EA011139B1

EA011139B1 - Выполняемое на месте отверждение флюидов на основе обращенных эмульсий с целью образования газонепроницаемого затрубного барьера

Info

Publication number: EA011139B1
Application number: EA200800995A
Authority: EA
Inventors: Чарльз Свобода
Original assignee: Эм-Ай ЭлЭлСи
Priority date: 2005-09-30
Filing date: 2006-10-02
Publication date: 2008-12-30
Also published as: DK1929121T3; NO20081849L; EA200800995A1; US8188014B2; US20070074869A1; US7334639B2; EP1929121A2; WO2007041420A2; EP1929121A4; WO2007041420A3; CA2623057A1; EP2489825A1; CA2623057C; CA2746567A1; DK2489825T3; EP1929121B1; CA2746567C; NO344289B1; EP2489825B1; US20080096773A1

Abstract

Способ герметизации подземной зоны. Способ включает в себя следующие этапы: готовят скважинный флюид, вводят его, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, установленной в скважине, и позволяют скважинному флюиду затвердеть внутри затрубного пространства, причем скважинный флюид включает в себя маслянистый флюид, образующий непрерывную фазу скважинного флюида, немасляный флюид, образующий дисперсную фазу скважинного флюида, и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента.

Description

Перекрестная ссылка на родственные заявки

Данная заявка связана с патентной заявкой США с серийным номером 60/722342, поданной 30 сентября 2005 года и полностью включенной в данное описание путем отсылки.

Область техники

Изобретение относится, в общем и целом, к отверждаемым скважинным флюидам. В частности, оно относится к способам применения данных отверждаемых скважинных флюидов при бурении.

Уровень техники

Во время бурения скважины обычно используют разнообразные флюиды, часто называемые «буровым раствором», для выполнения множества функций. Флюиды могут циркулировать, проходя через бурильную трубу и буровую коронку в скважину, а затем вытекая вверх, из скважины на поверхность. В процессе такой циркуляции буровой раствор смазывает и охлаждает вращающиеся буровые коронки, препятствуя разрыву или фонтанированию путем обеспечения гидростатического давления, уравновешивающего любые пластовые флюиды, находящиеся под высоким давлением, которые могут внезапно попасть в скважину, и удаляет буровой шлам из скважины.

Одним из обычных этапов при построении скважины является установка колонны труб, например обсадной колонны, в скважину. Обычно используют скважинные обсадные трубы различных размеров, в зависимости от глубины, желаемого размера отверстия и попадающихся на пути геологических формаций. Обсадные трубы выполняют несколько функций, включая создание конструктивной опоры скважины, препятствующей обвалу стенок скважины. Обычно обсадную колонну устанавливают в устойчивое положение и закрепляют внутри скважины. Однако из-за того, что буровые растворы обычно не затвердевают (т.е. не обладают достаточной прочностью и не создают твердой связи между поверхностями обсадных труб и пласта), часть бурового раствора обычно удаляют из скважины, чтобы можно было зафиксировать обсадные трубы первичным цементированием.

При первичном цементировании, по меньшей мере, участок кольцевого промежутка между обсадной колонной и стенкой пласта заполняют гидротехническим цементным раствором. Затем можно дать цементу затвердеть в кольцевом затрубном пространстве, образуя цементное кольцо. Желательно, чтобы цементный барьер был непроницаемым и препятствовал миграции флюидов между зонами или пластами, уже затронутыми скважиной.

По завершении данных работ затрубное пространство содержит зацементированный участок, закрепляющий обсадную колонну, обеспечивающий опору обсадной колонны и изолирующий проницаемые зоны, участок, который может содержать буферную жидкость и границы раздела флюидов, используемых для цементирования, включая глину, воду, утяжелители, поверхностно-активные вещества, соли и цемент, а также участок, содержащий буровой раствор, который использовался для бурения только что обсаженного интервала, как описано в патентах США №№ 4671357 и 6283213. В течение срока службы скважины эти флюиды могут портиться и разлагаться на отдельные компоненты, такие как вода, твердые частицы и масло. Это разделение может привести к снижению гидростатического давления вблизи верхнего края цементной оболочки.

