EA010193B1 - Буровой раствор переменной плотности - Google Patents
Буровой раствор переменной плотности Download PDFInfo
- Publication number
- EA010193B1 EA010193B1 EA200700054A EA200700054A EA010193B1 EA 010193 B1 EA010193 B1 EA 010193B1 EA 200700054 A EA200700054 A EA 200700054A EA 200700054 A EA200700054 A EA 200700054A EA 010193 B1 EA010193 B1 EA 010193B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling fluid
- compressible
- pressure
- wellbore
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 134
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 90
- 229910001285 shape-memory alloy Inorganic materials 0.000 claims description 70
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 43
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 41
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 30
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 25
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 22
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 21
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 15
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 12
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 10
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 4
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 abstract description 4
- 229910000734 martensite Inorganic materials 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 13
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000011257 shell material Substances 0.000 description 5
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001566 austenite Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 copper-aluminum-zinc Chemical compound 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 229910000881 Cu alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 description 1
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001297 Zn alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- HZEWFHLRYVTOIW-UHFFFAOYSA-N [Ti].[Ni] Chemical compound [Ti].[Ni] HZEWFHLRYVTOIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WCERXPKXJMFQNQ-UHFFFAOYSA-N [Ti].[Ni].[Cu] Chemical compound [Ti].[Ni].[Cu] WCERXPKXJMFQNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000003542 behavioural effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910001000 nickel titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 description 1
- 229920005597 polymer membrane Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/16—Clay-containing compositions characterised by the inorganic compounds other than clay
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Одним воплощением изобретения является буровой раствор переменной плотности, содержащий сжимаемый материал в виде частиц, в котором плотность бурового раствора меняется в ответ на изменения давления на глубине. Вторым воплощением изобретения является способ изменения плотности бурового раствора, содержащий оценку градиента порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта и выбор бурового раствора со сжимаемыми материалами, где эффективная масса раствора сохраняется между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта по меньшей мере на одном интервале ствола скважины. Третьим воплощением изобретения является устройство для бурения ствола скважины.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данный патент, в целом, относится к подземным стволам скважин. Более конкретно, данный патент относится к буровому раствору и способу и устройству для минимизации или устранения необходимости в обсадной трубе ствола скважины.
Предшествующий уровень техники
Традиционно при создании ствола скважины в нем устанавливают ряд обсадных труб для предотвращения разрушения стенки ствола скважины и для предотвращения нежелательной утечки бурового раствора в формацию или притока текучей среды из формации в ствол скважины. Ствол скважины типично бурят в интервалах, в соответствии с чем обсадная труба (такая, как стальная труба), которую следует располагать в нижнем интервале ствола скважины, опускается через предварительно установленную обсадную трубу верхнего интервала ствола скважины. Вследствие данной процедуры обсадная труба нижнего интервала имеет диаметр меньший, чем обсадная труба верхнего интервала. Следовательно, обсадные трубы имеют диаметры, которые уменьшаются по направлению вниз. Цементные кольцевые пространства типично образованы между внешними поверхностями обсадных труб и стенкой ствола скважины для герметизации обсадных труб от стенки ствола скважины и предотвращения протекания потока текучей среды из нижних интервалов между стенкой ствола скважины и обратной стороной обсадных труб.
В большинстве скважин наиболее критическая роль системы обсадных труб и цементирования заключается в увеличении минимального градиента давления гидравлического пласта для обеспечения возможности непрерывного бурения. Как правило, при бурении скважины градиент порового давления и градиент давления гидравлического разрыва пласта увеличиваются с фактической вертикальной глубиной скважины. Типично для каждого интервала бурения используется плотность раствора (масса раствора), которая превышает градиент порового давления, но является меньшей, чем градиент давления гидравлического разрыва пласта.
Как только скважину делают глубже, масса бурового раствора увеличивается для сохранения безопасного предела свыше градиента порового давления. Если массе раствора дать понизиться ниже градиента порового давления, скважина может дать выброс. Выброс заключается в притоке текучей среды формации в ствол скважины. Выбросы могут привести к опасным ситуациям и экстравысоким стоимостям скважин для восстановления контроля в скважине. Если масса бурового раствора увеличивается слишком намного, она превысит градиент давления гидравлического разрыва на верху бурового интервала (обычно это находится в местоположении с наименьшим градиентом давления гидравлического разрыва). Это нормально приводит к поглощению бурового раствора пластом. Типично поглощение бурового раствора происходят, когда буровой раствор течет в разрыв (или другой шпур) в формации. Поглощения бурового раствора пластом приводят к большим объемам потерь раствора, которые являются дорогими, требуют замены бурового раствора и рабочего времени для обработки и замены бурового раствора. Потери раствора также понижают забойное давление в стволе скважины, которое может привести к выбросу. Кроме того, потери бурового раствора приводят к шламу, который не удаляется из ствола скважины. Шлам может затем накапливаться вокруг бурильной колонны, вызывая заклинивание бурильной колонны. Заклиненная бурильная труба является трудной и дорогостоящей проблемой, которая часто имеет следствием отказ интервала или всей скважины.
Для предотвращения появления приведенной выше ситуации общепринятая практика обычно включает эксплуатацию и цементирование стальной обсадной колонны в скважине. Обсадная труба и цемент служат для блокировки прохода, чтобы давление раствора прикладывалось к пласту над глубиной башмака обсадной колонны. Это позволяет массе раствора увеличиваться так, чтобы можно было бурить следующий буровой интервал. Данная процедура, как правило, повторяется при использовании снижения размеров долота и обсадных труб до тех пор, пока скважина не достигнет планируемой глубины. Процесс спускоподъемной операции, спуска обсадных труб и цементирования может являться причиной затрат от 25 до 65% времени, требуемого для бурения скважины. Спускоподъемная операция является процессом вытаскивания бурильной колонны или спуска бурильной колонны в скважину. Так как стоимости скважин первично управляются требуемым временем бурения для создания скважины, данные процессы могут увеличить стоимость бурения скважины. Кроме того, при традиционном процессе бурения конического шпура с использованием стальной обсадной трубы окончательный размер шпура, который достигается, может не быть используемым или оптимальным и обсадные трубы и операции цементирования, по существу, увеличивают стоимости скважин.
Как следствие описанного расположения буровых труб, в верхней части ствола скважины требуются относительно большие диаметры ствола скважины. Большие диаметры ствола скважины приводят к увеличенным стоимостям благодаря времени для бурения стволов, времени установки всех обсадных труб, стоимости обсадных труб и потребления бурового раствора. Более того, увеличение времени монтажа буровой установки и стоимости затрагиваются вследствие требуемого отключения бурового трубопровода, накачивания цемента, затвердевания цемента, требуемых изменений оборудования из-за изменений в диаметрах стволов, которые бурят в направлении скважины, включения бурового трубопровода и большого объема шлама, который бурят и удаляют.
