EA019035B1

EA019035B1 - Обращенные силикатные жидкости для укрепления ствола скважины

Info

Publication number: EA019035B1
Application number: EA201070721A
Authority: EA
Inventors: Дэвид Энтони Боллард
Original assignee: Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ ЮКей ЛИМИТЕД
Priority date: 2007-12-12
Filing date: 2008-12-03
Publication date: 2013-12-30
Also published as: BRPI0821612A2; CA2708475C; US8474532B2; AR069680A1; WO2010015879A2; CA2708475A1; US20100258313A1; MX2010006418A; EP2231812A2; EP2231812B1; WO2010015879A3; EA201070721A1

Abstract

В изобретении представлена буровая жидкость, которая включает в себя маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дискретную фазу, содержащую водорастворимый силикат, и эмульгатор для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе. Может быть, необязательно, включен отверждающий агент, включая органический или неорганический отверждающий агент, чтобы инициировать застудневание или осаждение силиката в нисходящей скважине.

Description

Уровень техники изобретения Область техники, к которой относится изобретение

Раскрытые здесь варианты осуществления большей частью относятся к жидкостям и способам повышения прочности ствола скважины и, более конкретно, к жидкостям и способам укрепления и стабилизации ствола скважины.

Уровень техники

Утраченная циркуляция представляет собой повторяющуюся проблему бурения, характеризующуюся потерей бурового раствора в нисходящих пластах, которые являются трещинноватыми, высокопроницаемыми, пористыми, кавернозными или содержащими пустоты. Указанные пласты могут включать в себя, кроме прочего, сланцы, пески, гравий, тонкие пласты твердой породы, скалистые отложения, известняк, доломит и мел. Встречаются и другие проблемы, если при бурении и добыче нефти и газа происходит заклинивание трубы, разрушение скважины, потеря управления скважиной и потеря или уменьшение добычи.

Индуцированные потери бурового раствора могут также происходить, если вес бурового раствора, требующийся для управления скважиной и для поддерживания стабильного ствола скважины, превышает сопротивление растрескиванию пластов. В частности, трудные ситуации возникают в истощенных нефтеносных или газоносных пластах, в которых падение давления в скважине ослабляет горные породы, содержащие углеводород, но соседние или впластованные породы низкой проницаемости, такие как сланцы, поддерживают поровое давление. Это может сделать бурение некоторых истощенных зон невозможным, поскольку вес бурового раствора, требующийся для опоры сланца, превышает сопротивление растрескиванию нефтеносных пластов-коллекторов и мелкозернистых осадков.

Возникают и другие ситуации, при которых может быть выгодной изоляция определенных зон в пласте. Например, один способ повышения продуктивности скважины предусматривает перфорацию скважины в ряде различных мест, либо в некоторых зонах, содержащих углеводород, и таким образом повышают поток углеводородов в скважину. Проблема, связанная с добычей из скважины указанным путем, относится к управлению потоком жидкостей из скважины и к управлению нефтеносным или газоносным пластом. Например, в скважине, продуцирующей из ряда отдельных зон (или из ответвлений в многоразветвленной скважине), в которой одна зона имеет более высокое давление, чем другая зона, зона более высокого давления может разгружаться скорее в зону более низкого давления, чем на поверхность. Аналогично, в горизонтальной скважине, которая проходит через единичный пласт, отверстия вблизи устья скважины, то есть вблизи поверхности, могут начать давать воду до отверстий вблизи нижнего конца скважины. Выделение воды вблизи пятки снижает общую добычу из скважины.

Во время процесса бурения буровые растворы циркулируют в нисходящей скважине для удаления скальной породы, также как агенты нагнетания для борьбы с множеством явлений, описанных выше. Составы буровой жидкости могут быть водными или на основе масла (включая минеральное масло, дизельное топливо или синтетические масла) и могут содержать утяжелители, поверхностно-активные вещества, пропелленты и гели. В попытке решения указанных и других проблем используют поперечно сшитые или абсорбирующие полимеры, гранулы экранирующего наполнителя (ЬСМ) и цементные блоки. Гели, в частности, применимы для предупреждения потерь бурового раствора, стабилизации и усиления ствола скважины и обработок для изоляции зоны и перекрытия водоносных горизонтов.

Во многих скважинах используют буровые растворы и на основе воды, и на основе масла. Буровые растворы на основе воды обычно применяют в начале процесса бурения. Позднее (их) заменяют буровыми растворами на основе масла, когда скважина становится глубже и достигает предела водных буровых растворов, вызванного ограничениями, такими как смазывающая способность и стабилизация ствола скважины. Большинство гелей используют воду, совместимую с гелеообразованием, и поперечно сшивающие агенты, которые применимы при использовании водных буровых растворов. Однако существует нехватка способов, использующих агенты, укрепляющие ствол скважины, которые совместимы с буровыми растворами на основе нефти.