Некоторые из проблем, с которыми часто сталкиваются при работе со скважинами, касаются повышения давления в обсадной колонне и миграции флюидов. В кольцевом промежутке между обсадными трубами разного размера часто возникает давление вследствие утечек между обсадными колоннами, утечек в трубопроводах, утечек в уплотнителях, утечек в уплотнительных узлах устья скважины или работ по цементации, проведенных с отклонениями от стандарта. Трещины и щели в затрубном цементном барьере могут быть вызваны различными факторами, имеющими отношение к составу цементного раствора, буферной жидкости, химическому составу, эффективности вытеснения, термическим напряжениям (вызывающим расширение и сжатие), гидравлическим напряжениям и уплотнению. Трещины и плохое сцепление цемента могут создать проход для миграции флюидов под высоким давлением. Миграция флюидов может привести к отказу скважины или возникновению избыточного давления в обсадной колонне.

Повышение давления в обсадной колонне может происходить в скважинах, пробуренных с помощью флюидов на основе воды или обращенной эмульсии. Флюиды на основе обращенных эмульсий могут иметь более сильную тенденцию к повышению давления в обсадной колонне из-за природной несовместимости между флюидами на масляной основе, буферными жидкостями на водной основе и цементными растворами на водной основе. Эта несовместимость может привести к плохому сцеплению цемента или к ухудшению характеристик суспензии на основе обращенной эмульсии, так как происходит синерикс флюидов на базовые компоненты - масло, эмульгаторы, твердые частицы и соляной раствор. Кроме того, большая растворимость газа во флюиде на масляной основе может способствовать повышению давления в обсадной колонне. Основные свойства суспензии на основе обращенной эмульсии базируются на свойствах эмульсии, тогда как для бурового раствора на водной основе основными суспендирующими агентами являются твердые загустители и/или полимеры.

Для восстановления и контроля давления в затрубном пространстве обычно закачивают в затрубное пространство у верхнего конца скважины относительно тяжелую жидкость, чтобы вытеснить более легкие жидкости. Однако эти процедуры часто бывают очень дорогими и не всегда приводят к желаемым

- 1 011139 результатам.

Соответственно, существует потребность в скважине, снабженной непроницаемым барьером для предотвращения повышения давления в затрубном пространстве обсадной колоны и миграции флюидов.

Сущность изобретения

Согласно одному из объектов, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу герметизации подземной зоны. Способ включает в себя следующие этапы: подготавливают скважинный флюид, помещают его, по меньшей мере, в участок кольцевого затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, расположенной в скважине, и дают скважинному флюиду затвердеть внутри, причем скважинный флюид включает в себя маслянистый флюид в качестве непрерывной фазы, немасляный флюид в качестве дисперсной фазы и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента.

Согласно другому объекту, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к способу герметизации подземной зоны. Способ включает в себя следующие этапы: закачивают скважинный флюид, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, закачивают, по меньшей мере, в участок затрубного пространства цементный раствор и дают скважинному флюиду и цементу затвердеть внутри, причем скважинный флюид включает в себя маслянистый флюид и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента.

Согласно еще одному объекту, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к скважинному флюиду, включающему в себя маслянистый флюид в качестве непрерывной фазы, немасляный флюид в качестве дисперсной фазы и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента.

Другие объекты и преимущества изобретения станут очевидными при рассмотрении нижеследующего описания и прилагаемых чертежей.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - иллюстрация буровой системы.

Фиг. 2а и 2Ь - иллюстрации скважины согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Согласно одному из объектов, варианты осуществления настоящего изобретения относятся к скважинному флюиду. В частности, варианты осуществления изобретения относятся к скважинному флюиду, который может затвердевать в стволе скважины, образуя газонепроницаемый барьер, и к способам применения такого скважинного флюида.

Некоторые варианты осуществления данного изобретения относятся к химической обработке бурового раствора на маслянистой основе термически активируемым углеводородным гелеобразующим агентом перед цементированием обсадной колонны. Обрабатываемый буровой раствор можно закачать через обсадные трубы в затрубное пространство - таким образом, чтобы он оставался в затрубном пространстве по завершении цементирования. В других вариантах осуществления обработанный буровой раствор можно ввести в затрубное пространство скважины, уже подвергнутой цементированию. Кроме того, буровой раствор на масляной основе можно обработать сочетанием добавки, регулирующей фильтрацию, и/или волокнистого заполнителя, с целью образования затвердевшей массы в условиях температурного режима в скважине.

