты с длинной цепочкой, или их смесями; ненасыщенного термопластичного эластомера, имеющего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимого в реакционноспособном виниловом сложном эфире; ди-или трифункционального акрилатного или метакрилатного мономера; и необязательно термопластичного эластомера с боковыми функциональными группами или без них.
Предпочтительно, выбранные компоненты (i) или (ii) растворимы в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворимы в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефи-нами сложными эфирами, и парафиновыми маслами. Кроме того, композиция для обработки мо-
жет содержать добавки для того, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации, которые выбирают из: кислотных, или выделяющих кислоту добавок, для инициирования полимеризации реакционноспособного компонента (i); или добавки, генерирующей свободные радикалы, чтобы инициировать полимеризацию реакционноспособного компонента (ii). Необязательно, добавляют замедлитель или ингибитор полимеризации для того, чтобы задержать начало полимеризации, пока не будет завершена инжекция в пласт.
Необязательно, композиция для обработки может содержать другие добавки, выбранные, например, из одного или нескольких а) связывающих агентов, b) суспендирующих агентов; с) красителей; d) утяжелителей; е) материалов для борьбы с поглощением; f) индикаторов и g) других добавок, известных из уровня техники, или их любых сочетаний. Состав, включающий количества каждого компонента, тип акрилатно/метакрилатного мономера, и химический состав и свойства материала термопластичного эластомера может изменяться для того, чтобы обеспечить требуемые свойства геосинтетического композита, образующегося in situ в результате химической обработки.
Выбранный состав изобретения отверждается в порах пласта, связывает вместе частицы пласта и образует породно-пластичный композит. Эта обработка подходит для применения с целью повышения давления, инициирующего трещины вблизи ствола скважины, в истощенных зонах, в зонах аномально высокого давления, зонах фонтанирования, зонах поглощения и в других случаях, которые будут очевидными для специалистов в этой области техники.
Меламино-формальдегидный компонент в составе представляет собой жидкую меламино-формальдегидную смолу, которая растворима в любой углеводородной смеси, выбранной из одного или нескольких неводных буровых растворов, буровых растворов на основе обратных эмульсий, дизельных масел и минеральных масел и любых их смесей с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами и их сочетаний.
Подходящие меламино-формальдегидные смолы являются аминными сшивающими агентами, предназначенными для термоотверждения поверхностных покрытий. Подходящие смолы должны обла
- 5 -
009859
дать способностью сшивать молекулы первичного пленкообразователя в покрытии, чтобы образовалась трехмерная термически отвержденная полимерная сетка; этот процесс включает взаимодействие функциональных аминогрупп с соответствующими реакционноспособными группами первичного пленкооб-разователя. Подходящие смолы растворимы в растворителях и содержат меламин, способный расширяться в воде. Подходящие смолы обладают гибкой способностью к каталитическому отверждению в диапазоне температур приблизительно от 38 до 316°С и выше (100-600°F), более часто приблизительно между 68 и 177°С (150-350°F), и обеспечивают пленку с хорошей гибкостью и ударной вязкостью. Смолы для состава выбирают на основе сочетания эксплуатационных характеристик и параметров отверждения, зависящих от свойств пласта, который будет обрабатываться.
Меламино-формальдегидная смола или смеси подходящих меламино-формальдегидных смол могут быть необязательно смешаны с полиолом. Подходящие полиолы должны быть растворимы в меламино-формальдегидной смоле или в смеси меламино-формальдегидных смол, а также обладать растворимостью в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение. Подходящие по-лиолы включают, например, (но не ограничиваются) этиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль, глицерин и поли(этилен-пропилен)гликоль. Подходящее количество полиола составляет от 0 до 50 об.%, более предпочтительно от 5 до 35 об.%, и наиболее предпочтительно, от 10 до 30% от объема пласта. Подходящие для использования в настоящем изобретении полиолы являются промышленно доступными под торговой маркой Voranol Voractiv(tm) полифолы от фирмы Dow Chemical Company.
Кроме того, меламино-формальдегидная смола или смеси меламино-формальдегидных смол можно необязательно смешивать с поли(гидрокси)простым эфиром. Подходящий материал поли(гидрокси)-простого эфира должен быть растворим в меламино-формальдегидной смоле или в смеси меламино-формальдегидных смол, а также в углеводородной фазе буровых растворов и растворов, завершающих бурение. Подходящие поли(гидрокси)простые эфиры включают эфиры, имеют высокую молекулярную массу с предпочтительной линейной структурой, что обычно обеспечивает сочетание ударной вязкости и гибкости и характеризуется наличием функциональной группы простого эфира и боковой гидроксильной группы, что облегчает смачивание и связывание с полярными субстратами и наполнителями.
Кроме того, могут быть использованы смеси подходящих поли(гидрокси)простых эфиров. Подходящее количество поли(гидрокси)простого эфира находится в диапазоне от 0 до 50 об.%, более предпочтительно от 5 до 35 об.%, и наиболее предпочтительно от 10 до 30% от объема состава. Кроме того, в объем защиты изобретения входит использование в качестве реакционноспособного компонента подходящей меламино-формальдегидной смолы или смеси смол, смешанных с полиолом или смесью подходящих полиолов, и поли(гидрокси)простым эфиром или смесью подходящих поли(гидрокси)простых эфиров. Альтернативный выбор реакционноспособной смеси мономер/смола фактически представляет собой:
1) реакционноспособный сложный эфир или смесь сложных эфиров, имеющих по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно содержащую виниловый сложный эфир вер-сатиковых кислот С9-С11 или виниловый сложный эфир жирной кислоты с длинной цепочкой, или их смеси,
2) ненасыщенный термопластичный эластомер, растворимый в реакционноспособном сложном эфире, и
3) ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер. Необязательно, в эту смесь может быть добавлен:
4) насыщенный термопластичный эластомер с боковыми функциональными группами или без них. В смеси альтернативных реакционноспособных мономеров/смол, подходящие реакционноспособ-
ные сложные эфиры выбирают из группы, состоящей из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот C9-C11 или виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, или их смесей. Предпочтительными виниловыми сложными эфирами версатиковых кислот, для применения в настоящем изобретении, являются виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С10. Хотя виниловые сложные эфиры версатиковых кислот ^-Cn являются подходящими, виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С11 способны размягчаться в большинстве областей практического применения настоящего изобретения. Кроме того, хотя виниловые сложные эфиры версатиковых кислот С9 обладают большей жесткостью и подходят для применения в настоящем изобретении, на практике виниловые сложные эфиры версатиковых кислот C9 и C11 не являются промышленно доступными и гораздо дороже, чем виниловые сложные эфиры С10 версатиковых кислот. Подходящие виниловые сложные эфиры версатиковых кислот C9-C11 промышленно доступны от фирмы Resolution Performance Products под торговыми марками VEOVA(tm), в том числе (но без ограничений) VEOVA-9, VEOVA-10, и VEOVA-11. Предпочтительным является продукт VEOVA-10, который применяется в примерах с получением хороших результатов, и представляет собой винилнеодеканоат, который является виниловым сложным эфиром сильно разветвленной монокарбоновой кислоты С10.