Таким образом, существует потребность в разработке жидкостей и способов укрепления ствола скважины, которые относительно безопасны для окружающей среды и совместимы с буровыми растворами на основе масла.

Сущность изобретения

В одном из аспектов предложенные здесь варианты осуществления относятся к буровой жидкости, которая состоит из маслянистой непрерывной фазы; немаслянистой дискретной фазы, содержащей водорастворимый силикат; и эмульгатора для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе.

В другом аспекте предложенные здесь варианты осуществления относятся к буровой жидкости, которая состоит из маслянистой непрерывной фазы, содержащей по меньшей мере один гидролизуемый сложный эфир; немаслянистой дискретной фазы, содержащей водорастворимый силикат; и эмульгатора для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе.

В другом аспекте предложенные здесь варианты осуществления относятся к способу обработки пласта почвы, который предусматривает помещение обращенной эмульсионной буровой жидкости, со

- 1 019035 стоящей из маслянистой непрерывной фазы; немаслянистой дискретной фазы, содержащей водорастворимый силикат; эмульгатора для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе; загустителя; и дестабилизацию обращенной эмульсии для обеспечения возможности взаимодействия между водорастворимым силикатом и загустителем.

Еще в одном аспекте предложенные варианты осуществления относятся к способу обработки пласта почвы, который предусматривает помещение обращенной эмульсионной буровой жидкости, состоящей из маслянистой непрерывной фазы; немаслянистой дискретной фазы, содержащей водорастворимый силикат; и эмульгатора для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе; и снижение рН буровой жидкости, чтобы вызвать застудневание силиката.

Еще в одном аспекте предложенные варианты осуществления относятся к способу обработки пласта почвы, который предусматривает помещение обращенной эмульсионной буровой жидкости, состоящей из маслянистой непрерывной фазы, содержащей по меньшей мере один сложный эфир; немаслянистой дискретной фазы, содержащей водорастворимый силикат; эмульгатора для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе; и снижение рН жидкости ствола скважины, чтобы вызвать застудневание силиката.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из последующего описания и приложенной формулы изобретения.

Подробное описание

Предложенные здесь варианты осуществления большей частью относятся к отверждаемым жидкостям и способам повышения прочности ствола скважины и, более конкретно, к отверждаемым жидкостям и способам укрепления и стабилизации ствола скважины. Термин отверждаемая жидкость, как использовано здесь, означает любое подходящее жидкое вещество, которое может быть накачано или введено в нисходящую скважину и отверждается через некоторое время с образованием твердой или студенистой структуры и становится более устойчивым к механическим деформациям. В соответствии с вариантами осуществления данного открытия буровые жидкости данного открытия включают в себя отверждаемую обращенную силикатную жидкость.

Термин обращенная эмульсия или эмульсия вода-в-масле означает эмульсии, в которых непрерывная фаза представляет собой маслянистую жидкость, а дискретная фаза представляет собой водную жидкость, которая диспергирована в непрерывной фазе. В тех случаях, когда соединяют две несмешивающихся жидкости (водную и маслянистую) без применения стабилизирующего эмульгатора, возможно сначала диспергирование или эмульгирование одной жидкости в другой, но через некоторое время капли дискретной диспергированной жидкости коалесцируют или флоккулируют, например, вызывая нестабильность образованной эмульсии. Таким образом, чтобы стабилизировать эмульсию, может быть использован эмульгатор. Изменяется ли эмульсия в эмульсию вода-в-масле или в эмульсию масло-в-воде, зависит от объема фракции обеих фаз и от типа эмульгатора.

Таким образом, обращенная силикатная жидкость данного открытия имеет маслянистую внешнюю или непрерывную фазу и раствор силиката или твердую внутреннюю фазу. Однако чтобы позволить контролировать отверждение жидкостей, жидкости могут быть образованы с водорастворимыми силикатами. Растворимые силикаты получают сплавлением песка (8Ю₂) с карбонатом, таким как карбонат калия или карбонат натрия, в печи и последующим растворением стекла с применением пара высокого давления, получая вязкую жидкость, часто называемую жидким стеклом.

Ряд водорастворимых силикатных соединений известен в технике. Такими соединениями являются силикат натрия, силикат калия, силикат лития и силикаты четвертичного аммония, которые легко растворяются в воде с образованием растворов.