На фиг. 1 представлена буровая система 10 согласно одному из вариантов осуществления изобретения. Буровая система 10 включает в себя буровую установку 12, расположенную над стволом 14 скважины. Обсадная колонна 16 расположена внутри ствола 14 скважины, пробуренной сквозь пласт 20 посредством буровой коронки 18, расположенной в нижнем конце бурильной колонны 16. Буровой раствор перекачивают насосной установкой 23 из резервуара 24 сквозь бурильную колонну 16. Затем буровой раствор 22 закачивают в буровую коронку 18, а потом выкачивают из нее через сопла (не показаны на чертеже). Выкачанный из буровой коронки 18 буровой раствор возвращается в резервуар 24 через кольцевой канал 26. Кольцевой участок 26 представляет собой участок между бурильной колонной 16 и боковыми стенками 28 ствола 14 скважины. Кольцевой канал 26 образует канал для течения бурового раствора 22 при возвращении его в резервуар 24. Выпускной трубопровод 30 в области устья скважины соединяет кольцевой канал 26 с резервуаром 24 для обеспечения возвратного потока бурового раствора 22.

В стволе 14 скважины можно разместить металлическую обсадную колонну 32, образующую защитную оболочку и поддерживающую целостность ствола 14 скважины. Однако, по меньшей мере, участок кольцевой области 34 между металлическим корпусом 32 и боковыми стенками 28 пласта 20 заполняют непроницаемым барьером 36. Непроницаемый барьер может включать в себя нижний участок 36а из цемента и верхний участок 36Ь из бурового раствора.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, по меньшей мере, участок кольцевого пространства между металлическими обсадными трубами в стволе скважины и боковой стенкой пробуренного пласта может включать в себя слой цемента и слой отвержденного скважинного флюида. Отвержденный скважинный флюид можно получить, позволив скважинному флюиду, содержащему масля

- 2 011139 нистый флюид и термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, затвердеть внутри затрубного пространства.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения подземную зону можно герметизировать посредством подготовки скважинного флюида, включающего в себя маслянистый флюид и термически активированный углеводородный гелеобразующий агент. Скважинный флюид можно разместить, по меньшей мере, в участке затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, размещенной в скважине. Затем скважинный флюид оставляют затвердевать внутри этого участка. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны можно ввести цементный раствор. Цементный раствор можно ввести в затрубное пространство как перед скважинным флюидом, так и после него. В других вариантах осуществления, по меньшей мере, участок затрубного пространства заполняют предварительно отвержденным или частично отвержденным цементным барьером до введения в затрубное пространство обработанного скважинного флюида.

Согласно другому варианту осуществления изобретения подземную зону можно герметизировать посредством закачивания скважинного флюида, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, размещенной в скважине. Скважинный флюид может включать в себя маслянистую жидкость и термически активированный углеводородный гелеобразующий агент. Можно закачать цементный раствор, по меньшей мере, в участок затрубного пространства, а затем оставить скважинный флюид и цемент затвердевать внутри. В некоторых вариантах осуществления закачивание скважинного флюида и цементного раствора осуществляют посредством закачивания скважинного флюида и цементного раствора через обсадную трубу для заполнения затрубного пространства.

Согласно еще одному варианту осуществления изобретения скважинный флюид может включать в себя маслянистый флюид в качестве непрерывной фазы, немасляный флюид в качестве дисперсной фазы, термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, волокнистый материал и понизитель фильтрации. Скважинный флюид может включать в себя примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента. В некоторых вариантах осуществления скважинный флюид включает в себя примерно от 15 до 35 фунтов на баррель термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента.

Согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения скважинный флюид можно вводить в скважину для коррекции, при этом данный конкретный процесс зависит от того, было ли в обсадной колонне перед ее спуском установлено устройство ступенчатого цементирования. Если в обсадной колонне установлено данное устройство, то после размещения первой цементной ступени вокруг башмака обсадной колонны устройство можно открыть, позволяя циркуляцию флюидов через затрубное пространство над первой цементной ступенью. Скважинный флюид, включающий в себя маслянистый флюид и термически активированный углеводородный гелеобразующий агент, можно ввести в затрубное пространство и дать ему циркулировать там. Затем может последовать вторая ступень цементирования.

Однако если в металлическую обсадную колонну не было предварительно установлено устройство ступенчатого цементирования, доступ к затрубному пространству может быть получен перфорированием обсадной колонны. После перфорирования обсадной колонны скважинные флюиды, включающие в себя маслянистый флюид и термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, можно ввести в затрубное пространство и прокачивать по нему по замкнутой системе. Циркуляция обработанного флюида на масляной основе предшествует любой вторичной, или корректирующей, обработке цементным раствором.