Подходящие виниловые сложные эфиры жирных кислот с длинной цепочкой включают, в том чис
- 6 -
009859
ле, виниловый эфир пеларгоновой кислоты, виниловый эфир стеариновой кислоты, виниловый эфир лауриновой кислоты и т.п. Эти сложные эфиры могут быть использованы индивидуально или в виде смеси сложных эфиров. Кроме того, в объем изобретения входит применение смеси виниловых сложных эфиров версатиковых кислот C9-C11 с виниловыми сложными эфирами жирных кислот с длинной цепочкой. В настоящем изобретении количество винилового сложного эфира или его смеси, или меламино-формальдегидной смолы, или ее смеси, должно находиться в диапазоне от 10 до 90 мас.%, предпочтительно от 35 до 70 мас.%.
В альтернативной композиции реакционноспособного мономера/смолы подходящие ненасыщенные термопластичные эластомеры, смешанные в составе, включают в себя линейные, радиальные, или звездообразные конфигурации двойного или тройного блочного полимера (полимеров), имеющего по меньшей мере одну ненасыщенную углерод-углеродную связь. Подходящие примеры включают в себя (но не ограничиваются) двойные или тройные полимеры, содержащие стирол-бутадиен-стирол (СБС) или стирол-изопрен-стирол (СИС). Подходящие ненасыщенные термопластичные эластомеры являются про-мышленно доступными под торговой маркой Kraton от фирмы Kraton Polymer, особенно из серии Kraton(r) D. Конкретные примеры включают в себя (но не ограничиваются), Kraton(r) 1101, Kraton(r)1112, Kraton(r) 1122X, Kraton(r) 1161, Kraton(r)1184 и Kraton(r) D-140IP. Ненасыщенный термопластичный эластомер выбирают с учетом формы полимера (например, линейный, радиальный или звездообразный), концевой группы (стирол-изопрен-стирольные блок-полимеры и др.), прочности на растяжение, модуля 300%, и относительного удлинения (%) при разрушении и вязкости раствора в виниловом сложном эфире или смеси виниловых сложных эфиров. Соотношение стирола к эластомеру должно находиться в диапазоне между 15:85 и 75:25. Ненасыщенные термопластичные эластомеры должны иметь прочность на растяжение выше 7,03 МПа (1000 фунт/кв.дюйм, измерена по стандарту ASTM Способ D412) и обладать относительным удлинением при разрушении по меньшей мере 300% (измерена по стандарту ASTM Способ D412). Кроме того, могут быть использованы смеси подходящих ненасыщенных термопластичных эластомеров. Количество ненасыщенного термопластичного эластомера, или смесей эластомеров, присутствующих в композиции, должно быть в диапазоне от 1 до 30 мас.%, более предпочтительно между 2,5 и 25 мас.% и наиболее предпочтительно между 5 и 20 мас.%.
В смеси дополнительных мономеров/смол подходящие акрилатные или метакрилатные мономеры выбирают из группы, имеющей ди- или трифункциональные ненасыщенные реакционноспособные группы. Примеры включают в себя (но не ограничиваются) диакрилат или диметакрилат этиленгликоля, ди-акрилат или диметакрилат трипропиленгликоля и триметакрилат триметилолпропана, диакрилат или метакрилат полиэтиленгликоля, диакрилат или диметакрилат пропиленгликоля индивидуально или в смесях. Количество акрилатного или метакрилатного мономера, присутствующего в составе, должно быть в диапазоне между 0 и 65 мас.%, более предпочтительно между 2,5 и 50 мас.% и наиболее предпочтительно между 5 и 35 мас.%.
Насыщенный термопластичный эластомер может быть необязательно введен в альтернативный мономер/смолу с целью регулирования вязкости и обеспечения суспендирования твердого вещества. Насыщенный термопластик может быть выбран из группы, состоящей из линейных, двублочных, радиальных или звездообразных (молекулярная форма), или функционализированных насыщенных термопластичных эластомеров. Подходящие насыщенные термопластичные эластомеры являются промышленно доступными под торговой маркой Kraton от фирмы Kraton Polymer, особенно из серий Kraton(r) G и Kra-ton(r) FG. Подходящие примеры насыщенных термопластичных эластомеров с радиальной или звездообразной молекулярной формой включают в себя (но не ограничиваются) Kraton(r) G-1650, Kraton(r) G-1657, Kraton(r) G-1701, Kraton(r) G-1702, Kraton(r) G-1750X, Kraton(r) G-1765X, Kraton(r) G-1780X, Kraton(r) FG-1901 и Kraton(r) FG-1924X. В случае введения функционализированных насыщенных термопластичных эластомеров, функциональными группами могут быть гидроксил, карбоксил или малеиновая кислота. Функциональные группы малеиновой кислоты/малеинового ангидрида, включенные в молекулярный состав насыщенного термопластичного эластомера обеспечивают центры для сшивки, чтобы изменить свойства материала отвержденного состава. Подходящее количество насыщенного, термопластичного эластомера, или его смесей находится в диапазоне приблизительно от 1 до 15 мас.%. Предпочтительные насыщенные термопластичные эластомеры, применяемые в настоящем изобретении, выбирают из радиальных или звездообразных насыщенных термопластичных полимеров.
Как отмечено выше, насыщенный термопластичный эластомер с боковыми функциональными группами или без них необязательно может быть добавлен в состав, содержащий ненасыщенный термопластичный эластомер. Следовательно, в объем защиты настоящего изобретения входит использование смесей ненасыщенных термопластичных эластомеров и насыщенных термопластичных эластомеров, таких как, например, композиции серии Kraton D и серии Kraton G. Кроме того, в объем настоящего изобретения входят смеси ненасыщенных термопластичных эластомеров с функционализированными эластомерами, такими как, например, композиции серии Kraton D и серии Kraton FG, а также применение смесей насыщенных, ненасыщенных и функционализированных термопластичных эластомеров или соответствующего продукта серии Kraton.