Далее, специалист в данной области техники может определить, что водорастворимый силикат может быть подан либо в жидкой, либо в твердой форме. Специалист в данной области техники может определить, находится ли силикат в жидкой или твердой фазе, зависит от отношения 8Ю₂ к М₂О. При повышении отношения §1О₂:М₂О скорость растворения уменьшается (большие количества диоксида кремния при более низком рН). Например, силикат натрия с более низким отношением §1О₂:Иа₂О обычно поставляют в жидкой форме, тогда как при отношении более 2 он обычно находится в форме гидратированного или безводного порошка. Однако любой из них может быть использован при формировании обращенных силикатов данного открытия.

Дополнительно специалист в данной области техники может определить, что для силикатов с более высокими отношениями структура аниона может быть представлена в более сложных типах (комплексные соединения с высокой молекулярной массой по сравнению с мономерами с более низкой молекулярной массой или менее сложными комплексами).

Растворимость в воде указанных силикатов обусловлена присутствием оксидов щелочных металлов (М₂О), которые поддерживают рН на таком уровне, когда диоксид кремния (8Ю₂) может быть растворен. Однако если рН является нейтральным или более низким, растворимость диоксида кремния уменьшается и он застудневает или полимеризуется. Застудневание силиката указывает на самопроизвольную полимеризацию или конденсацию структур растворимого силиката с образованием структуры водного аморфного геля силиката, которая быстро возникает при рН ниже 10,5. Дополнительно, силикаты могут

- 2 019035 также взаимодействовать с многовалентными катионами (например, Са⁺², Мд'². А1⁺³, Ре⁺³ и т.д.) с образованием нерастворимых силикатов металлов или гелей силикатов металлов. Например, после прибавления двухвалентных ионов кальция одновалентный силикат может взаимодействовать с кальцием с образованием гидратированного силиката кальция.

Поскольку рН раствора силиката обычно выше примерно 10,5, диоксид кремния остается растворимым. Однако когда указанные водорастворимые силикаты смешивают (в достаточном количестве) с нерастворимыми отверждающими агентами (то есть сшивающими агентами или модификаторами рН), происходит осаждение или застудневание. Таким образом, может быть создана отверждаемая буровая жидкость, которая содержит внутреннюю силикатную фазу, которая может инициировать гель или осаждение таким путем, как изменение рН для уменьшения растворимости диоксида кремния и вызывать застудневание или контактирование с многовалентным отверждающим агентом, обеспечивая сшивание. Количество силиката, находящегося в качестве внутренней фазы, может находиться в интервале от 5 до 50% от водной фазы.

Таким образом, отверждающие агенты, подходящие для использования в жидкостях данного открытия, включают в себя неорганические отверждающие агенты так же, как и органические отверждающие агенты. Например, типы неорганических отверждающих агентов могут включать в себя оксиды, гидроксиды, бикарбонаты или галогениды щелочно-земельных и других металлов, таких как кальций, магний, алюминий и подобные. Однако пределы источника многовалентных ионов ограничены данным открытием. Так, другие типы отверждающих агентов могут включать в себя бикарбонаты, фосфаты, полифосфаты, сульфаты и т.д. Указанные неорганические отверждающие агенты могут быть включены во внешнюю фазу жидкости (или во вторую эмульсию), так что во время помещения жидкости в ствол скважины отверждающий агент держат отдельно от силикатной внутренней фазы, чтобы избежать преждевременного сшивания силикатов и отверждения жидкости. Специалист в данной области техники может определить, что количество отверждающего агента может зависеть от количества силиката, присутствующего в жидкости, так же, как от степени желаемого осаждения. Однако в различных вариантах осуществления молярное отношение силиката к неорганическому отверждающему агенту может находиться в интервале от 10:1 до 1:10 или от 6:1 до 1:6.

В качестве альтернативы может быть использован органический отверждающий агент, который вызывает застудневание при модифицировании рН буровой жидкости. Так, органические отверждающие агенты могут включать в себя соединения, которые в течение длительного времени высвобождают кислоту. В частности, в качестве отверждающего агента могут быть использованы соединения, которые гидролизуются с образованием кислоты ίη δίΐιι. Такой продолжительный источник кислотности может быть обеспечен, например, гидролизом сложного эфира или амида. Иллюстративные примеры таких продолжительных источников кислоты включают в себя гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры карбоновых кислот, гидролизуемые эфиры фосфокислоты, гидролизуемые эфиры сульфокислоты и другие подобные гидролизуемые соединения, такие как амиды, что должно быть хорошо известно специалистам в данной области техники. Примеры сложных эфиров включают в себя сложные эфиры спиртов, содержащих от 2 до 12 атомов углерода, эфиры, произведенные от моно- и полиненасыщенных жирных кислот, содержащих от 16 до 24 смесей сложных эфиров, состоящих из изомеризованных и/или внутренних олефинов или их комбинаций.