Маслянистый флюид согласно изобретению может включать в себя как природное, так и синтетическое масло. Предпочтительно выбрать маслянистый флюид из следующей группы: дизельное масло, нефтепродукты, синтетические масла, такие как полиолефины, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры, а также их смеси. Концентрация маслянистого флюида должна быть достаточной для образования обращенной эмульсии и не превышать цифру, составляющую примерно 99% объема обращенной эмульсии. Согласно одному из вариантов осуществления количество маслянистого флюида составляет примерно от 30 до 90 об.% флюида на основе обращенной эмульсии, а более предпочтительно - примерно от 40 до 90%. Маслянистый флюид в одном из вариантов осуществления может включать в себя по меньшей мере 5% по объему материала, выбираемого из следующей группы: сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды, а также их сочетания.

Немасляный флюид, используемый в составе флюида на основе обращенной эмульсии согласно изобретению, может представлять собой жидкость на водной основе. Данная жидкость предпочтительно может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, соляной раствор, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие водорастворимые органические соединения, а также сочетания вышеперечисленных жидкостей. Количество немасляного флюида обычно меньше теоретического предела, необходимого для образования обращенной эмульсии. Например, в одном из вариантов осуществления количество немасляного флюида меньше, чем примерно 70 об.%, а предпочтительно составляет примерно от 1 до 70 об.%. В другом варианте осуществления немасляный

- 3 011139 флюид предпочтительно составляет примерно от 5 до 60 об.% флюида на основе обращенной эмульсии.

Способ приготовления буровых растворов согласно настоящему изобретению не имеет решающего значения. Можно использовать обычные способы приготовления буровых растворов, аналогичные способам приготовления обычных буровых растворов на масляной основе. В одном из примеров процедуры приготовления раствора необходимое количество маслянистого флюида, такого как сырая нефть, смешивают с соответствующим количеством эмульгатора, а затем при непрерывном перемешивании добавляют оставшиеся компоненты. Для приготовления буровых растворов согласно настоящему изобретению можно использовать любые типы эмульгаторов, включая модификаторы реологии. Примерами модификаторов реологии, применимых в качестве эмульгаторов, являются Уегаа-НРК™ и Уегаашоб™ , поставляемые компанией М-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас). Обращенная эмульсия согласно настоящему изобретению образуется в процессе энергичного взбалтывания, перемешивания или дробления маслянистого флюида и немасляного флюида.

Термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, применимый в вариантах осуществления изобретения, можно использовать во флюиде на основе обращенной эмульсии, не меняя при этом реологических свойств флюида, пока агент не будет термически активирован. Углеводородный гелеобразующий агент можно вводить в скважинный флюид посредством обычной загрузочной воронки. Активация углеводородного гелеобразующего агента может начаться после закачивания скважинного флюида, содержащего термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, в скважину и запуска активации под действием температуры окружающей формации. Согласно одному из вариантов осуществления изобретения термически активируемым углеводородным гелеобразующим агентом является алкил-диамид. Согласно другому варианту осуществления изобретения термически активируемым углеводородным гелеобразующим агентом является алкил-диамид, например, с такой общей формулой: К.1-НМ-СО-(СН₂)п-СО-ХН-К.2, где η - целое число от 1 до 20, предпочтительно от 1 до 4, а еще более предпочтительно от 1 до 2, В₁ - алкильная группа, содержащая от 1 до 20 атомов углерода, предпочтительно от 4 до 12 атомов углерода, а еще более предпочтительно от 5 до 8 атомов углерода, а К.₂ - водород или алкильная группа, содержащая от 1 до 20 атомов углерода, предпочтительно от 4 до 12 атомов углерода, а еще более предпочтительно от 5 до 8 атомов углерода, причем К4 и К.₂ могут как быть идентичными, так и не быть.

Углеводородный гелеобразующий агент может повышать вязкость и создавать гелевую структуру при дроблении и нагреве выше 140°Р. После полной активации углеводородного гелеобразующего агента гелевая структура остается стабильной, даже если температура опускается ниже 140° Р. Однако при температуре, превышающей точку плавления (240°Р), реологическое воздействие постепенно снижается. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может быть активирован под воздействием температур, лежащих в диапазоне примерно от 100 до 250°Р, в течение различных периодов времени. В других вариантах осуществления термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может быть активирован под воздействием температуры, составляющей примерно 140°Р.