- 1 010193
Для разведочных скважин снижение в размере стволов с увеличением глубины может привести к недостижению планируемой конечной глубины или недостижению планируемой конечной глубины с достаточным размером ствола для работы регистрирующих инструментов для полной оценки формации. Типично открытый ствол по меньшей мере 0,1524 м (6 дюймов) является необходимым для полной оценки формации. Для некоторых скважин необходимость установки обсадной трубы для обеспечения градиента порового давления и градиента давления гидравлического разрыва приводит к рассмотрению размера ствола. Для опытных скважин телескопическая природа скважины снижает конечный размер ствола в пласте. Данное снижение контактного размера скважины с резервуаром может снизить скорость производительности скважины, таким образом снижая рабочие характеристики скважины. Как правило, больший размер скважины увеличивает производительность скважины для данной депрессии. Депрессия представляет собой различие между давлениями текучей среды в пласте и в скважине.
Современные технологии, используемые для решения проблем, обсуждаемых выше, особенно в глубинных скважинах, включают использование бурильной системы с двойным (или множественным) градиентом. Например, патент США № 4099583 раскрывает бурильную систему с двойным градиентом. В данном способе более легкая жидкость впрыскивается в возвратный кольцевой канал раствора (типично в стояк) или другом проходе для снижения плотности бурового раствора сверху точки впрыска. Это помогает достичь большего соответствия профиля градиента давления бурового раствора желательному профилю градиента давления, т.е. соответствия между профилями градиента порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта. Буровые системы с множественным градиентом могут снижать требуемое количество обсадных колонн возможно до одной или двух. Однако данные системы являются механически сложными, являются очень дорогими для реализации, создают эксплуатационные трудности (например, для контроля скважины) и все еще приводят к конусным стволам скважин.
Патенты США №№ 6530437 и 6588501 раскрывают способ бурения с множественным градиентом и устройство для снижения гидростатического давления в подводных взбросах. Например, в патенте, выданном на имя Маиег с1 а1., впрыскиваются твердые полые сферы в протекающий раствор на дискретных местоположениях в стояке и в скважине ниже линии бурового раствора. Это обеспечивает ступенчатое снижение эффективной плотности бурового раствора над точкой впрыска. Кроме того, этот подход можно, в принципе, использовать для ступенчатого изменения плотности раствора в возвратном кольцевом канале таким образом, чтобы сохранить массу бурового раствора между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.
Для выполнения этого были бы необходимы точки составного впрыска на различных вертикальных позициях в кольцевом канале. Вертикальное положение данных точек впрыска также было бы необходимо для регулирования обеспечения непредвиденных отклонений в градиенте порового давления и градиенте давления гидравлического пласта. Данное ступенчатое снижение плотности бурового раствора может в лучшем случае только снизить количество промежуточных обсадных колонн на количество дополнительных точек впрыска. Данные системы, подобно традиционным системам с множественным градиентом, являются механически сложными, очень дорогими для реализации и создают эксплуатационные трудности (например, для контроля скважины).
Серии патентов США, принадлежащих ЛеШуЧепъ οί Ебшоиб ОК, раскрывают добавление различных жидких афронов к композициям буровых растворов, см., например, патенты США №№ 6422326, 6156708, 5910467 и 5881826. Жидкие афроны снижают плотность бурового раствора и потери циркуляционного потенциала раствора. Жидкие афроны представляют собой эмульсии масла в воде с высоким объемным соотношением масла и воды и имеют размер в 5-20 мкм. Небольшой объем данной эмульсии распыляют в буровой раствор с образованием коллоидных жидких афронов. Таким образом, создается очень большая поверхность раздела без большого расхода энергии. Коллоидные газовые афроны представляют собой микропузырьки 10-100 мкм в диаметре, покрытые многочисленными слоями поверхностно-активного вещества, и создаются при сдвиге жидкости свыше некоторой критической скорости сдвига. Использование газовых афронов не обеспечивает желательного сжатия объектов, что снижает количество требуемых промежуточных обсадных колонн.
Другая технология, используемая для обращения к некоторым проблемам, обсуждаемым выше, заключается в использовании твердых расширяемых колонны труб. Пример твердой расширяемой колонны труб раскрывается в патенте США № 6497289. Твердые расширяемые колонны труб являются специальными трубчатыми системами, которые прокладываются в скважину и расширяются. Расширение позволяет открытому стволу скважины быть облицованным при использовании колонны, которая имеет больший внутренний диаметр, чем тот, который можно было бы получить с помощью традиционной колонны труб. Твердая расширяемая система колонны труб позволяет использовать большее долото и/или дополнительные обсадные колонны для прокладки в скважину. В разрабатываемых скважинах это может облегчить прохождение в пласт ствола скважины большего размера. Для эксплуатируемых скважин наличие одной или двух дополнительных колонн труб может дать возможность скважине достичь планируемых результатов с используемым размером ствола скважины. В то время как некоторые аспекты твердой расширяемой колонны труб могут быть выгодными, существует несколько недостатков. Они включают время и стоимость, подключения, требования качества ствола, придание конусности и цемен
- 2 010193 тирование. Однако твердая расширяемая колонна труб не может снизить количество требуемых обсадных колонн.
Соответственно, существует необходимость в улучшенном буровом растворе, обеспечивающим минимизацию или устранение необходимости установки обсадных труб или колонн труб в стволе скважины, что устраняет упомянутые недостатки известных технологий обсадных труб. Настоящее изобретение решает данную задачу.
Сущность изобретения
Одним воплощением изобретения является буровой раствор переменной плотности. Буровой раствор содержит сжимаемый материал в виде частиц, в котором плотность бурового раствора изменяется в ответ на изменения давления.
Также раскрывается второе воплощение, которым является способ изменения плотности бурового раствора. Способ включает оценку градиента порового давления и градиента давления гидравлического разрыва пласта и выбор бурового раствора со сжимаемым материалом, где эффективная масса бурового раствора сохраняется между градиентом порового давления и градиентом гидравлического разрыва по меньшей мере на одном интервале ствола скважины.
Также раскрывается третье воплощение, которым является устройство для бурения ствола скважины. Устройство включает бурильную колонну с оборудованием низа бурильной колонны, и буровое долото на этом оборудовании, и средство для накачивания бурового раствора переменной плотности в ствол скважины для сохранения давления бурового раствора в стволе скважины между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва. В одном воплощении средство для накачивания бурового раствора с переменной плотностью является насосом, который закачивает буровой раствор вниз бурильной колонны через бурильное долото и обратно вверх по кольцевому каналу между бурильной колонной и стволом скважины.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 изображает плановую диаграмму типичной скважины.
Фиг. 2 - схему способа в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 3 является сравнительной иллюстрацией известной плановой диаграммы типичной скважины и плановой диаграммы скважины при использовании бурового раствора и способа согласно изобретению.
Фиг. 4 изображает фазовую диаграмму зависимости нагрузки от температуры для сплава с памятью формы в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 5 - диаграмму зависимости нагрузки от деформации для сплава с памятью формы в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 6 - диаграмму зависимости давления от глубины для сжимаемой полой частицы из сплавов с памятью формы в соответствии с настоящим изобретением.
Фиг. 7 А и 7В - диаграммы зависимости объема от давления для сжимаемых и разрушаемых материалов в виде частиц в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание
В следующем подробном описании и примере изобретение будет описываться в связи с его предпочтительными воплощениями. Однако, в дополнение к тому, что следующее описание является конкретным к особенному воплощению или особенному использованию изобретения, оно предназначено только для иллюстрации. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными воплощениями, описанными ниже, но, скорее, изобретение включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, принадлежащие действительной сфере применения прилагаемой формулы изобретения.