Подходящие сложные эфиры могут включать в себя эфиры карбоновых кислот, так что время достижения гидролиза предопределено известными условиями нисходящей скважины, такими как температура и рН. В конкретном варианте осуществления органический отверждающий агент может содержать эфир муравьиной или уксусной кислоты с С₄-С₃₀-спиртом, который может быть моно- или полиатомным. В начале застудневания силикатов данного открытия могут найти применение другие сложные эфиры, включая высвобождающие С1-С₆-карбоновые кислоты, в том числе гидроксикарбоновые кислоты, образующие при гидролизе лактоны, такие как δ-лактон и γ-лактон. В другом варианте осуществления может быть использован гидролизуемый эфир С1-С₆-карбоновой кислоты и С₂-С₃₀-многоатомного спирта, включая алкиловые ортоэфиры.

На современном уровне техники хорошо известно, что температура так же, как и присутствие источника ионов гидроксида, имеет существенное влияние на скорость гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, специалист в данной области техники может провести простое изучение для определения времени гидролиза при данной температуре. Известно также, что при увеличении длины спиртовой части сложного эфира скорость гидролиза уменьшается. Таким образом, систематическим варьированием длины и разветвленности спиртовой части сложного эфира можно регулировать скорость высвобождения кислоты и, таким образом, может быть предварительно определено отверждение буровой жидкости.

Дополнительно, в зависимости от ожидаемой температуры в нисходящей скважине и соответствующей ожидаемой скорости гидролиза выбранного сложного эфира может быть желательно вводить в буровую жидкость, содержащую сложный эфир, фермент, такой как липаза, эстераза и протеаза, чтобы повысить скорость гидролиза. Введение указанных ферментов описано, например, в патенте США № 5678632, который приведен здесь в качестве ссылки. Далее, в случае, когда температура выше 120°Р,

- 3 019035 обычно не требуется введение фермента вследствие достаточно высоких скоростей гидролиза; рассматривают, что другие сложные эфиры (имеющие более низкие скорости гидролиза, которые обычно не используют) могут быть использованы совместно с ферментами для повышения свойственной им низкой скорости гидролиза.

В зависимости от конкретного выбранного отверждающего агента (и его относительной растворимости в воде) органический отверждающий агент может быть включен либо в водную внутреннюю фазу, либо в маслянистую внешнюю фазу. В конкретном варианте осуществления может быть использован сложный эфир для включения в себя части или всей маслянистой фазы.

Буровые жидкости могут включать в себя, например, маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дискретную фазу, включая по меньшей мере один силикат, эмульгатор и отверждающий агент. Маслянистая жидкость может быть жидкой, более предпочтительно представляет собой природное или синтетическое масло и более предпочтительно маслянистая жидкость выбрана из группы, включающей в себя соляровое масло; нефть; синтетическое масло, такое как гидрированные и негидрированные олефины, включая поли-альфа-олефины, линейные и разветвленные олефины и подобные, полиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, эфиры жирных кислот, особенно с разветвленной цепью, разветвленные и циклические алкиловые эфиры жирных кислот, их смеси и подобные соединения, известные специалисту в данной области техники; и их смеси. Концентрация маслянистой жидкости должна быть достаточной для того, чтобы инвертировать эмульсионные формы и может быть менее примерно 99 об.% обращенной эмульсии. В одном из вариантов осуществления количество маслянистой жидкости составляет от примерно 30 до примерно 95 об.% и более предпочтительно от примерно 40 до примерно 90 об.% обращенной эмульсионной жидкости. Маслянистая жидкость в одном из вариантов осуществления может включать в себя по меньшей мере 5 об.% вещества, выбранного из группы, состоящей из сложных эфиров, простых эфиров, ацеталей, диалкилкарбонатов, углеводородов и их комбинаций. В конкретном варианте осуществления по меньшей мере часть маслянистой жидкости включает в себя по меньшей мере один гидролизуемый сложный эфир, такой как описано выше, чтобы обеспечить снижение рН буровой жидкости, инициируя застудневание силикатов внутри буровой жидкости. Таким образом, в различных вариантах осуществления маслянистая жидкость может быть образована от 0 до 100 об.% сложного эфира. Однако при включении сложного эфира желательным может быть его количество в интервале 3 30 об.%.