УегааРае™ представляет собой термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, пригодный для использования в вариантах осуществления настоящего изобретения, и поставляется компанией М-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас). УегааРае™ активируется посредством совместного воздействия температуры и сдвига. При отсутствии сдвига и при температуре ниже температуры активации реологический эффект применения УегааРае™ минимален, т.к. частицы не разбухают. Механизм гелеобразования подразумевает разбухание исходных агломератов и постепенное освобождение отдельных олигомерных цепочек. Затем освобожденные олигомеры взаимодействуют с другими частицами, обеспечивая реологическое воздействие. Построение данной структуры происходит тиксотропным образом, т.к. подразумевает перестройку исходной структуры с получением наиболее термодинамически устойчивой конфигурации. При полной активации образуется разновидность мицеллы, затрагивающей гелеобразующий агент и остальные компоненты системы.

Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может присутствовать в скважинном флюиде в количестве, варьирующемся примерно от 5 до 50 фунтов на баррель. Согласно другому варианту осуществления термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может присутствовать в количестве примерно от 15 до 35 фунтов на баррель. Согласно еще одному варианту осуществления изобретения термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может присутствовать в количестве примерно от 20 до 30 фунтов на баррель.

Термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент может быть добавлен в скважинный флюид через смесительную воронку 38 для приготовления буровых растворов (фиг. 1). Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения скважинный флюид, содержащий термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент, можно ввести через металлическую обсадную колонну 32, заполняя, по меньшей мере, участок затрубного пространства 34 между наружной стороной обсадной колонны 32 и боковыми стенками 28 пласта 20.

- 4 011139

На фиг. 2а и 2Ь показана скважина согласно одному из вариантов осуществления изобретения. Как только скважинный флюид заполняет, по меньшей мере, участок затрубного пространства 42 скважины, температура пласта 44 активирует термически активируемый углеводородный гелеобразующий агент и запускает процесс отвердевания. Отвержденный скважинный флюид 46 образует защитный барьер, занимающий пространство между наружной стороной обсадной колонны 48 и боковыми стенками 50 пласта 44.

В число необязательных добавок, которые можно включить в состав скважинного флюида по изобретению, входит волокнистый материал. Средний специалист в данной области техники должен понимать, что «инертные» волокнистые материалы можно применять для уменьшения избытка флюидов путем их впитывания. Примерами таких материалов являются грубая целлюлоза, скорлупа арахиса, скорлупа семени хлопчатника, древесный материал и другие растительные волокна, которые должны быть хорошо известны специалистам в данной области техники. В некоторых вариантах осуществления изобретения скважинный флюид также может содержать примерно от 3 до 25 фунтов на баррель волокнистого материала. Примерами волокнистых материалов, которые можно использовать согласно некоторым из вариантов осуществления изобретения, являются Μ-Ι-Χ II™ и Уш8еа1™ , поставляемые компанией Μ-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас).

Еще одной типичной добавкой к маслянистым буровым растворам, которая может быть при необходимости включена в состав маслянистых буровых растворов согласно изобретению, является понизитель фильтрации. Понизители фильтрации могут препятствовать утечкам флюида в окружающий пласт посредством снижения проницаемости барьера из отвержденного скважинного флюида. В число подходящих понизителей фильтрации, которые можно использовать в некоторых вариантах осуществления изобретения, входят такие, как модифицированный бурый уголь, асфальтовые компаунды, гильсонит, органофильные гуматы, приготовленные с помощью реакции гуминовой кислоты с амидами или поликалкиленовыми полиаминами, графиты, коксы и другие нетоксичные понизители фильтрации. Обычно такие понизители фильтрации используют в количестве, по меньшей мере, примерно от 3 до 15 фунтов на баррель. Понизитель фильтрации должен быть устойчивым к повышенным температурам, а также инертным или биологически разлагаемым. ЕСОТКОЬ КО™ - понизитель фильтрации, применимый в скважинном флюиде, поставляется компанией Μ-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас).

Флюиды согласно настоящему изобретению могут дополнительно содержать дополнительные реагенты в зависимости от конечного применения обращенной эмульсии. Например, в состав флюидов согласно данному изобретению могут быть добавлены смачивающие агенты, органофильные глины, загустители, модификаторы реологии, щелочные агенты, очистители, утяжелители и закупоривающие агенты для придания дополнительных функциональных свойств. Способы добавления таких добавок должны быть хорошо известны специалистам в области разработки составов скважинных флюидов и буровых растворов. Однако следует отметить, что добавление таких добавок не должно ухудшать свойств, связанных со способностью раствора затвердевать, как описано в данной работе.