Фиг. 1 является иллюстрацией типичной кривой 1 градиента порового давления и кривой 3 градиента давления гидравлического разрыва с изображением традиционных точек 5 установки обсадных труб. Массы 7 бурового раствора устанавливаются так, чтобы данная точка установки обсадной трубы была над кривой 1 градиента порового давления, но под кривой 3 градиента давления гидравлического разрыва. Точки 5 установки обсадных труб допускают увеличенные минимальные градиенты давления гидравлического разрыва пласта в открытом стволе так, чтобы в стволе скважины можно было использовать буровой раствор с большей массой.
Было обнаружено, что можно адаптировать плотность бурового раствора с глубиной так, чтобы эффективная масса раствора сохранялась между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта на всех глубинах. Обнаружено также, что требуемое изменение плотности бурового раствора можно достичь при добавлении компонента в виде частиц, плотность которого является, по существу, отличной от плотности оставшейся жидкости и объем которого (и, следовательно, плотность) изменяется в ответ на давление. Эти компоненты могут включать различные формы, такие как сферы, кубы, пирамиды, сплюснутые или вытянутые сфероиды, цилиндры, подушки и/или другие формы или структуры. Далее, эти компоненты могут быть сжимаемыми полыми объектами, которые наполняются газом под давлением, или даже сжимаемыми твердыми материалами или объектами, как описывается дополнительно ниже.
Одно воплощение изобретения заключается в способе изменения плотности бурового раствора в стволе скважины на выбранном местоположении. Как показано на фиг. 2, градиент порового давления и
- 3 010193 градиент давления гидравлического разрыва пласта оцениваются на местоположении 10 ствола скважины. Выбирают буровой раствор переменной плотности для достижения эффективной массы раствора между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта предпочтительно на всех глубинах 11, но по меньшей мере на одном интервале ствола скважины. Ствол скважины можно затем бурить, используя буровой раствор 12 переменной плотности.
В одном воплощении буровой раствор переменной плотности содержит материалы в виде частиц, такие как сжимаемые (или разрушаемые) полые объекты. Более предпочтительно, чтобы сжимаемые полые объекты имели относительно небольшой диаметр и были наполнены газом (например, сферы, сплюснутые или вытянутые сфероиды, цилиндры, подушки или любой другой подходящей формы). Материал следует выбирать так, чтобы он достигал подходящего сжатия в ответ на изменения давления. Примеры подходящих материалов включают, но не ограничиваются ими, полимеры, полимерные композиты, металлы, сплавы металлов и/или ламинаты полимера или полимерного композита с металлами или сплавами металлов.
Предпочтительно только один состав бурового раствора был бы необходим. В данном случае используемый материал должен обеспечить изменение плотности бурового раствора на глубине, что позволило бы одному составу бурового раствора поддерживать давление бурового раствора между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта на всем протяжении ствола скважины. Если состав бурового раствора не может поддерживать его давление между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта, можно добавить дополнительную обсадную трубу, когда необходимо. Предпочтительно материал в буровом растворе переменной плотности выбирают, чтобы он имел благоприятное изменение плотности на глубине, где давление бурового раствора поддерживается между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта, по меньшей мере, с рядом обсадных труб.
Первоначальное внутреннее давление полого объекта можно выбрать на основании глубины, на которой желательны изменения в сжимаемости. На глубинах в колонне с буровым раствором, для которых давление составляет ниже первоначального внутреннего давления, механические свойства оболочечного материала такие, как модуль Юнга, и дифференциальное давление по оболочке контролируют изменение объема объектов. На глубинах, на которых давление в колонне с раствором составляет выше первоначального внутреннего давления, изменение объема полых объектов постепенно становится преобладающим над сжимаемостью газа, если дифференциальное давление по стенке превышает давление разрушения полых объектов.
Сжатие данных полых объектов приводит к другому градиенту плотности раствора над и под глубиной, определяемой первоначальным внутренним давлением полых объектов. Смешивая объекты с различным первоначальным внутренним давлением и изменяя объемную фракцию и распределение первоначальных давлений, по мере того как растет глубина скважины, можно достичь желательного результата поддержания давления раствора между требуемыми границами.
Полые объекты можно частично наполнить жидкостью, смесями конденсируемых и неконденсируемых газов или любыми их комбинациями. Добавление конденсируемого газа или жидкостей предоставляет дополнительную упругость в адаптации изменения плотности раствора с глубиной. Например, при температуре и давлении границы фаз газ/жидкость конденсируемый газ сжижается с увеличением в плотности и соответствующим уменьшением в объеме. Снижение во внутреннем объеме объекта приведет к постепенному увеличению в эффективной плотности раствора на глубине и при температуре, соответствующих фазовому переходу. Дополнительным потенциальным преимуществом использования газовой смеси, содержащей конденсируемый газ, является ограниченный внутренний объем, занимаемый сжиженным газом, на глубинах более чем глубины, на которых он конденсируется. Так как сжимаемость жидкостей, как правило, является ниже, чем сжимаемость неконденсируемого газа, можно использовать объем жидкости для установки верхнего предела на деформацию, испытываемую стенкой полого объекта. Это может способствовать контролю усталостной долговечности гибких объектов, так как они совершают цикл между дном шпура и поверхностью.
Ограничение изменения объема большим количеством объектов с небольшим диаметром, смешанных с оставшейся жидкостью бурового раствора, позволяет адаптацию первоначального размера и формы объектов, достижение желательной реологии бурового раствора. Как точка гелеобразования бурового раствора, так и изменение его вязкости со скоростью сдвига изменяются при добавлении большого объема фракции предложенных сжимаемых объектов к раствору. Первоначальные свойства жидкой фазы предпочтительно выбираются так, чтобы точка гелеобразования полученного составного раствора являлась достаточной для суспендирования бурового шлама в кольцевом пространстве в ходе обычных операций, включая нециркулирующие операции. Кроме того, вязкость составного раствора удовлетворяет требованиям прокачиваемости без развития неприемлемых градиентов динамического давления в кольцевом пространстве. Это облегчается тем фактом, что как изменение точки гелеобразования, так и модификация вязкости составного бурового раствора со скоростью сдвига проявляют подобную функциональность для сжимаемой объемной фракции объекта, загруженного до 45%.
В случае сферической полой оболочки, требуемый предел прочности при растяжении определяется
- 4 010193 следующим соотношением:
Т=(Рг)/2й где Т является пределом прочности при растяжении,
Р представляет собой внутреннее давление, г является радиусом сферы, является толщиной стенки сферической оболочки.
Для сферы диаметром 1,0 мм с внутренним давлением 13,8 МПа (мегапаскалей) (2000 фунтов на кв.дюйм) и толщиной стенки 0,125 мм требуемый предел текучести материала будет составлять Т=27,6 МПа (40000 фунтов на кв.дюйм). Многие известные материалы имеют предел текучести, который удовлетворяет или превышает требуемый уровень.