- 7 -
009859
Для разбавления смеси выбранного состава может быть использован растворитель, который улучшает смачиваемость поверхности пласта и улучшает стойкость к загрязнению водой. Этот растворитель должен смешиваться с водой и углеводородами, и он может быть выбран из любого традиционного типа, который может быть известен специалистам в этой области техники. Подходящие растворители включают (но не ограничиваются) низкомолекулярные безводные спирты, такие как метанол, этанол, пропа-нол; простые эфиры и простые полиэфиры, такие как тетрагидрофуран, диоксан, моноалкиловые эфиры этиленгликоля, моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля, или сложные эфиры гликолей; простые эфи-ры спиртов, такие как 2-бутоксиэтанол. Предпочтительные растворители включают в себя монобутиловый эфир этиленгликоля, ацетат метилового эфира пропиленгликоля, и другие растворители, которые эффективны для растворения термопластичных эластомеров или их смесей. Подходящая концентрация взаимного растворителя может быть выбрана в диапазоне от 0 до 50 мас.%, более предпочтительно от 1 до 35 мас.% и наиболее предпочтительно от 5 до 25 мас.%.
При использовании настоящего изобретения применяют катализатор или инициатор. Применение катализаторов и инициаторов известно из уровня техники, и не предполагается, что изобретение будет ограничено каким-либо конкретным типом катализатора. Подходящим катализатором для конденсационной полимеризации меламино-формальдегидных смол является кислотный катализатор или катализатор, выделяющий кислоту.
Подходящие катализаторы свободнорадикального инициирования или каталитические системы могут включать, например, (но не ограничиваться) азосоединения, алкил- или ацилпероксиды или гидропе-роксиды, кетопероксиды, сложные эфиры пероксидов, пероксикарбонаты и пероксикетали. Такие соединения имеют различную температуру активации и время полураспада, или другими словами, температуру, при которой инициируется их взаимодействие, и реакция становится экстенсивной. Примеры подходящих алкилпероксидов, диалкилпероксидов, гидропероксидов, ацилпероксидов, сложных эфиров пе-роксидов и пероксикеталей включают в себя (но не ограничиваются) бензоилпероксид, дибензоилперок-сид, диацетилпероксид, ди-трет-бутилпероксид, пероксид кумола, дикумилпероксид, дилаурилпероксид, трет-бутилгидропероксид, пероксид метилкетона, пероксид ацетилацетона, пероксид метилэтилкетона, дибутилпероксид циклогексана, ди(2,4-дихлорбензоил)пероксид, диизобутилпероксид, трет-бутилпербензоат и трет-бутилперацетат. Катализатор может быть использован в суммарном количестве приблизительно от 0,001 до 20 мас.%, в расчете на массу полимеризуемого мономера.
Аналогично может потребоваться ингибитор, и не предполагается ограничение изобретения каким-либо конкретным ингибитором. Специалисты в этой области техники могут подобрать подходящие ингибиторы. Примеры подходящих ингибиторов для реакций свободнорадикальной полимеризации включают, например, бензоилхинон, парабензохинон, и т. п., которые являются эффективными при повышенных температурах. Некоторые ингибиторы недостаточно эффективны при повышенных температурах. Дополнительные примеры ингибиторов включают гидрохиноны, такие как, например, метилгидрохинон и метилэтилгидрохинон. Полиолы, простые полигидроксиэфиры, спирты и основания являются ингибиторами для реакций конденсации, катализируемых кислотами. Количество ингибитора подбирается в соответствии с реакционной способностью обсуждаемых полимеризующихся компонентов преполимера и мономера, в том числе желательный срок годности при хранении и время отверждения. Обычно ингибитор присутствует в количестве приблизительно от 0,02 до 2 частей по массе. Предпочтительное количество ингибитора приводит к соответствующему экзотермическому процессу и к малому времени отверждения.
Если использование катализатора предпочтительно, то ингибитор не всегда является необходимым. Когда температура в скважине повышена, например, выше чем 66°С (150°F), реакция может протекать слишком быстро. В этом случае добавляют ингибитор, который действует как поглотитель свободных радикалов, и предупреждает слишком быстрое протекание полимеризации. В конечном счете, ингибитор может быть израсходован, и свободный радикал, или кислотные группы инициируют полимеризацию, которая затем поддерживается самостоятельно. В некоторых высокотемпературных скважинах ингибитор может только снижать температуру кипения ограниченного количества материала, и когда ингибитор обладает ограниченной эффективностью, это может оказать отрицательный эффект на молекулярную массу геосинтетического композита, поскольку она будет ниже оптимально необходимой молекулярной массы.
Из уровня техники известны многочисленные связывающие агенты, и не предполагается ограничивать это изобретение конкретными агентами. Подходящая концентрация сочетающего агента находится в диапазоне от 0 до 10 мас.%.
В состав могут быть добавлены суспендирующие агенты, известные из уровня техники для предотвращения осаждения твердого вещества. Это изобретение не предполагается ограничивать какими-либо конкретными агентами. Однако подходящие суспендирующие агенты включают, например, органофиль-ные глины, обработанные аминами глины, маслорастворимые полимеры, соединения четвертичного аммония, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла.
Кроме того, состав может содержать другие обычные ингредиенты для обработки бурового раствора, такие как добавки для регулирования водоотдачи, красители, противовспенивающие вещества, в слу
- 8 -
009859
чае необходимости, и т.п., используемые в обычных количествах, которые известны специалистам в этой области техники. Разумеется, следует воздержаться от добавления таких других ингредиентов, если они отрицательно влияют на основные желаемые свойства растворов для обработки.
В состав могут быть добавлены утяжелители или материалы, регулирующие плотность. Подходящие материалы включают, например, галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит, оксиды марганца, оксид магния, оксид цинка, оксиды циркония, шпинели и т.п. Добавленное количество такого материала, если он добавляется, зависит от желаемой плотности химического состава для обработки. Обычно, утяжеляющий материал добавляют для того, чтобы получить плотность бурового раствора приблизительно до 1,1 кг/л (9 фунт/галлон). Предпочтительно, утяжеляющий материал добавляют вплоть до 2,3 кг (5 фунтов) на баррель (159 л) и наиболее предпочтительно до 225 кг (500 фунтов) на баррель (159 л) смеси смолы.