В число смачивающих агентов, пригодных для применения в данном изобретении, входят сырое талловое масло, окисленное сырое талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические фосфорнокислые сложные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкильные ароматические сульфаты и сульфонаты и т.п., а также сочетания или производные данных веществ. Уег5а\\с1™ и Уегаате!™ N8 являются примерами серийно выпускаемых смачивающих агентов, изготавливаемых и поставляемых компанией Μ-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас), которые можно использовать в данном изобретении.

Органофильные глины - как правило, обработанные амином - могут быть полезны в качестве загустителей в составе флюидов по настоящему изобретению. Также можно использовать и другие загустители, такие как растворимые в масле полимеры, полиамидные смолы, поликарбоксильные кислоты и мыла. Количество применяемого в композиции загустителя может варьироваться в зависимости от конечного применения состава. Однако, как правило, диапазон примерно в 0,1-6 вес.% является достаточным для большинства применений. УО-9™ и УО-РЬи8 - органические глины, поставляемые компанией Μ-Ι Ь.Ь.С., а Уегаа-НРК™ - материал на основе полиамидной смолы, выпускаемый и поставляемый компанией Μ-Ι Ь.Ь.С.; все они могут быть использованы в данном изобретении.

В число утяжелителей, или уплотнителей, пригодных для использования в данном изобретении, входят галенит, гематит, магнитный железняк, оксиды железа, ильменит, тяжелый шпат, железный шпат, целестин, доломит, известковый шпат и т.д. Количество таких добавок (при наличии) зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно утяжелитель добавляют до получения плотности бурового раствора примерно 24 фунта на галлон. Предпочтительно утяжелитель добавляют до получения плотности 21 фунта на галлон, а наиболее предпочтительно - 19,5 фунтов на галлон.

Примеры

Составы/испытания на сдвиг

Рассмотренные ниже примеры иллюстрируют различные скважинные флюиды согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. В состав скважинных флюидов, протестированных в соответст

- 5 011139 вии с методикой АНИ (Американский нефтяной институт) «Измерения сдвиговой прочности с помощью трубки широметра», входили: различные количества ИоуаИик™ - синтетического бурового раствора, УегкаРас™ - термически активируемого углеводородного гелеобразующего агента, Μ-Ι-Χ II™ - целлюлозного волокна и Есо1го1™ - понизителя фильтрации; все они поставляются компанией Μ-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, штат Техас). Каждый флюид был помещен в испытательную камеру, а затем отвержден под действием температуры 180°Е в течение 16 ч. Каждый отвержденный флюид перед извлечением из испытательной камеры подвергали испытанию на сдвиг с использованием трубки широметра и набора грузов для измерения сдвиговой прочности каждой композиции бурового раствора. Трубку широметра размещали на поверхности отвержденного раствора, а грузы применяли для вдавливания в отвержденный флюид. Приложенный вес и измеренное проникновение трубки использовали для расчета сдвиговой прочности образца.

Были протестированы композиции флюидов 1-4; результаты испытания на сдвиг для каждой композиции представлены ниже в табл. 1. Флюид 1 - образец полностью отвержденного флюида. Он свободно стоит с помощью собственной массы и сухой на ощупь. Флюид 2 не настолько отвержден, как флюид

1. Хотя образец свободно стоит, при манипуляциях с ним виден выход жидкости. Образец флюида 3 внешне более твердый, чем образцы флюидов 1 и 2, и его было легче извлечь из испытательной камеры, чем флюиды 1 и 2.

Флюид 4 кажется еще более твердым, чем флюиды 1-3, и немного легче отделился от испытательной камеры, чем флюид 3, - возможно, благодаря большей степени отверждения. Результаты испытаний флюидов 1-4 показывают, что добавление волокнистого материала Μ-Ι-Χ II, по-видимому, удваивает сдвиговую прочность композиций.

Таблица 1

	Флюид Ν*	1	2	3	4
Композиция	Единица измерения
	Мл/г	350/592,2	350/592,2	350/592,2	350/592,2
УегзаРас	г	20	20	20	20
Μ-Ι-Χ II	г	5	-	5	-
ЕсоСго1	г	5	5	-	-
Испытание на сдвиговую прочность
Проникнове- ние	мм	23	55	29	80
Масса	г	900	900	900	900
Сдвиговая прочность	Па	1443	7 34	1393	504