Важным фактором является эффективная долговечность сфер, находящихся под давлением, благодаря вытеканию газа сквозь стенку. В случае кристаллического полимера полиэфирэфиркетона скорость проникновения газа для кислорода в случае дифференциального давления в 1 бар составляет приблизительно 852,5 см3/день/м2 для стенки толщиной 100 мкм при 25°С. Первоначальный объем газа в сфере с внутренним диаметром 1 мм при 136 атм составляет только 0,071 см3 при стандартных температурах и давлении. Скорость протекания для подобной сферы составляет тогда приблизительно 0,0152 см3/ч, и сфера потеряет приблизительно 2,95 МПа (428 фунта на кв.дюйм) от первоначального в 13,8 МПа (2000 фунтов на кв.дюйм) заряда за 1 ч и будет иметь полезную долговечность менее 1 ч. Следовательно, может быть полезным уменьшить скорость проникновения газа, если данная полимерная оболочка применяется для целей данного изобретения.
Было разработано несколько вариантов снижения скорости проникновения и создания материала, по существу, с низкой проницаемостью. Сферы можно изготовить более крупными с более тонкими стенками, чем в данном примере. Например, при данном соотношении 1/г долговечность увеличится как квадрат радиуса сферы. Сферы можно наполнить газами с большими молекулярными объемами, такими как 8Р6 (гексафторид серы), который обладает, по существу, низкими скоростями диффузии. 8Р6 имеет константу диффузии приблизительно в 100 раз меньше, чем СО2 (диоксид углерода) в полимерных мембранах. Стенку полимерной сферы можно наполнить частицами, такими как частицы слоистого глинозема, для действия в качестве барьеров для проникновения газов.
Альтернативно стенки полых объектов можно изготовить из металлов, ламинатов полимера и тонких металлических пленок или любого другого материала с достаточным пределом прочности при растяжении и подходящей низкой газовой проницаемостью. В случае металлических пленок и ламинатов металл/полимер предлагается, чтобы как прочность, так и проницаемость многих известных металлов и ламинатов полимер/металл были больше, чем достаточные, для удовлетворения требований как прочности, так и проницаемости для предложенного применения.
В одном воплощении предлагается то, что сжимаемые твердые объекты постоянно рециркулируют с протекающим буровым раствором. В данном воплощении сжимаемые объекты можно пропустить непосредственно через насосы на поверхности вниз бурильной колонны через бурильное долото и обратно по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины. Если необходимо, можно провести дополнительную стадию отделения на поверхности для отделения сжимаемых объектов от шлама и воспроизвести буровой раствор перед повторным вводом. Большое различие в плотности между сжимаемыми объектами и шламом может в большей степени облегчить любое разделение, чем это требуется.
В воплощении повторное введение объектов будет происходить ниже по потоку от насосов. Способы для постоянного введения твердых сфер в протекающий поток бурового раствора и для отделения твердых сфер от раствора уже раскрыты в патентной литературе, см., например, патенты США №№ 6530437 и 6588501.
Также, если является нежелательным пропускать сжимаемые объекты через насадки с высоким сдвигом на буровом долоте, сжимаемые объекты можно отводить вокруг долота. Один способ проведения этого будет заключаться в использовании подземного центробежного сепаратора сразу же над оборудованием низа бурильной колонны на буровой колонне с каналом бокового впрыска сразу же над указанным оборудованием для отвода сфер в возвратный кольцевой канал, обходя зону с высоким сдвигом на режущей поверхности.
Другие предвиденные и непредвиденные преимущества изобретения могут достигаться при добавлении эластичных полых объектов под давлением к композиции раствора. Например, добавление подобных объектов может снизить трение между вращающейся буровой колонной и стенкой. Релевантный предшествующий уровень техники включает, например, патент США № 4123367. В данном патенте раскрывается способ снижения сопротивления среды и крутящего момента на вращающейся буровой колонне при добавлении мелких сферических твердых стеклянных шариков к буровому раствору.
Добавление эластичных полых объектов под давлением к композиции бурового раствора может также частично уменьшить поглощение бурового раствора. В ситуации поглощения бурового раствора частично сжатые полые объекты, повторно циркулирующие с раствором, проникнут в разрыв пласта наряду с потоком раствора. Как только они поступят в разрыв пласта, ожидается, что объекты расширятся,
- 5 010193 так как они двигаются из ствола скважины с более высоким давлением разрыва пласта с более низким давлением. Предполагается, что объекты будут способствовать изоляции пласта. Также ожидается, что эластичность объектов увеличит эффективность изоляции пласта. Релевантный предшествующий уровень техники включает, например, патент США № 4836940. Данный патент раскрывает добавление гранулированной композиции, содержащей не растворимый в воде, поглощающий воду полимер и бентонит. В данной концепции гранулы поступают в разрыв пласта, где они захватываются. Захваченные гранулы медленно поглощают воду, набухая и изолируя пласт.
Пример
Пример применения данной концепции к гипотетической глубокой водозаборной скважине, которую пробурили до конечной глубины 22000 футов, иллюстрируется ниже. Фиг. 3 является графиком, сравнивающим традиционную разработку обсадной трубы при использовании бурового раствора фиксированной плотности и бурового раствора с переменной плотностью.
На примере, иллюстрированном на фиг. 3, количество требуемых промежуточных обсадных колонн 21 уменьшается от 6 до 1. Поверхностная обсадная труба 23 приблизительно на 6000 футах требуется для поддержания массы подводного оборудования и/или для регулирующей упругой деформации и, таким образом, не ликвидируется. Уменьшение количества требуемых интервалов обсадных труб достигается при использовании двух композиций раствора с переменной плотностью, как показано на фигуре. Как можно видеть на фиг. 3, в случае данных двух композиций массы раствора остаются, на самом деле, в безопасных пределах между градиентом 1 давления гидравлического разрыва пласта и градиентом 3 порового давления для всего бурового интервала.
Первая композиция бурового раствора 24 позволяет бурить ствол скважины от поверхностной обсадной трубы 23 до промежуточной обсадной трубы 21. Вторая композиция бурового раствора 25 позволяет бурить ствол скважины до конечной глубины 29 без какой-либо дополнительной обсадной трубы. Данная плановая диаграмма скважины без бурового раствора переменной плотности потребовала бы 6 промежуточных обсадных труб 31. Уменьшение дополнительных обсадных труб после поверхностной обсадной трубы с 6 до 1 снижает стоимости скважины.
Существует несколько преимуществ, которые можно связать с применением настоящих способов. Первое, обеспечивается способ изменения конструкции скважины. Т.е. настоящее изобретение устраняет время, связанное с установкой определенных обсадных колонн, так как материал в буровом растворе с переменной плотностью снижает количество изменений в обсадных колоннах. Соответственно, использование бурового раствора с переменной плотностью может обеспечить достижение пластов на больших глубинах при преодолении ограничений и препятствий, происходящих при традиционных буровых операциях, как отмечается выше. Второе, снижается стоимость, связанная с доступом к пластам. В особенности обеспечивается снижение в размере и стоимости бурового резервуара и требуемых насосов, так как размер ствола скважины может, по существу, уменьшиться. Далее, буровой раствор с переменной плотностью может снизить стоимости буровых сверл, стояков, обсадных труб, цемента и бурового раствора. По существу, использование бурового раствора переменной плотности с материалами в виде частиц в скважине может снизить стоимость, связанную с доступом к пласту и обеспечением обоснования для доступа к определенным пластам.