Немаслянистая жидкость, использованная в предложенной здесь композиции обращенной эмульсионной жидкости, представляет собой жидкость и предпочтительно водную жидкость. Более предпочтительно немаслянистая жидкость может быть выбрана из группы, состоящей из морской воды, соляного раствора, содержащего органические и/или неорганические соли, жидкостей, содержащих смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинации. Дополнительно, как описано выше, немаслянистая жидкость может включать в себя по меньшей мере один водорастворимый силикат. Количество немаслянистой жидкости обычно меньше, чем теоретически ограничено необходимостью образования обращенной эмульсии. Так, в одном из вариантов осуществления количество немаслянистой жидкости составляет менее примерно 70 об.% и предпочтительно от примерно 1 до примерно 70 об.%. В другом варианте осуществления немаслянистая жидкость предпочтительно составляет от примерно 5 до примерно 60 об.% обращенной эмульсионной жидкости. Жидкая фаза может состоять либо из водной жидкости, либо из маслянистой жидкости или их смесей. В конкретном варианте осуществления в буровую жидкость могут быть включены различные утяжелители.

Для получения буровых растворов, предложенных здесь, могут быть использованы обычные способы, до известной степени аналогичные используемым, как правило, для получения стандартных буровых растворов на основе масла. В одном из вариантов осуществления силикатную жидкость эмульгируют в сырой нефти и отверждающий (неорганический или органический) агент может быть прибавлен к внешней фазе. В другом варианте осуществления силикатная жидкость может быть эмульгирована в сырой нефти, содержащей отверждающий агент. Еще в другом варианте осуществления силикатная жидкость может быть эмульгирована в сырой нефти и может быть образована и смешана с первой эмульсией вторая эмульсия, содержащая отверждающий агент, например соляной раствор СаС1₂. Через некоторое время эмульгированные капли могут начинать коалесцировать и таким образом вступать в реакцию. В качестве альтернативы силикатную жидкость эмульгируют в маслянистой жидкости, частично или целиком образованной гидролизуемым сложным эфиром.

Дополнительно, в зависимости от выбора силиката (жидкого или твердого) специалист в данной области техники определяет, что отверждающий агент может быть затем прибавлен к одной из фаз, маслянистой или водной.

Дополнительно, специалист в данной области техники должен определить, что может быть использован любой эмульгатор, включая неионный, катионный или анионный эмульгаторы, поскольку гидрофильно/липофильный баланс достаточен для получения стабильной эмульсии вода-в-масле. Примеры эмульгаторов могут включать в себя алкиларилсульфонаты, алкилсульфонаты, алкилфосфаты, алкиларилсульфаты, этоксилированные жирные кислоты, амидоамины, имидазолины, этоксилированные амины, этоксилированные фенолы, полиоксиэтиленовые жирные кислоты, сложные и простые эфиры, слож

- 4 019035 ные эфиры сорбита, сульфатные эфиры, сульфатные эфир(простой)эфиры, алкилтартраты, фосфатные эфиры, поверхностно-активные силоксаны, полимерные поверхностно-активные вещества, такие как продукты ΗΥΡΕΒΜΕΚ™, изготавливаемые Сгоба (8йайй, иийеб Ктдбот), и их комбинации. Смеси указанных веществ, так же, как и другие эмульгаторы, также могут быть использованы для данного изобретения. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активные вещества, подходящие для обращенных эмульсий, могут включать в себя поверхностно-активные вещества с низким НЬВ. Поверхностно-активные вещества с низким НЬВ могут включать в себя, кроме прочих, амидоамины, сложные эфиры сорбита и простые алкиловые эфиры. В конкретном варианте осуществления эмульгаторы могут представлять собой гидроксилированные простые эфиры, такие как получаемые реакцией присоединения алканолов к алкилоксидам, такие как этоксилат алканола. Количество эмульгатора должно быть достаточным для того, чтобы дать возможность немаслянистой жидкости образовывать стабильную дисперсию тонких капель в маслянистой жидкости. Поскольку указанное количество может варьироваться в зависимости от природы и количества маслянистой жидкости и немаслянистой жидкости, обычно количество эмульгатора может находиться в интервале от примерно 1 до 10 мас.% от всей жидкости.

Далее, предложенные здесь обращенные эмульсионные жидкости могут дополнительно содержать добавочные химические реагенты в зависимости от окончания использования жидкости, пока они не препятствуют действенности описанных здесь жидкостей (в частности, эмульсии при использовании обращенных эмульсионных вытесняющих жидкостей). Другие добавки, которые могут быть включены в предложенные здесь буровые жидкости, включают в себя, например, закупоривающие твердые вещества, утяжелители, смачивающие агенты, органофильные глины, загустители, агенты регулирования понизителя водоотдачи, поверхностно-активные вещества, диспергаторы, понизители межфазного натяжения, рН-буферы, взаимные растворители, разжижители, понизители вязкости и очищающие средства. Добавление указанных агентов должно быть хорошо известно обычному специалисту в области составления буровых растворов и промывочных жидкостей. Однако следует отметить, что прибавление указанных агентов не должно вредить свойствам, связанным со способностью компонентов к отверждению, как описано здесь.