Материалы для борьбы с поглощением (препятствующие потере бурового раствора) также могут быть введены в состав. Обычно эти материалы распределяют по категориям как волокна, чешуйки, гранулы и смеси. Конкретные примеры включают в себя (но не ограничиваются) измельченную слюду, чешуйки слюды, кремнеземный шлак, диатомитовую землю, гидратированные бораты, фракционированный песок, гильсонит, измельченный уголь, древесный уголь, целлофановые хлопья или ленты, целлюлозное волокно, вспученный перлит, обрезки бумаги или бумажную массу, и т.п., скорлупу грецких или других орехов, измельченную до различных размеров, шелуху семян хлопка или семенную коробочку хлопка, волокно сахарного тростника или измельченные волокна сахарного тростника, льняную солому, измельченную коноплю, измельченную еловую кору, измельченную кору и волокна красного дерева, и виноградные выжимки, кристаллический диоксид кремния, аморфный диоксид кремния, глины, карбонат кальция и барит. Подходящие количества дополнительных твердых веществ, применяемых в сочетании с сополимером (сополимерами) и/или иономером (иономерами), могут быть очевидными для специалистов в этой области техники.
Состав, содержащий любой выбранный реакционноспособный мономер, включая количества каждого компонента, тип акрилатного/метакрилатного мономера, если он используется, и химический состав и свойства материала термопластичного эластомера, когда он используется, варьируются для того, чтобы обеспечить необходимые свойства материала для геосинтетических композитов, образовавшихся in situ.
Состав реагента для обработки согласно изобретению можно вводить в ствол скважины через буровую колонну (комплект нижней бурильной колонны), с помощью обработки с открытым концом, если используется много материала для борьбы с поглощением при закачке с выдержкой по времени или при закачке с выдержкой по времени без обратной циркуляции (особенно в зоне больших потерь). Предпочтительно композиционный материал будет распространяться на радиальное расстояние от скважины от 0,25 до 2 м. Состав мономера/смолы затвердевает в порах пласты и связывает вместе частицы пласты с образованием породно-пластичного композита.
После обработки свойства материала геосинтетического композита улучшаются по сравнению со свойствами необработанного геологического пласта. При этом увеличивается давление распространения трещин, соответственно изменяются прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, чтобы улучшить пластичность, трещиностойкость, прочность на сжатие и снизить проницаемость.
После того как зона обработана, ее подвергают испытанию на герметичность под давлением, и бурение может быть продолжено. В этот момент может быть целесообразно использовать буровой раствор с большей или меньшей плотностью, что относится к компетенции специалиста в этой области техники.
В настоящем изобретении компоненты могут непрерывно смешиваться в автоматизированной системе дозирования и перекачивания реагентов, которая представлена на фиг. 1. Ссылаясь на фиг. 1, позиция 1 представляет линию, по которой буровой раствор поступает из емкости для хранения бурового раствора, 2 представляет расходомер с механизмом обратной связи 12, который находится в связи с компьютерным регулятором, 3 означает клапан, 4 означает проточную смесительную камеру и 5 означает насос высокого давления. Расходомер и механизм обратной связи обеспечивают автоматическое регулирование при уменьшении потока из емкости для хранения бурового раствора. Различные компоненты, т. е. подходящие меламино-формальдегидные смолы, реакционноспособный сложный эфир (эфиры), имеющие по меньшей мере одну двойную углерод-углеродную связь, ненасыщенные термопластичные эластомеры, ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер, полиол, по-ли(гидрокси)простой эфир и др., хранятся в нескольких емкостях для компонентов, представленных как 9. Для иллюстрации представлены 4 емкости, однако их число может быть любым, как будет очевидно специалистам в этой области техники. Каждая емкость 9, содержащая химические компоненты, находится в неразрывной связи с проточной смесительной емкостью 4 с помощью трубопроводов или рукавов 11. В месте подсоединения трубопроводов или рукавов к емкостям компонентов 9 предпочтительно имеются клапаны (не показаны) с тем, чтобы в случае отсоединения рукава, оператор имел возможность получить индивидуально закрытую и незагрязненную емкость. Эти рукава могут представлять собой удобные автоматические, быстро подсоединяемые рукава, известные из уровня техники. На каждом трубопроводе или рукаве имеется насос 7 и расходомер 6. Кроме того, насос 7 и расходомер 6 при каждой емкости находится в связи с компьютерным регулятором, представленным позицией 8. Трубопроводы
- 9 -
009859
подводят компоненты от каждого расходомера 6, которые входят в проточную смесительную камеру в точке 10. Все эти трубопроводы, подводящие компоненты, могут быть подведены в секцию смещения в одной точке, как показано на фиг. 1, или они могут быть подведены в отдельных точках, как показано на
фиг. 2.
Различные компоненты могут смешиваться в закрытом, проточном устройстве смешения 4 до закачивания в скважину. Для инжекции смеси реагентов в скважину можно использовать насос 5, который может быть частью буровой или установки для капитального ремонта скважины. Кроме того, в объем изобретения входит насос, используемый для инжекции смеси реагентов в скважину, который может быть специальным насосом высокого давления, таким как цементировочный насос или интенсифицирующий насос, который не является составной частью буровой установки или установки для капитального ремонта скважины.
Процессом можно управлять вручную, но предпочтительно он автоматизированно регулируется компьютером для того, чтобы точно инжектировать все компоненты в различных сочетаниях и соотношениях, выбранных потребителем, в зависимости от типа химического состава. Подходящие типы компьютерного регулирования могут быть известны специалистам в этой области техники. Например, может быть подходящей система регулирования цикла. Проточный смеситель и система компьютерного регулирования улучшают процесс, поскольку при многих химических обработках, используемых в буровых скважинах, часто применяются химикалии, которые токсичны для людей и окружающей среды. Это воздействие химикалий иногда происходит во время смешивания в открытых резервуарах. Кроме того, во многих смесительных резервуарах имеется 'застойная зона', и этот объем невозможно удалить в ходе обработки. Этот избыточный объем должен быть удален вместе с текучими средствами, применяемыми для очистки резервуара после использования, который загрязнен токсичной смесью реагентов. Таким образом, способ настоящего изобретения устраняет потребность в смесительных резервуарах, в очистке смесительных резервуаров и уменьшает количество сточных жидкостей, которые должны быть удалены после проведения обработки. Настоящий способ улучшает безопасность, ослабляет проблемы защиты окружающей среды при удалении отходов и уменьшает степень воздействия опасных химикалиев на персонал. Значительно уменьшаются проблемы техники безопасности и охраны труда. Способ может быть использован для смесей материалов для химической обработки вместе с буровыми растворами и растворами для завершения бурения или только с раствором для химической обработки.