В другом воплощении указанные материалы, которые включают сжимаемые (т.е. разрушаемые или деформируемые) полые частицы, можно изготовить в форме сплавов с памятью формы. Как описывается более подробно со ссылками на фиг. 4-7В, сплавы с памятью формы являются металлическими сплавами, которые подвергаются фазовому переходу от твердого к твердому и могут восстанавливать свою форму из больших деформаций. По существу, сжимаемые или деформируемые полые частицы или объекты можно изготовить из сплавов с памятью формы, имеющих относительно небольшие диаметры, и можно использовать для обеспечения изменений в плотности буровых растворов.
Сплавы с памятью формы зависят от давления (т.е. приложенной стрессовой нагрузки к сплаву с памятью формы) и температуры для определения фазы сплава с памятью формы. Данные фазы включают аустенитную фазу и мартенситную фазу. На фиг. 4 иллюстрируется фазовая диаграмма зависимости нагрузки от температуры для сплава с памятью формы. На данной диаграмме 400 сплав с памятью формы характеризуется четырьмя температурами, которые влияют на различные фазы этого сплава. Данные температуры включают мартенситную начальную точку (М8), мартенситную конечную точку(Мг), аустенитную начальную точку (А8) и аустенитную конечную точку (Аг).
Так как температуры влияют на фазу сплава с памятью формы, регулирования нагрузки или давления по отношению к температуре могут определять различные фазовые области для сплава с памятью формы. Т.е. фаза сплава с памятью формы зависит от предшествующей фазы наряду с давлением и температурой для определения фазовой области. В различных областях сплав с памятью формы имеет различные поведенческие характеристики, такие как сверхэластичность, которую можно также отнести к псевдоэластичности. Сверхэластичная характеристика наблюдается вдоль изотермической линии 402 сверхэластичной нагрузки и не изотермической линии 404 сверхэластичной нагрузки. На изотермической линии 402 сверхэластичной нагрузки температура остается постоянной, так как нагрузка увеличивается (т.е. нагружается) или уменьшается (т.е. разгружается). На не изотермической линии 404 нагрузки
- 6 010193 температура увеличивается, когда увеличивается нагрузка, которая может отображать нагрузку сжимаемых полых частиц из сплава с памятью формы в стволе скважины. Таким образом, не изотермическая линия 404 нагрузки отображает нагрузку и температуру, испытываемые сплавами с памятью формы, когда увеличивается глубина в стволе скважины.
Соответственно, данные различные фазовые области сплавов с памятью формы можно лучше понять со ссылкой на линии 402 и 404. На каждой из линий 402 и 404 сплав с памятью формы находится в аустенитной фазе, когда температура и нагрузка находятся ниже мартенситной начальной линии 406. Между мартенситной начальной линией 406 и мартенситной конечной линией 408 сплав с памятью формы находится в области перехода от аустенита до мартенсита. Над мартенситной конечной линией 408 сплав с памятью формы находится в мартенситной фазе. По существу, любое дополнительное приложение давления или нагрузки сохраняет сплав с памятью формы в данной области. Альтернативно, так как нагрузка уменьшается, сплав с памятью формы остается в мартенситной фазе до тех пор, пока сплав с памятью формы находится выше аустенитной начальной линии 410. Между аустенитной начальной линией 410 и аустенитной конечной линией 412 сплав с памятью формы находится в области перехода от мартенсита до аустенита. Затем ниже аустенитной конечной линии 412 сплав с памятью формы находится в аустенитной фазе. Переход сплава с памятью формы далее описывается на фиг. 5.
Фиг. 5 является иллюстративной диаграммой зависимости деформации от нагрузки для сплава с памятью формы в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. На данной диаграмме 500 зависимость деформации от нагрузки, происходящей при сверхэластичном приложении нагрузки, схематично иллюстрируется как три отдельные фазы, которые представляют собой мартенситную фазу, аустенитную фазу и фазу перехода. Фаза перехода включает изменение из мартенситной фазы в аустенитную фазу и изменение из аустенитной фазы в мартенситную фазу. Количество восстанавливаемой деформации перехода может зависеть от состава и обработки сплава с памятью формы. Данные сплавы с памятью формы могут включать сплав никель-титан (ΝίΤί), сплав медь-алюминий-цинк (СиА12и), сплав никель-титан-медь (№Т1Си), сплав медь-алюминий-никель (СиА1№) и любой другой подходящий металлический сплав. Типично, что количество восстанавливаемой деформации перехода для данных сплавов с памятью формы может колебаться в пределах между около 3 и около 8%.
В ходе процесса нагружения сплав с памятью формы работает гибким способом, как показано на аустенитной эластичной линии 502. Когда достигается первый уровень нагрузки или порог разрушения, как показано первой точкой 504, начинается стадия перехода. Первый порог разрушения может быть точкой вдоль мартенситной начальной линии 406 (фиг. 4), которая соответствует конкретной температуре. Так как приложение нагрузки продолжает увеличиваться, деформации перехода генерируются в ходе изменения сплава с памятью формы из аустенитной фазы в мартенситную фазу, как показано первой линией 506 перехода. Затем переход в мартенситную фазу завершается на второй точке 507. Когда сплав с памятью формы преобразовался в мартенситную фазу, как показано мартенситной эластичной линией 508, сплав с памятью формы работает эластичным способом мартенситной фазы.
В ходе процесса разгружения сплав с памятью формы опять работает гибким способом, который совмещается с мартенситной фазой, как показано на мартенситной эластичной линии 508. Когда достигается второй уровень нагрузки или порог разрушения, как показано третьей точкой 510, начинается стадия обратного перехода для изменения мартенситной фазы в аустенитную фазу. Фазу перехода можно опять ввести при снятии нагрузки на сплаве с памятью формы, как показано второй линией 512 перехода. Так как нагрузка на сплав с памятью формы уменьшается, сплав с памятью формы может вернуться в свою предшествующую структуру. Затем переход в аустенитную фазу завершается на четвертой точке 513. Когда сплав с памятью формы преобразовался в аустенитную фазу, как показано аустенитной эластичной линией 502, сплав с памятью формы работает гибким способом аустенитной фазы. Переход сплава с памятью формы далее описывается ниже фиг. 6.
Фиг. 6 является иллюстративной диаграммой зависимости давления от глубины для сжимаемого и/или деформируемого полого объекта, изготовленного из сплава с памятью формы в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. На данной диаграмме 600 сжимаемый материал можно изготовить из сплава с памятью формы, который трансформируется между аустенитной и мартенситной фазами. На основании данной сжимаемости, предусмотренной в трансформации, полые частицы с памятью формы регулируют свой размер для изменения эффективной массы бурового раствора.
Аустенитная частица 602 из сплава с памятью формы может иметь, например, форму сферы. Так как аустенитная частица 602 из сплава с памятью формы направляется вниз в ствол скважины, и давление, внешнее по отношению к аустенитной частице 602 из сплава с памятью формы, увеличивается, как показано линией 604. Соответственно, так как давление и нагрузка превышают нагрузку или порог разрушения, такой как первая точка 504 фиг. 5, начинается переход от аустенита к мартенситу. В результате, так как частица из сплава с памятью формы является сжимаемым полым объектом, частица из сплава с памятью формы разрушается с образованием мартенситного сплава 606 с памятью формы. В разрушенной форме эффективная масса раствора увеличивалась до самого большого значения для конкретного сплава с памятью формы.