Закупоривающие агенты, утяжелители или добавки, влияющие на плотность, подходящие для применения в некоторых вариантах осуществления, включают в себя галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит и подобные. В качестве альтернативы указанные вещества могут также включать в себя волокнистые целлюлозные материалы, графит, кокс, перлит и т.д. Количество любого из указанных добавленных веществ зависит от желаемой плотности конечной композиции. Обычно утяжелитель прибавляют до получения бурового раствора плотностью до примерно 24 фунтов на галлон. Предпочтительно утяжелитель добавляют до 21 фунта на галлон и наиболее предпочтительно до 19,5 фунта на галлон. Далее специалист в данной области техники должен определить, что в зависимости от выбора закупоривающего агента или утяжелителя указанные добавки могут также быть использованы в качестве отверждающего агента. Например, карбонат кальция может быть использован для работы с двойной целью, как отверждающий агент, так же, как и закупоривающее твердое вещество.

Смачивающие агенты, которые могут быть использованы в описанных здесь вариантах осуществления, могут включать в себя неочищенное талловое масло, окисленное неочищенное талловое масло, поверхностно-активные вещества, органические фосфатные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкилароматические сульфаты и сульфонаты и подобные и их комбинации или производные. Однако использование (в качестве) смачивающих агентов жирных кислот должно быть минимизировано, чтобы не оказывать вредного действия на реверсируемость предложенной здесь обращенной эмульсии. Примерами коммерчески доступных смачивающих агентов, которые могут быть использованы, являются νΕΒδΑνΕΤ™ и νΕΒδΑνΕΤ™ N8, производимые и распространяемые Μ-Ι ЕЬС, Хьюстон, Техас.

Органофильные глины, обычно глины, обработанные аминами, могут быть использованы в описанных здесь жидких композициях в качестве загустителей. Также могут быть использованы другие загустители, такие как растворимые в масле полимеры, коллоидальный диоксид кремния, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла. Количество загустителя, использованного в композиции, может варьироваться в зависимости от окончания применения композиции. Однако обычно для большинства применений достаточен интервал примерно от 0,1 до 6 мас.%. νΕΒδΑΟΕΕΘδυΡΒΕΜΕ, νθ-69™ и νθРЬи8™ представляют собой органоглинистые материалы, распространяемые Μ-Ι ЕЬС, а Vе^8а-ΗΒΡ представляет собой полиамидный смолистый материал, производимый и распространяемый Μ-Ι ЕЬС, которые могут быть использованы.

В различных применениях обращенных силикатных жидкостей (таких как описанные здесь ниже), застудневание или отверждение силиката может быть инициировано контактированием силиката с неорганическими отверждающими агентами или гидролизом органического отверждающего агента. В случае применения неорганического отверждающего агента, который диспергирован в маслянистой внешней фазе, взаимодействие между отверждающим агентом и эмульгированной силикатной фазой может про

- 5 019035 текать в результате дестабилизации эмульсии так, как изменение внешних условий, приводящее к коалесценции, что может быть вызвано условиями нисходящей скважины или, например, промывкой кислым раствором. Аналогично, если буровая жидкость составлена с органическим отверждающим агентом, который может присутствовать во внутренней фазе или образуя по меньшей мере часть внешней фазы, гидролиз соединений может инициировать застудневание силикатов. Необязательно, промывка кислым раствором может быть использована для ускорения застудневания. В каждых других вариантах осуществления, если обращенная силикатная жидкость вступает в контакт с поровой водой (слегка кислой и богатой многовалентными катионами), застудневание и/или осаждение может происходить с блокированием притока жидкости и давления в пласт и, таким образом, обеспечением уплотняющего и стабилизирующего эффекта.

Как отмечено выше, варианты осуществления данного открытия могут давать обработку жидкостей или гранул, которая может быть использована для стабилизации незатвердевших или слабо затвердевших участков пласта. Впрыскиванием обращенной силикатной эмульсии в пласты по стволу скважины также может быть улучшена стабильность ствола скважины. Застудневание или осаждение силикатов может обеспечить укрепление пласта вдоль ствола скважины после отверждения смеси.

В других вариантах осуществления обращенные силикатные жидкости могут быть использованы для борьбы с зонами поглощения бурового раствора или зонами высокой проницаемости пласта. После отверждения обращенные силикатные жидкости, впрыснутые в пласт, могут частично или полностью сдерживать движение жидкости через высоко проницаемые призабойные зоны. Таким образом, затвердевший или желированный силикат может эффективно уменьшить пути просачивания через пласт, нагнетая обрабатывающую жидкость через менее пористые зоны и потенциально уменьшая количество требуемой обрабатывающей жидкости и увеличивая добычу нефти из нефтеносного пласта.