Композиции флюидов 9-12 и результаты испытаний на сдвиг для каждой композиции показаны в табл. 2. Для флюида 9 характерна легкость извлечения образца из камеры для выдержки, но при этом в камере остается немного мягкой массы. Флюид 9 можно размазать, как мягкий маргарин, и образец обладает довольно равномерной гомогенностью. Флюид 10 подобен флюиду 9; однако размазывается труднее - примерно, как штукатурка. Образец флюида 11 труднее извлечь из камеры для выдержки, чем образцы флюидов 9-10 и 11. Раствор, из которого он состоит, кажется суше, чем в остальных образцах, и имеет неплохую твердость по всей структуре образца. Этот флюид размазывается, как замазка. Образец флюида 12 был извлечен из камеры как единое целое, легче, чем флюид 11. Аналогично флюиду 11, он размазывается, как замазка, и затвердел равномерно. Кроме того, небольшое изменение концентрации (±2 фунтов на баррель) Есо1го1™, по-видимому, оказывает меньшее влияние, чем большее изменение концентрации (± 5 фунтов на баррель) УегкаРас™, с точки зрения уменьшения количества поверхностного масла при тестировании образцов с помощью фильтровальной бумаги.

- 6 011139

Таблица 2

	Флюид Ν*	9	10	11	12
Композиция	Единица измерения
ΝονβΡΙυδ	мл/г	350/592,2	350/592,2	350/592,2	350/592,2
УегзаРас	г	10	10	15	15
Μ-Ι-Χ II	г	4	4	4	4
ЕсоСго1	г	2	4	2	4
Испытание на сдвиговую прочность
Проникно- вение	мм	23	27	14	18
Масса	г	250	250	350	4 00
Сдвиговая прочность	Па	515	438	1161	1025

Композиции флюидов 13-15 и результаты испытаний на сдвиговую прочность для каждой композиции показаны в табл. 3. Флюид 13 довольно мокрый на ощупь по сравнению с флюидами 14 и 15. Образец флюида 13 обладает гладкостью кромок и сохраняет форму в течение нескольких дней. Флюид 14 менее влажный, чем флюид 13, и имеет равномерную твердость по всей структуре образца. При извлечении образца из камеры для выдержки произошло растяжение, а затем разрыв, при этом половина образца осталась в камере. После нескольких дней на открытом воздухе образец флюида 14 растрескался. Флюид 15 относительно сухой, подобно застывшему шоколадному муссу, и при рассмотрении в камере кажется наиболее насыщенным воздухом среди всех образцов. При извлечении из камеры он остался почти целым. Спустя несколько дней на открытом воздухе флюид 15 стал хрупким. Испытания флюидов 13-15 показали, что изменение количества Εοοίτοί™ вызывает изменение влажности образца, аналогичное происходящему при изменении количества УегкаРас™ , и оказывает влияние на твердость и сдвиговую прочность образцов.

Таблица 3

	Флюид В·	13	14	15
Композиция	Единица измерения
Г?оуаР1ия	мл/г	350/592,2	350/592,2	350/592,2
УегзаРас	г	12	12	12
Μ-Ι-Χ II	г	4	4	4
ЕсоЪго1	г	-	10	20
Испытание на сдвиговую прочность
Проникновение	мм	39	28	37
Масса	г	400	400	500
Сдвиговая прочность	Па	472	658	617

Испытание на миграцию газов

Данное испытание было предпринято с целью сравнения газонепроницаемости отвержденных брикетов и других, необработанных флюидов, таких как сырая нефть и обычный раствор на основе ΝοναΡΙιικ™ . В отдельных испытаниях каждый из флюидов помещали в трубку и выдерживали в течение 16 ч при температуре 180° Е. После выдержки к одному концу трубки присоединяли азотный регулятор давления, а к другому концу - удлинитель трубки, заполняемый сырой нефтью. Через трубку пропускали азот и отслеживали выход газа и флюида с другой стороны. В случаях, когда в трубке было масло и буровой раствор на основе ΝοναΡΙιικ™ , азот под давлением 5 фунтов на квадратный дюйм проходил через флюид и выходил наружу, не смещая флюид в трубке. Было отмечено, что газ погружал выпускную трубку в воду, а также наличие пузырьков. При отверждении флюида на основе ΝοναΡΙιικ™ , но с хими

- 7 011139 ческими добавками, пузырьков не было, но флюид был полностью вытеснен из трубки при повышении давления до 15 фунтов на квадратный дюйм, потому что не было противодавления. Ни при 5, ни при 10 фунтах на квадратный дюйм движения не происходило.