Как только мартенситная частица 606 из сплава с памятью формы направляется для движения вверх
- 7 010193 в стволе скважины, мартенситная частица 606 из сплава с памятью формы может удерживать свою форму, пока мартенситная частица 606 из сплава с памятью формы достигает точки, где окружающее гидростатическое давление и температура является менее чем нагрузка или порог разрушения, такой как третья точка 510 фиг. 5. При данном пороге разрушения обратный переход из мартенситной фазы в аустенитную фазу инициируется, и частица из сплава с памятью формы начинает восстанавливать свою форму. Таким образом, когда аустенитная частица 602 из сплава с памятью формы достигает поверхности ствола скважины, эффективная масса бурового раствора находится на своем самом низком уровне. Соответственно, различные фазы сплава с памятью формы используются для регулирования эффективной массы бурового раствора.
Фиг. 7 А и 7В являются иллюстративными диаграммами зависимости объема от давления для разрушаемых материалов в виде частиц в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. На данных диаграммах 700 и 702 показана зависимость объема от давления для разрушаемых частиц, таких как частицы, изготовленные из сплавов с памятью формы. В частности, конечная зависимость 704 может указывать на конкретное изменение эффективной массы бурового раствора, который является предпочтительным для скважины.
Для обеспечения конечной зависимости, как показано на диаграмме 700, можно использовать различные отличающиеся типы частиц и жидкостей. Например, сжимаемую жидкость, такую как газ внутри эластичной мембраны, можно использовать для регулирования плотности бурового раствора, как описано ранее.
Например, сплав с памятью формы можно также использовать для изменения плотности бурового раствора. В случае сплава с памятью формы можно изменять структуру частицы из сплава с памятью формы и получать обратно на основании гидростатического давления и температуры в стволе скважины, как показано зависимостями 710а и 710Ь сплавов с памятью формы. Данная эластичность в структуре снижает зависимость от газа под давлением внутри частицы из сплава с памятью формы, и достигается расширение на основании восстановления формы частицы из сплава с памятью формы. В результате эффективная масса бурового раствора регулируется на основании температуры и давления внутри ствола скважины.
Далее, как показано на диаграмме 702, различные частицы из сплава с памятью формы можно также использовать для близкого приближения к конечной зависимости 704 для скважины. На данной диаграмме 702 используются многочисленные зависимости 712а-7121 сплава с памятью формы для изменения эффективной массы или плотности бурового раствора. Для регулирования порога разрушения для данных частиц из сплава с памятью формы можно регулировать различные свойства или параметры для обеспечения конкретных зависимостей для предварительно определенных объемов и давлений. Например, можно модифицировать толщину стенки, используемый материал из сплава металлов, давление газа внутри частицы из сплава с памятью формы, форму и другие подобные свойства для предоставления частиц из сплава с памятью формы, которые обеспечивают конкретные плотности при предварительно определенных объемах и давлениях. По существу, данные частицы из сплава с памятью формы можно конфигурировать для различных порогов разрушения, чтобы достичь конечного изменения объема с давлением.
Использование данных частиц из сплава с памятью формы может обеспечить большую эластичность, чем другие типы материалов. Частицы из сплава с памятью формы могут быть более устойчивыми к повреждению, чем полимерные частицы, так как металлы, как правило, более прочные, чем полимеры. В результате частицы из сплава с памятью формы можно отделить от бурового раствора на поверхности и эффективно повторно использовать.
Далее, сплавы с памятью формы обеспечивают дополнительную эластичность в изменении плотности бурового раствора. Например, сплавы с памятью формы можно разработать для конкретных применений регулированием температур перехода сплава, формы частиц и/или толщины стенки на основании ожидаемых скважинных давлений и температур. Данная эластичность обеспечивает дополнительные механизмы для изменения конструкции скважины, как отмечено выше. Следует также отметить, что полые частицы могут быть деформируемыми для регулирования между первоначальной и деформированной формами, что может также увеличить плотность бурового раствора.
Кроме того, в альтернативном воплощении буровой раствор переменной плотности может включать материалы в виде частиц, которые являются сжимаемыми (или разрушаемыми) твердыми материалами или объектами. Подобные сжимаемые твердые объекты могут функционировать подобно сжимаемым полым объектам и иметь подобные формы, такие как, например, сферы, сплюснутые или вытянутые сфероиды, цилиндры, подушки или любая другая подходящая форма. Еще раз, материал, используемый в данных твердых объектах, можно выбирать для достижения конкретного сжатия в ответ на изменения давления, как обсуждалось выше. Выгодно, что данные материалы можно использовать для достижения больших глубин, так как конструкцию обсадных колонн можно изменять и можно подтвердить доступ к другим источникам, как отмечено выше.
В то время как настоящие способы изобретения могут допускаться до различных модификаций и альтернативных форм, иллюстративные воплощения, обсужденные выше, показаны с целью примера.
- 8 010193
Однако, еще раз, следует понимать, что изобретение не предназначено для ограничения особенными воплощениями, раскрытыми в данном документе. Конечно, настоящие способы изобретения должны включать все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под сущность и сферу применения изобретения, как определяется следующей прилагаемой формулой изобретения.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Буровой раствор, содержащий сжимаемый материал в виде частиц в буровом растворе и имеющий плотность, изменяющуюся благодаря изменению объема сжимаемого материала в ответ на изменения давления или температуры.
- 2. Буровой раствор по п.1, в котором сжимаемый материал содержит множество сжимаемых полых объектов, каждый из которых имеет полую внутреннюю часть, заключенную в твердую внешнюю оболочку.
- 3. Буровой раствор по п.2, в котором каждый сжимаемый полый объект содержит газ под давлением в полой внутренней части.
- 4. Буровой раствор по п.1, в котором сжимаемый материал выбран из одного из полимеров, полимерных композитов, ламинатов металла и полимера, металлов, сплавов металлов и любой их комбинации.
- 5. Буровой раствор по п.2, в котором первоначальное внутреннее давление каждого сжимаемого полого объекта выбрано на основе конкретной глубины, на которой желательно применение сжимаемости.
- 6. Буровой раствор по п.2, в котором используется смесь конденсируемых и неконденсируемых газов для заполнения каждого сжимаемого полого объекта.
- 7. Буровой раствор по п.2, в котором твердая внешняя оболочка каждого сжимаемого полого объекта изготовлена из материала, имеющего предел прочности на растяжение, который поддерживает давление внутреннего газа до конкретной глубины в стволе скважины.
- 8. Буровой раствор по п.1, в котором первоначальные свойства предусмотрены для обеспечения точки гелеобразования составного раствора, которая удерживает шлам во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве ствола скважины в ходе буровых операций, и вязкости бурового раствора со сжимаемым материалом, соответствующей требованиям прокачиваемости и сохраняющейся между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.
- 9. Буровой раствор по п.2, в котором твердая внешняя оболочка каждого сжимаемого полого объекта является материалом из сплава с памятью формы.
- 10. Буровой раствор по п.2, в котором сжимаемые полые объекты наполнены газами с большими молекулярными объемами, которые обладают, по сути, низкими скоростями диффузии.