В других вариантах осуществления затвердевшие или желированные силикаты могут образовывать часть фильтрационной корки бурового раствора на стенках скважины, минимизируя высачивание буровых растворов в подпочву пластов и облицовывая ствол скважины. В качестве другого примера предложенные здесь варианты осуществления могут быть использованы в качестве компонента гранул материала для борьбы с поглощением (ЬСМ), которые используют, когда встречаются проблемы чрезмерного просачивания или прекращения циркуляции, требующие более высокой концентрации добавок, уменьшающих поглощение бурового раствора. Гранулы ЬСМ используют для предотвращения или уменьшения потерь бурового раствора пористой подпочвой пластов, встречающейся при бурении.

Гранулы фильтрации или отклоняющая обработка могут быть впрыснуты в рабочую колонну, поток к дну ствола скважины, и затем из рабочей колонны и в кольцевое пространство между рабочей колонной и обсадной трубой или стволом скважины. Указанный подбор обработки обычно называют затычка . Затычка может быть затолкана путем впрыскивания других сложных жидкостей позади затычки до положения внутри ствола скважины, которое находится сразу выше части пласта, где подозревают поглощение жидкости. Впрыскивание жидкостей в ствол скважины затем останавливают, и поглощение жидкости затем двигает затычку по направлению к месту поглощения жидкости. Установку затычки на место указанным способом часто называют зройшд (установкой затычки на точное место). Компоненты затычки против поглощения жидкости или отклоняющей обработки могут затем взаимодействовать с образованием заглушки вблизи поверхности ствола скважины для значительного уменьшения жидкого потока в пласт.

Затычка против поглощения жидкости или отклоняющая обработка могут располагаться в стволе скважины селективно, например, путем установки затычки через змеевидную трубку или круглую головку. Для определения потоков жидкости нисходящей скважины может быть использован анемометр нисходящей скважины или подобное устройство, которое показывает, где жидкость может уходить в пласт. Относительное местоположение утечки жидкости может быть определено, например, путем использования радиоактивных меток, находящихся вдоль колонны труб. Различные способы размещения затычки, известные в технике, обсуждены, например, в патентах США №№ 4662448, 6325149, 6367548, 6790812, 67 63888, которые приведены здесь в качестве ссылок.

Далее, поскольку варианты осуществления открытия относятся к водорастворимым силикатам, образованным с одновалентными катионами, специалист в данной области техники должен определить, что в некоторых вариантах осуществления водорастворимые силикаты могут включать в себя комплексы одновалентных силикатов с двухвалентными силикатами. Однако включение двухвалентного силиката может иметь место в значительно меньшем количестве (не более 25%) по отношению к одновалентному силикату для поддерживания степени водорастворимости.

Примеры

Были составлены различные обращенные эмульсионные жидкости, содержащие следующие компоненты, все из которых коммерчески доступны, как показано ниже в табл. 1. В частности, компоненты включают в себя 8ΟΡΤΑΝΟΤ® 50, эмульгатор этоксилат спирта, доступный из 1нсоз Ох1бе (8ои1йашр1оп, Ипйеб Кшдбош), НОЗТЛРИК.® 93, алкилсульфонатный эмульгатор, доступный из С1апап1 РипсИопа1 СйетюаП (МнИенх. 8^йе1апб), СРУ8ТЛГ®. 2,0:1 раствор силиката калия, доступный из !пеоз 8Шсаз

- 6 019035 (Аагппфоп. Иийеб Ктдбот) и УЕК§Л6ЕЬ®§иРКЕМЕ, органоглина, доступная из М-1ЬЬС (Хьюстон, Техас). Была также измерена и показана в табл. 1 электростабильность (Е8) эмульсий, причем чем выше значение, тем более стабильна эмульсия.

Таблица 1

	Пример основы
Компонент	А	В	с
8ΟΕΤΑΝΟ1®50 (мл)	2	-	2,5

НОЗТАРЦК®ЗАЗ 93 (г)	0,5	2,5	-
ЦГ1 Сырая нефть (мл)	50	50	50
УЕКЗАСЕЦ®ЗЦРКЕМЕ (г)	1	1	1
СР¥ЗТАЬ®0100 (мл)	25	25	25
ЕЗ @ 10 мл СКУЗТАЬ®	200	*	4 50
ЕЗ 6 25 мл СРУЗТАЦ®	135	33	162

К образцам добавляли некоторые количества магнезита (МдСО₃) и результаты наблюдали. Замечания показаны ниже в табл. 2.