Итак, настоящее изобретение обеспечивает отверждаемый скважинный флюид, применимый для создания газонепроницаемого барьера в затрубном пространстве и предотвращения повышения давления в обсадной колонне. В некоторых вариантах осуществления введение скважинного флюида можно использовать в качестве превентивной меры, вместе с созданием цементного барьера. В других вариантах осуществления скважинный флюид можно использовать для коррекции, размещая его в скважине при отказе существующего цементного барьера. Скважинный флюид также можно размещать в затрубном пространстве между пластом и обсадной колонной в жидком виде, с последующим отверждением, вызываемым температурой окружающего пласта. Затвердевшая масса обработанного скважинного флюида может препятствовать миграции углеводорода, создающего избыточное давление, в затрубное пространство, приводящей к повышению давления в затрубном пространстве. Кроме того, отвержденный флюид может препятствовать разделению жидкости и твердого вещества в дальнейшем, поддерживая тем самым плотность раствора в затрубном пространстве.

Хотя изобретение и было описано в отношении ограниченного количества вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, воспользовавшись данным описанием, поймут, что могут быть разработаны и другие варианты осуществления без отступления от раскрытого в данной работе объема изобретения. Соответственно, объем изобретения ограничен исключительно прилагаемой формулой изобретения.

Claims

1. Способ герметизации подземной зоны, согласно которому готовят скважинный флюид, содержащий маслянистый флюид, образующий непрерывную фазу скважинного флюида, немасляный флюид, образующий дисперсную фазу скважинного флюида, и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента;

вводят скважинный флюид, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной частью обсадной колонны, расположенной в скважине; и дают скважинному флюиду затвердеть внутри затрубного пространства.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий введение цементного раствора, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, установленной в скважине.

3. Способ по п.2, согласно которому введение скважинного флюида, по меньшей мере, в участок затрубного пространства выполняют перед введением цементного раствора в затрубное пространство.

4. Способ по п.1, согласно которому, по меньшей мере, участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, установленной в скважине, занят предварительно отвержденным цементным барьером.

5. Способ по п.1, согласно которому скважинный флюид содержит примерно от 15 до 35 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента.

6. Способ по п.1, согласно которому скважинный флюид дополнительно содержит примерно от 3 до 25 фунтов на баррель волокнистого материала.

7. Способ по п.1, согласно которому скважинный флюид дополнительно содержит примерно от 1 до 10 фунтов на баррель понизителя фильтрации.

8. Способ по п.1, согласно которому отвержденный скважинный флюид образует газонепроницаемое уплотнение между наружной стороной обсадной колонны и боковыми стенками пласта.

9. Способ по п.1, согласно которому скважинный флюид начинает затвердевать при температуре примерно от 100 до 250°Е.

10. Способ герметизации подземной зоны, согласно которому скважинный флюид закачивают, по меньшей мере, в участок затрубного пространства между боковыми стенками скважины и наружной стороной обсадной колонны, установленной в скважине, причем скважинный флюид содержит маслянистый флюид и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента;

закачивают цементный раствор, по меньшей мере, в участок затрубного пространства и дают скважинному флюиду и цементу затвердеть внутри затрубного пространства.

11. Способ по п.10, согласно которому отвержденный скважинный флюид образует газонепроницаемое уплотнение между наружной стороной обсадной колонны и боковыми стенками пласта.

12. Способ по п.10, согласно которому скважинный флюид содержит примерно от 15 до 35 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента.

13. Способ по п.10, согласно которому скважинный флюид дополнительно содержит примерно от 3 до 25 фунтов на баррель волокнистого материала.

14. Способ по п.10, согласно которому скважинный флюид дополнительно содержит примерно от 1

- 8 011139 до 10 фунтов на баррель понизителя фильтрации.

15. Способ по п.10, согласно которому скважинный флюид начинает затвердевать при температуре примерно от 100 до 250°Р.

16. Скважинный флюид, содержащий маслянистый флюид, причем маслянистый флюид образует непрерывную фазу скважинного флюида; немасляный флюид, причем немасляный флюид образует дисперсную фазу скважинного флюида; и примерно от 5 до 50 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента.

17. Скважинный флюид по п.16, содержащий примерно от 15 до 35 фунтов на баррель термически активируемого гелеобразующего агента.

18. Скважинный флюид по п.16, в котором термически активируемым огеливающим агентом является (С₁-С₂₀)алкилдиамид.

19. Скважинный флюид по п.16, содержащий примерно от 3 до 25 фунтов на баррель волокнистого материала.

20. Скважинный флюид по п.16, содержащий примерно от 1 до 10 фунтов на баррель понизителя фильтрации.

21. Скважинный флюид по п.16, который затвердевает при температуре примерно от 100 до 250°Р.