- 11. Буровой раствор по п.2, в котором материал твердой внешней оболочки сжимаемых полых объектов обладает, по сути, низкой проницаемостью для обеспечения возможности повторного использования множества сжимаемых полых объектов в стволе скважины в ходе буровых операций для конкретного интервала скважины.
- 12. Буровой раствор по п.2, дополнительно содержащий сжимаемый газ в сжимаемых полых объектах, по меньшей мере часть которого является конденсируемой и который сжижается с увеличением плотности и соответствующим снижением объема при температуре и давлении границы раздела фаз газ/жидкость конденсируемого газа в результате снижения внутреннего объема сжимаемого материала и соответствующего увеличения эффективной плотности раствора на глубине и температуре, соответствующих фазовому переходу.
- 13. Способ изменения плотности бурового раствора, содержащий следующие стадии:оценка градиента порового давления;оценка градиента давления гидравлического разрыва пласта;выбор бурового раствора со сжимаемыми материалами, в котором эффективная масса бурового раствора сохраняется между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта по меньшей мере на одном интервале в стволе скважины.
- 14. Способ по п.13, дополнительно содержащий бурение ствола скважины с использованием бурового раствора.
- 15. Способ по п.14, дополнительно содержащий ограничение изменения объема множеством объектов, смешанных с буровым раствором и адаптацию их первоначальной структуры для достижения желательной реологии бурового раствора со сжимаемыми материалами, в котором смешение множества объектов в буровом растворе приводит к точке гелеобразования раствора, которая обеспечивает удерживание шлама во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве ствола скважины в ходе буровых операций, и вязкость бурового раствора со сжимаемыми материалами соответствует требованиям прокачиваемости и сохраняется между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.
- 16. Способ по п.14, дополнительно содержащий смешение множества объектов, имеющих различные первоначальные внутренние давления, и изменение объемной фракции и распределения первоначальных давлений для сохранения давления бурового раствора между градиентом порового давления и градиен- 9 010193 том давления гидравлического разрыва пласта по меньшей мере на одном интервале ствола скважины.
- 17. Способ по п.14, дополнительно содержащий ограничение изменения объема множеством объектов, смешенных с буровым раствором, в котором первоначальный размер каждого из объектов по отношению к реологии бурового раствора конфигурируют для достижения желательной реологии составного бурового раствора.
- 18. Способ по п.14, дополнительно содержащий отделение сжимаемых материалов от шлама и восстановление бурового раствора перед его повторным введением в ствол скважины.
- 19. Способ по п.14, в котором сжимаемые материалы перемещаются вокруг бурового долота скважинным центробежным сепаратором, расположенным над оборудованием низа бурильной колонны на бурильной колонне с боковым каналом для впрыска для перемещения сжимаемых материалов в возвратное кольцевое пространство.
- 20. Способ по п.14, в котором обсадные трубы добавляют, когда давление бурового раствора не сохраняется между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.
- 21. Способ по п.20, в котором сжимаемые материалы в буровом растворе конфигурируют для обеспечения изменения плотности на определенной глубине и в котором давление бурового раствора сохраняется между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.
- 22. Способ по п.13, в котором сжимаемые материалы содержат частицы сплава с памятью формы.
- 23. Способ по п.13, в котором по меньшей мере один интервал на стволе скважины содержит первый интервал и второй интервал и сжимаемые материалы содержат первые и вторые частицы сплава с памятью формы, которые имеют различные пороги разрушения.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US58052304P | 2004-06-17 | 2004-06-17 | |
| PCT/US2005/020320 WO2006007347A2 (en) | 2004-06-17 | 2005-06-09 | Variable density drilling mud |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200700054A1 EA200700054A1 (ru) | 2007-06-29 |
| EA010193B1 true EA010193B1 (ru) | 2008-06-30 |
Family
ID=34956172
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200700054A EA010193B1 (ru) | 2004-06-17 | 2005-06-09 | Буровой раствор переменной плотности |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070027036A1 (ru) |
| CN (1) | CN1977026A (ru) |
| AU (1) | AU2005262591B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0512162A (ru) |
| CA (1) | CA2570263A1 (ru) |
| EA (1) | EA010193B1 (ru) |
| GB (1) | GB2431678B (ru) |
| MY (1) | MY143460A (ru) |
| WO (1) | WO2006007347A2 (ru) |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7482309B2 (en) | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
| US7376148B1 (en) * | 2004-01-26 | 2008-05-20 | Cisco Technology, Inc. | Method and apparatus for improving voice quality in a packet based network |
| WO2007145731A2 (en) | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| WO2007145734A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
| US20050284641A1 (en) | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
| BRPI0708565A2 (pt) | 2006-03-06 | 2011-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema e método para perfurar em furo de poço, e, método associado à produção de hidrocarbonetos |
| EP2032796A1 (en) * | 2006-06-07 | 2009-03-11 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling to form a variable density drilling mud |
| EP2035651A4 (en) * | 2006-06-07 | 2009-08-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH |
| EP2444413A1 (en) | 2006-08-04 | 2012-04-25 | Verenium Corporation | Methods for oil or gas well drilling, washing and/or fracturing |
| EP3540053B1 (en) | 2006-12-21 | 2021-06-02 | BASF Enzymes, LLC | Amylases and glucoamylases, nucleic acids encoding them and methods for making and using them |
| US7660672B2 (en) | 2007-02-07 | 2010-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and computer program product for drilling mud design optimization to maintain time-dependent stability of argillaceous formations |
| US20090188721A1 (en) * | 2008-01-30 | 2009-07-30 | Smith Kevin W | Membrane method of making drilling fluids containing microbubbles |
| WO2010051165A2 (en) * | 2008-10-31 | 2010-05-06 | Bp Corporation North America Inc. | Elastic hollow particles for annular pressure buildup mitigation |
| US20100155063A1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Pdti Holdings, Llc | Particle Drilling System Having Equivalent Circulating Density |
| WO2011019469A2 (en) | 2009-08-12 | 2011-02-17 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for running casing into wells drilled with dual-gradient mud systems |
| US8517111B2 (en) * | 2009-09-10 | 2013-08-27 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for circulating out a well bore influx in a dual gradient environment |
| US8715545B2 (en) | 2009-11-30 | 2014-05-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for forming high performance compressible objects |
| US20130008647A1 (en) | 2010-03-23 | 2013-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and Method for Well Operations |
| US7984772B1 (en) | 2010-10-25 | 2011-07-26 | Hall David R | Downhole centrifugal drilling fluid separator |
| US8672023B2 (en) * | 2011-03-29 | 2014-03-18 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for completing wells using slurry containing a shape-memory material particles |
| MY166174A (en) * | 2011-05-25 | 2018-06-07 | Kirishima Highland Beer Co Ltd | A method for reducing water content of an object to be treated |
| US9646115B2 (en) * | 2012-04-17 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Determining a limit of failure in a wellbore wall |