Таблица 2

Образец	Наблюдения после выдержки при 7б°С/30 мин	Наблюдения после выдержки при 7б°С/16 час


15 мл основы А (без твердых веществ)	ЖИДКОСТЬ	паста
15 мл основы А + 3 г МдСОз	жидкость	твердый как цемент
15 мл основы А + 4 г МдСОз	жидкость	твердый как цемент
15 мл основы А + 5 г МдСОз	жидкость	твердый как цемент
15 мл основы В (без твердых веществ)	жидкость	жидкость
15 мл основы В + 3 г МдСОз	жидкость	мягкая паста
15 мл основы В + 4 г МдСОз	жидкость	мягкая паста
15 мл основы В + 5 г МдСОз	жидкость	мягкая паста, становящаяся более крепкой с прирастающими твердыми веществами
15 мл основы С (без твердых веществ)	жидкость	паста
15 мл основы С + 3 г МдСОз	жидкость	твердый как цемент

15 мл основы С + 4 г МдСОз	ЖИДКОСТЬ	твердый как цемент
15 мл основы С + 5 г МдСОз	жидкость	твердый как цемент

Выгодно, что предложенные здесь варианты осуществления обеспечивают прямую и обращенную эмульсии, которые могут быть использованы для укрепления стволов скважин, борьбы с зонами поглощения бурового раствора и предупреждения водоотдачи. Как описано выше, обращенные эмульсии могут быть получены в широком интервале составов, образуя гели или твердые фракции, которые могут быть использованы для усиления или укрепления ствола скважины. Широкий интервал выбора составов, способных получать интервал гелей или осадков с различными физическими свойствами и временем

- 7 019035 отверждения, может быть выгодно оптимизирован для специфических применений и условий.

Дополнительно, предложенные здесь варианты осуществления могут с пользой дать эффективное средство для подачи отверждаемых силикатных жидкостей с минимальной реакцией силиката до размещения. Путем поддерживания силиката эмульгированным в маслянистой внешней фазе реакция может быть задержана до помещения жидкости. Хотя обычное применение силикатов (как отверждаемых жидкостей) ограничено управляемостью застудневания или осаждения силиката, изобретатели данного изобретения успешно обнаружили, что путем эмульгирования силиката в маслянистой фазе избегают застудневания/осаждения, которое может произойти до помещения в ствол скважины.

Поскольку изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты в данной области техники, имея преимущества данного открытия, могут оценить, что могут быть разработаны другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки предложенного здесь изобретения. Соответственно рамки изобретения должны быть ограничены только приложенной формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Буровая жидкость, содержащая маслянистую непрерывную фазу; немаслянистую дискретную фазу, содержащую водорастворимый силикат;

эмульгатор для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе;

органический отверждающий агент, включающий сложный эфир С₁-С₆-карбоновой кислоты для снижения рН обращенной эмульсии и желирования водорастворимого силиката.
2. Жидкость по п.1, в которой водорастворимый силикат содержит по меньшей мере один из силиката натрия, силиката калия, силиката лития и силикатов четвертичного аммония.
3. Жидкость по п.1 или 2, в которой эмульгатор содержит по меньшей мере один из этоксилированного спирта и алкилсульфоната.
4. Способ обработки пласта путем желирования водорастворимого силиката, предусматривающий расположение обращенной эмульсионной буровой жидкости по пп.1-3, содержащей: маслянистую непрерывную фазу;

немаслянистую дискретную фазу, содержащую водорастворимый силикат;

эмульгатор для стабилизации немаслянистой фазы, диспергированной в маслянистой фазе;

снижение рН буровой жидкости, чтобы вызвать желирование силиката, причем такое снижение рН дестабилизирует обращенную эмульсию.
5. Способ по п.4, в котором снижение рН предусматривает проведение промывки кислотным раствором.
6. Способ по п.4, в котором снижение рН включает в себя предоставление буровой жидкости возможности вступать в контакт с водой пласта.
7. Способ по п.4, в котором водорастворимый силикат содержит по меньшей мере один из силиката натрия, силиката калия, силиката лития и силиката четвертичного аммония.
8. Способ по п.4, в котором буровая жидкость дополнительно содержит органический загуститель.
9. Способ по п.8, в котором органический отверждающий агент является гидролизуемым.
10. Способ по п.9, в котором органический отверждающий агент содержит по меньшей мере один сложный эфир.
11. Способ по п.10, в котором снижение рН буровой жидкости включает гидролиз по меньшей мере одного сложного эфира.
12. Способ по п.9, в котором органический отверждающий агент содержит сложный эфир С₁-С₆карбоновой кислоты.
13. Способ по п.12, в котором снижение рН буровой жидкости включает гидролиз сложного эфира С1-С₆-карбоновой кислоты.

Евразийская патентная организация, ЕАПВ

Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2