Настоящее изобретение обеспечивает следующие преимущества.
1. Улучшение логистики: необходимые материалы и добавки можно хранить на буровой площадке в исходном виде, без необходимости в предварительном смешивании материалов в производственном помещении удаленного размещения и транспорта материалов к буровой скважине до каждой операции.
2. Уменьшение/исключение емкости для выдерживания: отпадает необходимость в комбинировании необходимого материала с одним или несколькими другими необходимыми материалами или добавками в большой емкости для выдерживания до операции. Это особенно важно для бурения в открытом море.
3. Экономия времени: состав суспензии можно отрегулировать и модифицировать к моменту ее смешивания и закачивания. Может быть реализован непосредственный производственный цикл (т.е. требуемую суспензию можно быстро получить в правильном соотношении, в момент потребности).
4. Точность: поскольку не требуется предварительное смешивание, можно поддерживать однородность смеси. Кроме того, можно поддерживать точную концентрацию добавок, что также существенно при выполнении операций высокого качества.
5. Уменьшение отходов: суспензия может быть получена, когда это необходимо, поэтому нет необходимости в предварительном приготовлении больших объемов обработанных материалов, которые, в конечном счете, не будут использованы.
Следующие примеры приведены с целью иллюстрации описанного здесь изобретения. Эти примеры предназначены только для иллюстрации, и никоим образом не должны рассматриваться с целью ограничения объема изобретения.
Примеры 1-3.
В примерах 1-3 продемонстрировано промысловое применение состава с использованием по меньшей мере одной меламино-формальдегидной смолы или смеси меламино-формальдегидных смол, необязательно компаундированных с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром, растворимых в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворимых в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами; и необязательно с другими добавками, которые выбирают из одного или нескольких из группы: связывающие агенты; суспендирующие агенты; красители; утяжелители; материалы для борьбы с поглощением и другие добавки, известные из уровня техники.
Пример 1.
Было осуществлено множество обработок в семи скважинах, имеющих необсаженные интервалы ствола скважины на глубине приблизительно между 2740 м (9000 футов) и 5490 м (18000 футов) на газо
- 10 -
009859
вом месторождении в Южном Техасе. В этом диапазоне глубин встречаются статические геотермальные температуры приблизительно между 113 и 160°С (235 и 320°F). Эти скважины вскрывают множество геологических пластов в этом интервале глубин. Обычно вскрытые пласты в стволе скважины описываются как последовательность проницаемых слоев песчаника, разделенных интервалами глинистого сланца и илистыми отложениями. Углеводороды, главным образом газообразные, из некоторых вскрытых слоев песчаника добывают из других скважин в месторождении. При добыче снижается давление в порах этих пластов, и снижается давление возникновения и распространения трещин. В других вскрытых, проницаемых песках, содержащих углеводороды, добыча не производится, и в них сохраняется исходное давление в порах пласта и соответствующие повышенные значения давления возникновения и распространения трещин. В некоторых случаях масса бурового раствора, необходимая для уравновешивания давления в порах непродуктивных пластов, превышает значения давления возникновения и распространения трещин в ранее продуктивных пластах. Обычно проводят крепление и цементирование обсадных колонн в стволе скважины для того, чтобы изолировать геологические пласты с такими различиями по давлению и прочности.
Невозможность изолировать пласты с такими различиями по давлению и свойствам обычно приводит к растрескиванию более слабого пласта, что вызывает потери циркуляции. Если потери циркуляции невозможно предотвратить или подавить, то может возникнуть неконтролируемый поток углеводородов (или других жидкостей под давлением) между пластами или на поверхность. Такой неконтролируемый поток из ствола скважины называется в уровне техники фонтанированием. В скважине № 1 этого исследования более слабый пласт растрескивается под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования давления в порах от ранее непродуктивного пласта. Зона поглощения (потери циркуляции) находится на глубине приблизительно 12000 футов (3658 м), что на 3000 футов (914 м) глубже, чем башмак предварительной обсадной колонны. Наблюдается сильная и трудно контролируемая потеря циркуляции. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав, в расчете на окончательное количество 159 л (42 галлона, 1 баррель) раствора:
50.7 л (13,4 галлона) буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла
2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон)
63.8 л (16,8 галлона) меламино-формальдегидная смола Resimene 755 16,0 л (4,2 галлона) монобутиловый эфир этиленгликоля
145,6 кг (323,6 фунтов) гематит
1.4 кг (3,06 фунтов) катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопро-
пиловом спирте, 40 мас.%)
4.5 кг (10 фунтов) Magma Fiber Regular (крупный волокнистый материал, для борьбы
с поглощением)
2,3 кг (5 фунтов) Magma Fiber Fine (мелкий волокнистый материал, для борьбы с
поглощением)
Плотность исходного бурового раствора составляет 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон). Добавление мела-мино-формальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность раствора. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон). Обработку проводят следующим образом.
1. Вытягивают конец бурильной колонны до 2740 м (9000 футов), непосредственно внутри башмака предварительной обсадной колонны диаметром 24,5 см (9-5/8 дюйм).
2. Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы (состав указан выше) вниз бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.
Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие жидкости до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины. Это обусловлено тем, что смола полностью растворима в буровом растворе и объединяется с буровым раствором, образуя обрабатывающую смесь. В состав первого состава входит взаимный растворитель для того, чтобы обеспечить полную совместимость между буровым раствором и смесью смол. Однако растворитель исключают из последних технологических операций, благодаря полной совместимости смолы с буровым раствором и отсутствию воды в большинстве обрабатываемых пластов.
3. Закрывают кольцевой противовыбросовый предохранитель, чтобы остановить циркуляцию жидкости из скважины и подготовить нагнетание смолы для обработки зоны потери циркуляции.
4. Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы, содержащей материал, для борьбы с поглощением, в зону поглощения с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.
5. Когда вся смесь смолы вытеснена из бурильной трубы, закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) жидкости вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить задний фронт смеси смолы на глубине ниже конца бурильной трубы, но выше верха зоны потери циркуляции.
6. Закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) вытеснителя ниже межтрубного пространства,
- 11 -
009859
чтобы полностью вытеснить задний фронт смеси смолы до уровня чуть выше верха зоны потери циркуляции.
7. Выдерживают скважину в закрытом состоянии в течение 8 ч до возобновления буровых работ.
При этой обработке полностью не устраняется поглощение бурового раствора. Однако при этом герметизируется вскрытые зоны высокого давления, из которых газ проходил в ствол скважины. Следовательно, устранена опасность потери контроля над скважиной за счет уменьшения потерь и герметизации зон фонтанирования. Какая-либо другая обработка этого проблемного интервала не требуется.
Пример 2.
В скважине № 2 этого исследования вскрытый истощенный пласт (с пониженным давлением) растрескивался под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования во вскрытой зоне высокого давления. Это вызвало поглощение бурового раствора и прекращает процесс бурения с целью углубления ствола скважины. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав, в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) жидкости:
50,9 л (13,4 галлона) буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла
2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон)
63.8 л (16,8 галлон) меламино-формальдегидная смола Resimene 755 16,0 л (4,2 галлона) монобутиловый эфир этиленгликоля
147,6 кг (328,3 фунтов) гематит
3,4 кг (7,65 фунтов) катализатор - муравьиная кислота (88%)
2,3 кг (5 фунтов) Magma Fiber Regular (крупный волокнистый материал, для борьбы с
поглощением)
2.3 кг (5 фунтов) Magma Fiber Fine (мелкий волокнистый материал, для борьбы с по-
глощением)
Плотность исходного бурового расхода составляет 2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон). Добавление мела-мино-формальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность флюида. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,02 кг/л (16,8 фунт/галлон).
Обработку проводят, используя следующую методику.
1. Вытягивают конец бурильной колонны до 90 м (300 футов) выше зоны потери циркуляции.
2. Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы (состав указан выше) ниже бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.
Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие жидкости до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины.
3. Закрывают кольцевой противовыбросовый предохранитель, чтобы остановить циркуляцию жидкости из скважины и подготовить нагнетание смолы для обработки зоны потери циркуляции.
4. Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы, содержащей материал для борьбы с поглощением, в зону поглощения с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.
5. Вытесняют задний фронт смеси смолы до уровня 30 м (100 футов) выше верха зоны потери циркуляции.
6. Выдерживают скважину в закрытом состоянии в течение 8 ч до возобновления буровых работ. После этой обработки плотность бурового флюида увеличивается до 2,06 кг/л (17,2 фунт/галлон), и
ствол скважины углубляют до общей заданной глубины без поглощения бурового раствора. Пример 3.
В скважине № 3 используют обработку смолой для укрепления пласта до стимулированной потери циркуляции. В эту скважину закачивают обрабатывающую смолу для того, чтобы "залечить" зону потери циркуляции и герметизировать зону фонтанирования высокого давления на меньшей глубине. Герметизация зоны фонтанирования позволяет снизить плотность бурового флюида, который будет использован при углубленном бурении. Пониженная плотность бурового раствора обеспечивает бурение ослабленного пласта до большей глубины без растрескивания пласта и стимулированной потери циркуляции.
После бурения ослабленного пласта до большей глубины слабый пласт обрабатывают смесью смолы для того, чтобы укрепить пласт и повысить давление распространения трещин вблизи ствола скважины. Используют следующую смесь, в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) жидкости:
77.9 л (20,5 галлон) буровой раствор на основе обратной эмульсии дизельного масла
1,92 кг/л (16,0 фунт/галлон) 63,8 л (16,8 галлон) меламино-формальдегидная смола Resimene 755
72,5 кг (161 фунт) гематит
3.4 кг (7,65 фунтов) катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопропи-
ловом спирте, 40 мас.%).
- 12 -
009859
Для этой обработки используют технологию интервального продавливания раствора. Технология включает следующие операции.
1. Спускают бурильную колонна и маркируют общую глубину. Общая глубина ствола скважины располагается приблизительно на 30 м (100 футов) ниже дна слабого интервала, который будет обрабатываться. Слабый пласт имеет толщину около 45 м (150 футов).
2. Вытягивают бурильную колонну на 15 м (50 футов) выше общей глубины.
3. Заливают 30 баррелей (4770 л) смеси смолы поперек и выше верха слабого пласта. Высота столба смеси смолы составляет приблизительно 120 м (400 футов). Заливают избыточный объем смолы, обеспечивая инжекцию смолы в матрицу пласта. Заливку выполняют, подавая насосом смесь смолы в бурильную колонну, закачивая жидкость (обычно буровой раствор) после смолы для того, чтобы смесь смолы переместилась из конца бурильной колонны в кольцевой зазор между стволом скважины и бурильной колонной. Этот кольцевой зазор открыт на поверхности, чтобы обеспечить циркуляцию жидкости из ствола скважины при размещении смеси смолы.
4. После заливки смеси смолы в ствол скважины бурильную колонну вытягивают наверх до башмака предварительной обсадной колонны.
5. Кольцевой противовыбросовый предохранитель закрывают.
6. Жидкость закачивается вниз бурильной колонны, чтобы подавать смолу в слабый пласт.
7. Радиальное проникновение смолы в ствол скважины можно рассчитать по величине объема жидкости, нагнетаемой в пласт, пористости пласта, толщине (высоте) пласта и диаметру ствола скважины. При такой обработке рассчитанная радиальная длина проникновения смолы составляет 0,6 м (1,9 футов).
8. После заливки смолы в пласт, скважину закрывают в течение 6 ч до очистки от отвержденной смолы из ствола скважины и возобновления буровых работ для углубления скважины.
Плотность бурового раствора увеличивают до более 2,04 кг/л (17,2 фунт/галлон) в течение буровых работ до полной глубины, без потери циркуляции. Обработка смолой эффективно укрепляет пласт вблизи ствола скважины.
Описанный выше способ в этом экспериментальном исследовании скважины № 3 повторяют еще в четырех скважинах с аналогичными, успешными результатами. Примеры 4-10.
Примеры от 4 до 20 демонстрируют получение различных составов и включают общее описание и количество каждого компонента (мас.%). Продукт Veova(tm) является торговым названием версатиковых кислот C9-C11, он доступен от фирмы Resolution Performance Products. Полимер Kraton(r) - это торговая марка насыщенных термопластичных эластомеров, промышленно доступных от фирмы Kraton(r) Polymer. Смола Resimene(r) - это торговая марка для меламино-формальдегидных смол, которые про-мышленно доступны от фирмы Solutia, Inc. Смола CYMEL(r) - это торговая марка для меламино-формальдегидных смол, промышленно доступных от фирмы Cytec Industries. Каждая из этих композиций может быть использована в некоторых вариантах воплощения настоящего изобретения, и представляют диапазон различных свойств полученных отвержденных материалов.__
ПРИМЕР 4 Компоненты
Описание/Назначение
Количество (масс.%)
Veova -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Триметакрилат триметилолпропана
Трифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент
Монобутиловый эфир этиленгликоля
Взаимный растворитель
7.5
KratonD-1122X
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Kraton G-1780M
Насыщенный, термопластичный эластомер звездообразной формы
2,5
Всего
100
ПРИМЕР 5
Veova -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатый мономер
Триметакрилат триметилолпропана
Трифункциональный акрилатый мономер/сшивающий агент
Монобутиловый эфир этиленгликоля
Взаимный растворитель
Kraton D-1122X
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Всего
100
- 13 -
009859
ПРИМЕР 6
Veova -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Диакрилат трипропиленгликоля
Дифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент
Монобутиловый эфир этиленгликоля
Взаимный растворитель
KratonD-1122X
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Всего
100
ПРИМЕР 7
Veova -10 Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилат мономер
Resimene 755
Бутилированный амин/сшивающий агент смолы
Монобутиловый эфир этиленгликоля
Взаимный растворитель
KratonD-1122X
Всего. ПРИМЕР 8
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
'. foo ~
Veova -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Resimene СЕ-6550
Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы
Монобутиловый эфир ! Взаимный растворитель этиленгликоля
KratonD-1122X Ненасыщенный, термопластичный
: эластомер радиальной формы
Всего
10 100
ПРИМЕР 9
Veova -10, Мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Resimene СЕ-6550
Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы
Диметакрилат трипропиленгликоля
Дифункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент
KratonD-1122X Всего
Ненасыщеннй, термопластичный эластомер радиальной формы
' 100 \
ПРИМЕР 10
Мономер Veova -10
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Resimene СЕ-6550
Совместно этерифицированный амин/сшивающий агент смолы
Диметакрилат трипропиленгликоля
Нефункциональный акрилатный мономер/сшивающий агент
KratonD-1122X
Ненасыщенный, термопластичный эластомер радиальной формы
Всего
100
Пример 11.
В примере 11 продемонстрировано применение на промысле альтернативного состава смолы, содержащей смесь по меньшей мере одного реакционноспособного сложного эфира, имеющего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь по меньшей мере одного ненасыщенного термопластичного эластомера, содержащего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, раство
- 14 -
009859
римого в реакционноспособном сложном эфире, и по меньшей мере одного ди- или три-функционального акрилатного или метакрилатного мономера, растворимого в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих С7-С2о олефины, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, и также растворимые в дизельных и минеральных маслах и их смесях с С7-С20 олефинами, сложными эфирами и парафиновыми маслами; и необязательно содержащих другие добавки, которые выбирают из одного или нескольких связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением, и других добавок, известных из уровня техники, или их любых сочетаний и, кроме того, необязательно содержащей насыщенный термопластичный эластомер.
Смесь смол применяют для того, чтобы удалить обсадную колонну из глубоководной эксплуатационной скважины в Мексиканском заливе. Верхнее месторождение Yellow sand было разработано предварительно с помощью другой скважины на промысле. Нижнее месторождение Yellow sand представляет собой продуктивный пласт для этой новой скважины и находится под исходным давлением, до добычи. Масса бурового раствора, которая требуется для регулирования давления пласта в нижнем Yellow sand, была близка или немного превышала давление возникновения трещин в истощенном верхнем месторождении Yellow sand.
Верхнее месторождение Yellow sand находится на измеренной глубине между 6065 м (19900 футов) и 6115 м (20065 футов). Динамическая температура на забое скважины составляет 68°С (155°F) и статическая температура на забое скважины оценивается равной 85°С (185°F). Гидростатическое давление колонны бурового раствора в стволе скважины в процессе бурения верхнего месторождения Yellow sand составляет приблизительно на 414 бар (6000 фунт/кв. дюйм) больше, чем давление в порах пласты. Такое значительное избыточное давление увеличивает риск растрескивания в верхнем месторождении Yellow sand при бурении. Требуется повышенная плотность бурового раствора для бурения и регулирования повышенного давления в порах нижнего месторождения Yellow sand. Это повышенное гидростатическое давление может превысить давление возникновения трещин в верхнем месторождении Yellow sand.
Была предусмотрена обработка смолой с целью укрепления верхнего месторождения Yellow sand до бурения нижнего Yellow sand, в качестве части проекта эксплуатации скважины. Эта обработка устранила необходимость монтажа дополнительной стальной обсадной колонны для изоляции верхнего и нижнего месторождения Yellow sands.
В буровой раствор добавляют смесь акрилатных мономеров. До укрепления верхний пласт Yellow sand имел прочность на сжатие приблизительно от 1,38 до 2,07 бар (от 20 до 30 фунт/кв. дюйм) и проницаемость между 0,50 и 0,60 мкм2 (от 500 до 600 мД). После укрепления отвержденной смолой прочность на сжатие песчаника составила приблизительно от 9,65 до 12,06 бар (140-175 фунт/кв. дюйм), и проницаемость равна нулю. Не был зарегистрирован поток через керн или растрескивание материнской породы при перепаде давления, равном 103,35 бар (1500 фунт/кв. дюйм).
Состав смолы:
87.3 л (23,1 галлона) Буровой раствор (1,54 кг/л или 12,8 фунт/галлон) 42,7 л (11,3 галлона) Диметакрилат полиэтиленгликоля 400, мономер
14.4 л (3,8 галлона) Триметакрилат триметилолпропана, мономер
45.05 кг (100,1 фунт) Барит
0,07 кг (0,15 фунт) катализатор - Гидропероксид трет-бутила
Отметим, что во время проведения этого исследования мономер Veova-10 не был доступен, и он отсутствовал в составе, однако введение Veova-10 было бы предпочтительным. Методика.
Для этой обработки используют технологию интервального продавливания раствора. Методика включает следующие операции.
1. Спускают бурильную колонна и маркируют общую глубину. Общая глубина ствола скважины располагается приблизительно на 30 м (100 футов) ниже дна слабого интервала, который будет обрабатываться. Слабый пласт имеет толщину около 38 м (125 футов). Диаметр скважины составляет в среднем от 21,6 до 22,9 см (8,5-9 дюйм) всего этого пласта.
2. Вытягивают бурильную колонну на 15 м (50 футов) выше общей глубины.
3. Заливают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы поперек и выше верха слабого пласта. Высота столба смеси смолы составляет приблизительно 210 м (700 футов). Заливают избыточный объем смолы, обеспечивая инжекцию смолы в матрицу пласта. Заливку выполняют, подавая насосом смесь смолы в бурильную колонну, закачивая жидкость (обычно буровой раствор) после смолы, чтобы смесь смолы переместилась из конца бурильной колонны в кольцевой зазор между стволом скважины и бурильной колонной. Этот кольцевой зазор открыт на поверхности, чтобы обеспечить циркуляцию жидкости из ствола скважины при размещении смеси смолы.
4. После заливки смеси смолы в ствол скважины бурильную колонну вытягивают наверх приблизительно на 90 м (300 футов) выше верха смолы, залитой в ствол скважины.
5. Кольцевой противовыбросовый предохранитель закрывают.
6. Жидкость закачивают вниз бурильной колонны, чтобы продавить смолу в слабый пласт.
- 15 -
009859
7. Радиальное проникновение смолы в ствол скважины можно рассчитать по величине объема жидкости, нагнетаемой в пласт, пористости пласта, толщине (высоте) пласта и диаметра ствола скважины. При такой обработке рассчитанная радиальная длина проникновения смолы составляет 1,5 м (4,8 футов).
8. После заливки смолы в пласт, скважину закрывают в течение 8 ч до очистки от отвержденной смолы из ствола скважины и возобновления буровых работ для углубления скважины.
4. Плотность бурового раствора увеличивают до более 1,67 кг/л (13,9 фунт/галлон) в течение буровых работ до полной глубины, причем потери циркуляции не происходит. Обработка смолой эффективно укрепляет пласт вблизи ствола скважины. По данным расчета состав проникает в пласт приблизительно на 1,5 м (4,8 фута) и объединяется с песчаником, образуя пластичный композит.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ укрепления ствола скважины во вскрытом геологическом пласте, который включает в себя стадии, на которых
измеряют или оценивают свойства материалов вскрытого геологического пласта;
определяют изменения, которые необходимо внести в свойства материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы достичь желаемых улучшений материала указанного вскрытого геологического пласта;
обрабатывают геологический пласт с целью получения улучшенных свойств материала за счёт инжектирования состава, который отверждается in situ с образованием геосинтетического композита, причем состав содержит по меньшей мере одну меламино-формальдегидную смолу, причем меламино-формальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами.
2. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит по меньшей мере один полиол и/или поли(гидрокси)простой эфир.
3. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит одну или несколько добавок, выбранных из катализаторов и ингибиторов или их любых сочетаний, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации.
4. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит насыщенный термопластичный эластомер.
5. Способ по п.1, в котором состав дополнительно содержит полиол, который растворим в мелами-но-формальдегидной смоле, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.
6. Способ по п.1, в котором меламино-формальдегидную смолу смешивают с по-ли(гидрокси)простым эфиром, который растворим в реакционноспособном компоненте, а также в углеводородной фазе бурового раствора или раствора, завершающего бурение.
7. Способ по п.1, в котором состав содержит по меньшей мере один реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, который выбирают из виниловых сложных эфиров версатиковых кислот и виниловых сложных эфиров жирных кислот с длинной цепочкой, по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимый в реакционноспособном сложном эфире; ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер и неводные буровые растворы, выбранные из группы, состоящей из олефинов С7-С20, сложных эфиров, парафиновых масел, дизельных и минеральных масел, олефинов C7-C20, сложных эфиров и парафиновых масел.
8. Способ по п.5, в котором состав дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением и их сочетаний.
9. Способ по п.1, в котором количество состава, применяемого при обработке геологического пласта, определяют на основании расстояния минимального радиального проникновения состава для химической обработки, которое будет необходимо для получения желательного улучшения характеристик геологического пласта.
10. Способ по п.1, в котором количество применяемого состава определяют исходя из расстояния радиального проникновения от ствола скважины, длины обрабатываемого интервала, диаметра ствола скважины и пористости геологического пласта.
11. Способ по п.1, в котором характеристики пласта выбирают из давления разрыва и проницаемости.
12. Способ по п.1, в котором стадия обработки включает
заливку состава через часть вскрытого геологического пласта и выше части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке;
закрывание кольцевого противовыбросового предохранителя и
- 16 -
009859
закачивание дополнительного обрабатывающего раствора в ствол скважины, чтобы продавить состав в пласт.
13. Способ по п.12, в котором стадию заливки состава в ствол скважины выполняют путем инжек-ции обрабатывающего раствора через бурильную колонну в нижнюю часть или вблизи нижней части вскрытого геологического пласта, который подлежит обработке.
14. Способ по п.13, который дополнительно включает в себя стадию вытягивания наверх бурильной колонны приблизительно до верха залитого обрабатывающего раствора.
15. Способ по п.14, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения выше залитого обрабатывающего раствора.
16. Способ по п.15, в котором бурильную колонну вытягивают наверх до положения на 90 м выше залитого обрабатывающего раствора.
17. Способ по п.13, в котором после закачивания дополнительного обрабатывающего раствора содержимое ствола скважины циркулируют за пределы ствола скважины.
Фиг. 1
ЛИНИИ ВЫВОДА КОМПОНЕНТОВ
3 :i
Клапан на трубопроводе подачи бурового раствора
Секция статичного смесителя
_ ^_ к насосу высокого
/ давления Направление потока
Фиг. 2
- 17 -
009859
•7.2 h-Q
'0,8
oL_I_111111
0 5 JO 15 20 25: 30 35
ВРЕМЯ (мин) -*~
Фиг. 3
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 18 -