| US9631132B2 (en) | 2013-07-11 | 2017-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigating annular pressure buildup using temperature-activated polymeric particulates |
| WO2015126419A1 (en) * | 2014-02-24 | 2015-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping subterranean formation fractures using memory particulates |
| US20150285049A1 (en) * | 2014-04-07 | 2015-10-08 | Maximo Tejeda | Method of Drilling for and Producing Oil and Gas from Earth Boreholes |
| US10900303B2 (en) | 2016-03-31 | 2021-01-26 | Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Magnetic gradient drilling |
| US10443328B2 (en) * | 2016-06-13 | 2019-10-15 | Martin Culen | Managed pressure drilling system with influx control |
| CN109519147A (zh) * | 2017-09-17 | 2019-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热致膨胀器及制备方法 |
| CN109519148A (zh) * | 2017-09-17 | 2019-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种温控形状记忆堵剂及制备方法 |
| US10781682B2 (en) * | 2018-04-17 | 2020-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for optimizing rate of penetration in drilling operations |
| US10557345B2 (en) | 2018-05-21 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to predict and inhibit broken-out drilling-induced fractures in hydrocarbon wells |
| US10753203B2 (en) | 2018-07-10 | 2020-08-25 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to identify and inhibit spider web borehole failure in hydrocarbon wells |
| CA3137758A1 (en) | 2019-05-16 | 2020-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Unfoldable device for controlling loss circulation |
| US11649389B2 (en) * | 2020-04-07 | 2023-05-16 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Compressible carbon particles to mitigate annular pressure buildup using compressible particles |
| CN115093840A (zh) * | 2021-12-08 | 2022-09-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种可压缩钻井液及其制备方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3174561A (en) * | 1960-03-23 | 1965-03-23 | Eugene L Sterrett | Cavitation as an aid to rotary drilling |
| US3231030A (en) * | 1961-09-28 | 1966-01-25 | Chevron Res | Method of drilling |
| US20050113262A1 (en) * | 2003-11-24 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations |
| US20050161262A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-07-28 | Jamison Dale E. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4303731A (en) * | 1979-08-24 | 1981-12-01 | Torobin Leonard B | Compressed gaseous materials in a contained volume |
| US6451953B1 (en) * | 1997-12-18 | 2002-09-17 | Sun Drilling Products, Corp. | Chain entanglement crosslinked polymers |
| WO2000071604A1 (en) * | 1999-05-21 | 2000-11-30 | The Government Of The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration (Nasa) | Hollow polyimide microspheres |
| AU1413701A (en) * | 1999-11-16 | 2001-05-30 | Asahi Kasei Kabushiki Kaisha | Porous beads and process for producing the same |
| US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
| AU2003245394A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-19 | Sun Drilling Products Corp. | Low density polymer beads |
| WO2003102071A1 (en) * | 2002-05-31 | 2003-12-11 | Dow Corning Toray Silicone Co.,Ltd. | Thermoconductive curable liquid polymer composition and semiconductor device produced with the use of this composition |
| US6747107B2 (en) * | 2002-08-16 | 2004-06-08 | Nova Chemical Inc. | Method of dispersion of a non-Newtonian fluid |
| US6610798B1 (en) * | 2002-10-08 | 2003-08-26 | Nova Chemical Inc. | Controlled suspension polymerization process without mechanical agitation |
| US6989197B2 (en) * | 2002-11-04 | 2006-01-24 | The Boeing Company | Polymer composite structure reinforced with shape memory alloy and method of manufacturing same |
| US8202824B2 (en) * | 2003-01-24 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services Inc. | Variable density treatment fluids |
| US7063151B2 (en) * | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US20050284641A1 (en) * | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
| US7334636B2 (en) * | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
| BRPI0708565A2 (pt) * | 2006-03-06 | 2011-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | sistema e método para perfurar em furo de poço, e, método associado à produção de hidrocarbonetos |
| US7494711B2 (en) * | 2006-03-08 | 2009-02-24 | Bj Services Company | Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation |
| US8513322B2 (en) * | 2007-05-31 | 2013-08-20 | 3M Innovative Properties Company | Polymeric beads and methods of making polymeric beads |
| US7841411B2 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Use of polyimides in treating subterranean formations |
-
2005
- 2005-06-09 CA CA002570263A patent/CA2570263A1/en not_active Abandoned
- 2005-06-09 GB GB0700811A patent/GB2431678B/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-09 EA EA200700054A patent/EA010193B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-06-09 AU AU2005262591A patent/AU2005262591B2/en not_active Ceased
- 2005-06-09 CN CNA200580020213XA patent/CN1977026A/zh active Pending
- 2005-06-09 WO PCT/US2005/020320 patent/WO2006007347A2/en active Search and Examination
- 2005-06-09 BR BRPI0512162-0A patent/BRPI0512162A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-06-15 MY MYPI20052716A patent/MY143460A/en unknown
-
2006
- 2006-05-25 US US11/441,698 patent/US20070027036A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3174561A (en) * | 1960-03-23 | 1965-03-23 | Eugene L Sterrett | Cavitation as an aid to rotary drilling |
| US3231030A (en) * | 1961-09-28 | 1966-01-25 | Chevron Res | Method of drilling |
| US20050113262A1 (en) * | 2003-11-24 | 2005-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density fluids and methods of use in subterranean formations |
| US20050161262A1 (en) * | 2004-01-27 | 2005-07-28 | Jamison Dale E. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006007347B1 (en) | 2006-06-01 |
| EA200700054A1 (ru) | 2007-06-29 |
| AU2005262591A1 (en) | 2006-01-19 |
| MY143460A (en) | 2011-05-13 |
| GB0700811D0 (en) | 2007-02-21 |
| GB2431678A (en) | 2007-05-02 |
| CN1977026A (zh) | 2007-06-06 |
| CA2570263A1 (en) | 2006-01-19 |
| BRPI0512162A (pt) | 2008-02-12 |
| WO2006007347A2 (en) | 2006-01-19 |
| WO2006007347A3 (en) | 2006-02-23 |
| GB2431678B (en) | 2009-04-22 |
| US20070027036A1 (en) | 2007-02-01 |
| AU2005262591B2 (en) | 2011-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA010193B1 (ru) | Буровой раствор переменной плотности | |
| JP4825989B2 (ja) | 坑井孔の環状空間内の圧力制御 | |
| AU2015303853B8 (en) | Curaua fibers as lost-circulation materials and fluid-loss additives in wellbore fluids | |
| US8100179B2 (en) | Production and delivery of a fluid mixture to an annular volume of a wellbore | |
| WO2006012164A1 (en) | Controlled variable density fluid for wellbore operations | |
| US20160002998A1 (en) | Method of Supporting a Subterranean Conduit | |
| EP2670940B1 (en) | Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation | |
| AU2023223371A1 (en) | System and method of using a thermoplastic casing in a wellbore | |
| GB2397265A (en) | Expanding a tubular member | |
| TEODORIU et al. | Can Geothermal Wells Go Cementless? | |
| Mokhalalati et al. | Aerated mud drilling experience in Abu Dhabi | |
| Carpenter | Managed-pressure-drilling technology delivers challenging HP/HT drilling campaign | |
| WO2013095399A1 (en) | Methods of controllably milling a window in a cased wellbore using a pressure differential to cause movement of a mill | |
| El-Fseis | A feasibility study for drilling & completing ERD wells on the Brage field | |
| Norum | Casing design evaluation for water injectors at Valhall | |
| Mathews et al. | A Feasibility Study on the Use of Subsea Chokes in Well Control Operations on Floating Drilling Vessels | |
| FEDERER-KOVACS et al. | REASONS AND RESOLUTIONS OF TRAPPED ANNULAR PRESSURE |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |