EA021338B1

EA021338B1 - Моющие средства для очистки ствола скважины и способы их использования

Info

Publication number: EA021338B1
Application number: EA201170923A
Authority: EA
Inventors: Моррис Арви; Шаохуа Лу; Юджин Дэкин
Original assignee: Эм-Ай Эл.Эл.Си.
Priority date: 2009-01-15
Filing date: 2010-01-08
Publication date: 2015-05-29
Also published as: EP2387604A4; MX343966B; US20110272160A1; EP2387604A2; EA201170923A1; MX2011007396A; CN102282233A; WO2010083093A2; CA2749844A1; AU2010204964A1; CN102282233B; CA2749844C; AU2010204964B2; WO2010083093A3; BRPI1006857A2; US8584760B2

Abstract

В изобретении рассматривается способ очистки стен ствола скважины, который подразумевает воздействие на стены промывочной жидкости, включающей базовую жидкость, содержащую смесь базового масла по меньшей мере с одним из универсального растворителя или терпена; и алкилгликозид.

Description

Варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, в основном касаются методов очистки стволов скважин и, в частности, моющих жидкостей, предназначенных для этого.

Уровень техники

Обычно при бурении ствола скважины для различных целей используются разные жидкости. Они могут циркулировать через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, по которому потом могут подниматься на поверхность. В процессе такой циркуляции буровой раствор может использоваться для подъема бурового шлама на поверхность со дна скважины, удерживания шлама и утяжелителя при остановке циркулирования, контроля давления в скважине, сохранения целостности ствола скважины до момента укрепления ее секции обсадными трубами и цементирования, для изолирования жидкостей от породы за счет поддержания необходимого гидростатического давления для предотвращения проникновения их в ствол скважины, для охлаждения и смазки бурильной колонны и долота и/или максимального ускорения проходки.

При начале бурения скважины часто используется жидкость на водной основе. Поскольку при увеличении глубины бурения растет температура и давление пород, появляется необходимость использования второй жидкости, как правило, на углеводородной основе. При замене (вытеснении) одной жидкости на другую, для формирования физического барьера между ними используется буферная и/или вытесняющая жидкость, которая также обеспечивает очистку скважины от остатков первоначальной жидкости. Для скважин, не укрепленных обсадными трубами, при бурении на полную глубину, жидкость на углеводородной основе должна удаляться из ствола скважины и ствола скважины подготовленного к эксплуатации, путем очистки скважины от остатков жидкости, удаления глинистой корки и установки оборудования для заканчивания скважины.

В обсаженных скважинах при успешном бурении на предопределенную глубину ствол скважины обычно подготавливается к завершающему этапу посредством изоляции пород, проходимых с помощью скважин с обсадной колонной или хвостовиком. А именно, долото и буровая колонна выводятся из скважины, в которую затем вводится и закрепляется с помощью цемента хвостовик или обсадная колонна большего диаметра. Укрепление обсадными трубами также обеспечивает прочность буровой скважины и предотвращает проникновение в ее ствол жидкости из породы, которая не является продуктом бурения. Так же как и в скважинах, не укрепленных обсадными трубами, остатки жидкости должны быть удалены со стенок обсадной колонны.

Перед завершением и введением скважины в эксплуатацию необходимо очистить ее ствол и заменить находящиеся в нем жидкости раствором для заканчивания скважины, таким как соляной. Процесс очистки используется для удаления остатков жидкости, накопившейся на стенках ствола скважины (включая обсадную колонну или хвостовик), а также сухого вещества, присутствующего в скважине. Кроме этого, периодическая очистка стенки обсадной колонны также может быть необходима при эксплуатации скважины, для удаления накопившихся загрязнений и углеводородных остатков, таких как нефть, парафин и твердые отложения. Загрязнения и углеводородные остатки на внутренних стенках скважины могут оказывать негативное влияние на ее производительность.

Обычно, очистка ствола скважины выполняется буферными жидкостями и промывочными растворами. Чаще всего для буферной жидкости характерен загустевший состав, который, при удалении жидкостей, присутствующих в стволе скважины, работает как жидкий поршень. Часто, в буферных жидкостях присутствуют утяжелители, а также вещества, снижающие водоотдачу. С другой стороны, промывочные растворы или жидкости обычно разжижены или относительно невязки и эффективны главным образом за счет турбулентности, растворения и воздействия поверхностно-активного вещества на остатки жидкости и глинистую корку. В промывочных жидкостях может присутствовать некоторое количество сухого вещества, действующего как абразив, однако, имеющегося в существенно меньшем количестве, чем в буферных жидкостях, из-за слишком низкой вязкости промывочных жидкостей, имеющих хорошую несущую способность. Такие промывочные жидкости особенно необходимы при смене скважинных флюидов на масляной основе на флюиды на водной основе, для удаления всех остатков масла с поверхностей буровой скважины.

Соответственно, существует постоянная необходимость в разработке промывочных жидкостей, которые могут быть использованы при вытеснении скважинных флюидов и сохранении чистыми поверхностей буровой скважины.

Сущность изобретения

В одном аспекте варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, касаются способа очистки стен ствола скважины, который включает осуществление контакта стен с промывочной жидкостью, состоящей из базовой жидкости, содержащей смесь базового масла по меньшей мере с одним из универсального растворителя или терпена; и алкилгликозида.

В другом аспекте варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, касаются способа очистки обсадной колонны в стволе скважины, содержащей жидкость на углеводородной основе, включающего введение дизельного топлива для ее замещения; затем утяжеленной буферной жидкости; потом промывочной жидкости, состоящей из базовой жидкости, содержащей смесь базового

- 1 021338 масла по меньшей мере с одним из универсального растворителя или терпена; и поверхностно-активного вещества по меньшей мере одного алкилгликозида; и, наконец, соляного раствора для замещения промывочной жидкости.

Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из последующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.

Подробное описание изобретения

В одном аспекте варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, касаются скважинных флюидов, использующихся при очистке поверхности буровой скважины, включая обсадные колонны и хвостовики в стволах скважин, а также способов их применения. Более точно, варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, касаются использования алкилгликозидов в базовом масле для очистки остатков жидкости, присутствующих на поверхностях буровой скважины, и/или для приведения стен в увлажненное состояние при переходе с жидкости на углеводородной основе на жидкость на водной основе.

Поскольку обычные промывочные жидкости изготовлены на водной основе, то варианты применения изобретения, рассмотренные в данном изобретении, касаются использования масляной фазы, способствующей очистке поверхностей буровой скважины. В частности, промывочные жидкости, описываемые в настоящем изобретении, могут использоваться для вытеснения из ствола скважины флюида на углеводородной основе, при этом внутренняя сторона обсадных колонн, труб или других поверхностей буровой скважины будет очищена и трансформирована в увлажненную, подготовленную для введения жидкости на водной основе. Кроме этого, при переходе с первой жидкости на углеводородной основе на вторую, стенки могут быть очищены и оставлены смачиваемыми нефтью.

Очистка поверхности буровой скважины (и подготовка ее к тому, чтобы стать смачиваемой водой) осуществляется алкилгликозидным поверхностно-активным веществом. Алкилгликозиды являются неионогенными поверхностно-активными веществами, обычно подверженными биологическому разложению. Гликозиды представляют собой сахариды, содержащие заместитель, в которых замещающая группа присоединена к альдегиду или кетон-углероду через атом кислорода. Соответственно, гликозиды считаются ацеталями. Как и в случае термина сахарид, термин гликозид не определяет ни количество, ни идентичность фрагментов сахарида в молекуле. Для указания идентичности фрагментов сахарида, общепринятой практикой является изменение названия фрагмента сахарида посредством добавления окончания -зид. Например, глюкозид - это гликозид, содержащий один или больше фрагментов глюкозы, а фруктозид - гликозид, содержащий один или больше фрагментов фруктозы.

Алкильные гликозидные неионогенные поверхностно-активные вещества, используемые в качестве моющего средства, в соответствии с настоящим документом, могут иметь формулу ΚΟ-(Κ'Ο)_ΧΖ_Υ, где О обозначает атом кислорода, а значения К, К', х, Ζ и у приведены ниже.

К обозначает моновалентный алкильный радикал, содержащий от 6 до 25 атомов углерода. Термин алкильный радикал используется в данном случае для включения алифатического или алициклического радикала. Другими словами, алкильный радикал может быть неразветвленный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный и может содержать углерод, водород, кислород и т.д. В частном случае, алкильные группы представляют собой неразветвленные, насыщенные, углеводородные радикалы, содержащие от 8 до 16 атомов углерода.

К' обозначает двухвалентный алкильный радикал, содержащий от 2 до 4 атомов углерода, где термин алкильный радикал используется, как указано выше. Группа (К'0) обозначает повторяющееся оксиалкиленовое звено, обычно полученное из этиленоксида, пропиленоксида или бутиленоксида.

Символ х обозначает количество оксиалкиленовых звеньев в алкилгликозиде, и может изменяться от 0 до 12. Одним из способов получения или изменения необходимой длины цепи алкильной части гликозида является добавление к спирту оксиалкиленовых звеньев перед химической реакцией с сахаридами (рассмотрено ниже).

Ζ обозначает восстановленную часть сахарида, содержащую 5 или 6 атомов углерода, а у - количество сахаридных звеньев в гликозиде. Обычно длина цепи сахарида указывается описательным префиксом, добавляемым к его названию (например, моносахарид, дисахарид и т.д.), или числовым значением степени полимеризации (сокращенно СП) цепи, соответствующим количеству связанных фрагментов сахарида. Моносахариды представляют собой полигидроксиальдегиды и полигидроксикетоны, которые, если являются незамещенными, имеют химическую формулу С_пН_2п0_п. Моносахариды могут соединяться друг с другом, или полимеризоваться с потерей воды, формируя цепи различной длины и фрагменты сахарида. Например, глюкоза (также известная как декстроза) является моносахаридом (СП=1); сахароза и мальтоза являются дисахаридами (СП=2); а крахмал и целлюлоза - полисахариды (СП=1000 или более).

Таким образом, гликозиды включают незамещенные и замещенные молекулы с любой длиной цепи, такие как, например, глюкоза, галактоза, манноза, ксилоза, арабиноза, фруктоза и т.д., а также материалы, гидролизуемые для получения моносахаридов, такие как низшие алкилгликозиды (например, метилгликозид, этилгликозид, пропилгликозид, бутилгликозид и т.д.), олигосахариды (например, сахароза, мальтоза, мальтотриоза, лактоза, ксилобиоза, мелибиоза, целлобиоза, рафиноза, стахиоза и т.д.) и другие полисахариды. Тем не менее, степень полимеризации влияет на поверхностную активность гликозида

- 2 021338 (посредством увеличения гидрофильной части молекулы). Обычно, поверхностная активность алкилгликозида максимальна, когда липофильность алкильной цепи уравновешивается гидрофильностью цепи сахарида. Таким образом, в частных случаях, когда алкильные группы содержат от 10 до 16 атомов углерода, средняя СП может быть выбрана в диапазоне примерно от 1,0 до 5,0, от 1,2 до 3,0 и от 1,3 до 1,8.

Алкилгликозиды могут быть получены посредством химической реакции спирта, тип и длина цепи которого подходят для формирования алкильной части интересующего гликозида, и реагента сахарида (например, моносахарида, такого как глюкоза, ксилоза, арабиноза, галактоза, фруктоза и т.д., или полисахарида, такого как крахмал, гемицеллюлоза, лактоза, мальтоза, мелибиоза и т.д.), или исходного материала гликозида, в котором его агликоновая часть отличается от алкильного заместителя, необходимого для интересующего конечного алкильного гликозидного продукта. Обычно, такая химическая реакция протекает при повышенной температуре и в присутствии кислотного катализатора. Ниже приведен пример протекания химической реакции образования алкильного полигликозида:

Молярное отношение спирта к моносахариду в реагирующей смеси может варьироваться в широких пределах, но обычно составляет от 1,5:1 до 10:1, предпочтительно от 2,0:1 до 6,0:1. Выбор определенного молярного отношения определяется необходимой средней степенью полимеризации (СП) моносахарида, вступающего в химическую реакцию со спиртом. Выбор предпочтительного отношения спирта к моносахариду основан на возможности получения алкилгликозида с СП в диапазоне от 1,0 до 5,0, от 1,2 до 3,0 и от 1,3 до 1,8 в частных случаях.

Термин ГЛБ (гидрофильно-липофильный баланс) соответствует отношению гидрофильности полярных групп поверхностно-активных молекул к гидрофобности липофильной части тех же молекул. Значение ГЛБ, равное 0, соответствует полностью гидрофобной молекуле, а 20 - молекуле, состоящей исключительно из гидрофильных компонентов. Таким образом, ГЛБ может меняться в зависимости от длины алкильной цепи и выбранной СП. В частном случае, для обеспечения необходимого чистящего воздействия на поверхность буровой скважины и ее увлажнения (при переходе на жидкость на водной основе), значение ГЛБ поверхностно-активного вещества может находиться в диапазоне от 9,5 до 15 (и от 11 до 14, в другом случае).

В соответствии с вариантами применения изобретения, рассмотренными в настоящем изобретении, описанные выше алкилгликозидные поверхностно-активные вещества могут использоваться в базовой жидкости, включающей смесь базового масла по меньшей мере с одним универсальным растворителем или терпеном (для приготовления стандартной жидкости). Такие базовые масла могут содержать любые маслянистые жидкости, которые чаще всего те же или совместимы с маслом, использующимся в качестве базового для бурового раствора в очищаемой буровой скважине, а также сырую нефть, дистиллятные масла, жидкое топливо (например, дизель), белые масла, силиконовые масла, минеральные масла (парафиновые, нафтеновые, ароматические) и природную нефть.

Дополнительно, смесь базовой жидкости также может содержать по меньшей мере один универсальный растворитель и/или терпен, такой как лимонен или терпинол. Примером подходящего универсального растворителя могут быть гликольный эфир или глицерин. При использовании термина универсальный растворитель подразумевается его общепринятый специалистами в данной области техники смысл, как растворяемый и в водных, и в маслянистых жидкостях. В некоторых вариантах применения изобретения растворитель может быть полностью растворимым в каждой фазе, в то время как в другом варианте допустима меньшая степень растворимости. Наглядными примерами таких растворителей являются изопропанол, моноэтиловый эфир деэтиленгликоля, моноэтиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый эфир трипропилена, бутиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый эфир диэтиленгликоля, бутилкарбитол, метиловый эфир дипропиленгликоля, различные сложные эфиры, такие как этиллактат, пропиленкарбонат, бутиленкарбонат и т.д., и пирролидоны. В частном случае, универсальным растворителем является монобутиловый эфир этиленгликоля (МБЭЭГ). Тем не менее, для некоторых вариантов применения изобретения выбор универсального растворителя может определяться разными факторами, такими как вид и концентрация соли в жидкости. Например, в насыщенном солью растворе бромид кальция может быть более совместим с монобутиловым эфиром этиленгликоля, а хлорид кальция - с глицерином. Специалист в данной области техники должен понимать, что это отличие совместимости обусловлено разными электроотрицательностями солей и относительной способностью раствора по рас- 3 021338 пределению зарядов. Если базовая жидкость включает смесь базового масла, универсального растворителя и терпена, то она может иметь соотношение компонентов в любых диапазонах вплоть до 1:2:2. В предпочтительном варианте использования изобретения смесь должна быть выполнена в соотношении от 1:0,5:0,5 до 1,0:1,5:1,5. Более того, при формировании с алкилгликозидным поверхностно-активным веществом в состав может входить от 5 до 40% поверхностно-активного вещества и от 60 до 95% базовой жидкости по объему. В частном случае, промывочная жидкость может содержать в объемном соотношении около 10-50% базового масла, 10-45% универсального растворителя, 10-40% терпена и 5-40% алкилгликозида.

Промывочная жидкость может быть соединена или смешана с разжижающей или несущей жидкостью, маслянистой или водной, в зависимости от вида жидкости, на которую осуществляется переход в стволе скважины. Например, водосодержащая жидкость способствует переходу в увлажненное состояние и поэтому может использоваться при замене жидкости на углеводородной основе на жидкость на водной основе. Жидкость на водной основе может содержать, по меньшей мере, пресную или морскую воду, соляной раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. Например, жидкость на водной основе может быть получена посредством растворения необходимых солей в пресной воде. Эти соли могут включать, но не ограничиваясь ими, карбоксилаты, гидроксиды или хлориды щелочных металлов. В различных, рассматриваемых в данном изобретении вариантах применения бурового раствора соляной раствор может включать морскую воду или водные растворы, концентрация соли в которых меньше или больше, чем в морской воде. Соли, присутствующие в морской воде, включают, но не ограничиваясь ими, натрий, кальций, алюминий, магний, калий, стронций и литий, а также соли хлоридов, бромидов, карбонатов, иодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов, фосфатов, сульфатов, силикатов и фторидов. К соляному раствору могут быть добавлены одна или несколько солей, присутствующих в обычной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Дополнительно, солевой раствор, используемый для получения заготовок, рассматриваемых в данном изобретении, может быть натуральным или синтетическим, причем синтетический солевой раствор обычно имеет более простой состав. В одном из случаев плотность заготовки может контролироваться посредством увеличения концентрации соли в солевом растворе (до насыщения). В частном случае, солевой раствор может включать галоидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Выбор видов используемых солей обуславливается, например, в основном требованиями плотности, а также доступностью, ценой и т.д. Поверхностно-активные вещества, традиционно использующиеся для очистки, не очень совместимы с широкой номенклатурой солей; тем не менее, авторы настоящего изобретения выявили поверхностно-активное вещество (алкилгликозид), демонстрирующее совместимость с большинством солей и позволяющее использовать промывочную жидкость с большим количеством скважин и систем подачи жидкости.

В качестве альтернативы, при замещении одной жидкости на углеводородной основе на другую, промывочная жидкость может быть добавлена в маслянистую разжижающую жидкость. Такие маслянистые жидкости могут представлять собой любую из рассмотренных выше в качестве базового масла или из описанных ниже в качестве маслоразжижающей буферной жидкости.

Приготовление промывочных жидкостей, рассматриваемых в данном изобретении, может выполняться при использовании стандартной базовой жидкости (базовое масло и универсальные растворители и/или терпены) и алкилгликозида. Эта стандартная промывочная жидкость впоследствии может быть разбавлена (при необходимости) водной или маслянистой разжижающей жидкостью, из тех, которые рассмотрены выше. В частном случае, конечный состав может содержать около 5-50% стандартной жидкости и 50-95% разжижающей жидкости в объемном соотношении.

Эти промывочные жидкости могут использоваться для очистки поверхностей буровой скважины от остатков бурового раствора. Буровые растворы могут представлять собой жидкости на водной или углеводородной основе, которые часто содержат различные добавки, включая неколлоидальные (такие как барит или другие утяжелители), коллоидальные (такие как глина или полимерные компоненты) сухие вещества и другие жидкие модифицированные химреагенты (такие как растворители, поверхностноактивные вещества, загустители, такие как гуматы, дубильные вещества и т.д.). При замещении одной жидкости на другую, в частности при переходе с жидкости на углеводородной основе на жидкость на водной основе, может быть необходима очистка поверхностей буровой скважины для удаления остатков жидкости. Такая очистка может быть необходима для обсаженных стен или даже для глинистых корок, отфильтрованных наружу или сформированных на необсаженных стенах (из-за водоотдачи бурового раствора в породу). На таких необсаженных стенах моющее средство может применяться для очистки открытой поверхности глинистой корки и приведения открытой поверхности глинистой корки в гидрофильное состояние, с целью улучшения проникновения в глинистую корку разрушающих жидкостей и веществ при последующих операциях. Обычно избегают смешивания или контакта двух жидкостей разного вида, если они несовместимы, а их взаимодействие может привести к нежелательному эффекту, например, отражающемуся на вязкости, которая потенциально влияет на внутрискважинные давления и перекачку. Эти нежелательные эффекты можно уменьшить или нивелировать при использовании буфер- 4 021338 ных жидкостей, одна из которых может быть промывочной жидкостью, рассмотренной в этом изобретении.

При замене бурового раствора на углеводородной основе раствором для заканчивания скважины на водной основе и проведении последующих операций также является важным удаление всех твердых частиц из ствола скважины, поскольку твердые частицы могут оказывать нежелательное влияние или повредить эксплуатационное оборудование. Одна или несколько буферных жидкостей совместно с описанной здесь промывочной жидкостью могут использоваться для содействия очистке ствола скважины от остатков жидкости при замене бурового раствора.

Например, в частных случаях, по меньшей мере одна буферная жидкость может быть закачана в ствол скважины для замены первоначальной жидкости, и по меньшей мере одна буферная жидкость может быть закачана в ствол скважины для замены промывочной жидкости, перед закачкой жидкости, предназначенной для следующей скважинной операции (бурение, заканчивание и т.д.). Выбор этих буферных жидкостей основан на типе выполняемого замещения (например, углеводородной основы на водную).

В соответствии с некоторыми вариантами применения изобретения при переходе с жидкости на углеводородной основе на жидкость на водной основе (такую как жидкость для заканчивания скважины), могут возникать следующие замены, разделяемые введением средства предочистки и средства посточистки. Перед введением моющего средства (в промывочную жидкость) для разжижения бурового раствора на углеводородной основе и начала его замещения, в буровую скважину может быть накачано разжижающее масло. Термин разжижающее масло относится к маслянистым жидкостям, которые, по существу, такие же или совместимы с маслом, использующимся в качестве базового для бурового раствора в очищаемой скважине, включая базовое масло заменяемого бурового раствора, а также сырую нефть, дистиллянтные масла, бензины, нафту, керосины, жидкое топливо, белые масла, масла, полученные из угля или сланца, ароматические масла, силиконовые масла, минеральные масла, природную нефть, терпены и синтетические масла.

Первая буферная жидкость может быть с утяжелением (обычными утяжелителями) и/или с повышенной вязкостью. И наоборот, из первой буферной жидкости могут быть удалены утяжелители, а ее вязкость уменьшена, и может использоваться вторая отдельная буферная жидкость с утяжелением и/или с повышенной вязкостью. В таком случае, вторая буферная жидкость также может быть соединена с маслянистой базовой жидкостью, включая разжижающие масла, а также различными известными растворителями, такими как гликоли, эфиры, алканы, кетоны, амины, спирты и т.д.

Вслед за первой (и необязательной второй) буферной жидкостью в ствол скважины может быть введена, как описано выше, промывочная жидкость, содержащая алкилгликозид. После прокачки промывочной жидкости по меньшей мере одна буферная жидкость с веществом посточистки может быть введена в ствол скважины перед закачкой завершающей жидкости на водной основе. Как описано выше, поскольку промывочная жидкость не увлажняет поверхность (из-за отсутствия в ее составе жидкости на водной основе), но вместо этого делает ее гидрофильной, буферная жидкость(и) с посточищающими веществами может быть водосодержащей по природе. Таким образом, одна или несколько буферных жидкостей с посточищающим веществом может представлять собой пресную воду или солесодержащую воду. Дополнительно, одна или несколько буферных жидкостей, содержащих посточищающие вещества, может быть с утяжелением (солями или твердыми утяжелителями) и/или с увеличенной вязкостью, за счет полимерных материалов, таких как смолы, крахмалы и целлюлозные материалы. В предпочтительном варианте использования одиночная буферная жидкость с увеличенной вязкостью (на водной основе или на основе солевого раствора) может использоваться для вытеснения промывочной жидкости из ствола скважины, а жидкость для заканчивания на водной основе может вводиться в скважину для замещения буферной жидкости перед соответствующей операцией(ями). Такой жидкостью для заканчивания может быть, например, чистый солевой раствор, не содержащий твердых примесей. Тем не менее, описанная выше последовательность замещения является одним из видов, которые могут выполняться при замене одной жидкости на другую. Не существует ограничений на вид и количество замещений, которые могут выполняться с использованием промывочных жидкостей, рассматриваемых в данном изобретении. Точнее, рассматриваемые промывочные жидкости могут использоваться в других последовательностях, включая замещения перед операциями цементирования и замещения с разрушающими жидкостями (для разрушения накопленной глинистой корки, сформированной на необсаженной стене), что также входит в рамки настоящего описания. Более того, одна или несколько операций замещения может выполняться при производительности насоса, достаточной для возникновения турбулентного течения закачиваемой жидкости. Специалист в данной области должен понимать, что турбулентное течение жидкости может зависеть от производительности насоса, а также от вязкости закачиваемой жидкости, и он может способствовать удалению остатков с поверхности буровой скважины. В частном случае, промывочная жидкость, рассматриваемая в этом патенте, может быть турбулентной при закачке.

- 5 021338

Пример.

Следующий пример приведен для дополнительной демонстрации применения и использования способов и смесей, охватываемых представляемым изобретением. В частности, в качестве промывочных жидкостей испытаны различные составы из ЕСР-2028, алкилполигликозида, производимого фирмой М-1 Ь.Ь.С. (Хьюстон, Техас), в веществе Е§СЛГО 110 (десульфированный гидрогенизированный керосин, производимый компанией Еххоп, США (Хьюстон, Техас)), МБЭЭГ и б-лимонена. В испытании принимали участие следующие системы промывки скважины КНЕЫАЛТ®, ΡΑΖΕΡΚΌ™, УЕК§АБК1Е® и νΕΡδΑΤΡΕΑΝ®. которые используют буровые растворы на углеводородной основе, производимые фирмой М-Ι Ь.Ь.С. (Хьюстон, Техас). Тергитол Ь64, использовавшийся в качестве образца для сравнения, представляет собой этиленоксид/сополимер пропиленоксида, производимый компанией Боте СЬетюа1 (Мидленд, Мичиган). Алкилгликозид (или сравниваемые поверхностно-активные вещества) смешивались с базовым маслом, МБЭЭГ и б-лимоненом, а эта смесь затем была соединена с различными водосодержащими жидкостями (приведенными в таблице ниже) в объемном соотношении 15:85 (промывочная смесь:водосодержащая жидкость).

Испытания эффективности очистки выполнялись при различных составах жидкостей, для различных жидкостей на масляной основе с различными солевыми растворами. Традиционные моющие вещества демонстрируют существенное несоответствие совместимости с различными буровыми растворами на масляной основе и солевыми системами. Таким образом, для демонстрации широкой применимости моющих средств, рассматриваемых в этом изобретении, были проведены испытания эффективности очистки не только для одной комбинации буровой раствор/солевая система, но и для некоторого количества комбинаций буровой раствор/солевая система.

Испытания проводились по следующей процедуре.

Испытательная гильза, изготовленная из углеродистой стали (с известной массой (VI), насаженная на многоскоростной реометр Фанна 35А), погружается в химический стакан, содержащий 150 мл образцового бурового раствора на углеродной основе, и вращается в течение 15 мин со скоростью 3 об/мин. Через 15 мин химический стакан убирается от гильзы, а гильза оставляется на ~1-2 мин для стекания излишков бурового раствора. Гильза отсоединяется от реометра без удаления бурового раствора и взвешивается (ν2). После взвешивания гильза опять насаживается на реометр Фанна 35А, погружается в химический стакан, содержащий 150 мл образцовой промывочной жидкости, и вращается со скоростью 200 об/мин в течение определенного времени (показанного в таблице ниже). После этого стакан убирается от гильзы, а гильза оставляется для стекания на ~1-2 мин. Затем гильза отсоединяется от реометра без удаления бурового раствора и взвешивается (ν3.1). С целью регистрации новой массы (ν3.2) гильза насаживается/снимается с дальнейшим вращением в жидкостях в течение каждого необходимого временного интервала. Извлечение бурового раствора для каждого временного интервала вычисляется с использованием следующего уравнения:

ИЗя-ИТ

Извлечение = (1 - - - ) * 100%

1Т2-1П

Результаты испытаний эффективности очистки приведены в табл. 1А-1С.

- 6 021338

Таблица 1А

№ образца	1	2	3	4	5	6
Водосодержащая жидкость (85%)	Морская вода	14,2 фунт на галон СаВг₂	13, 0 фунт на галон СаВг_г	11, 6 фунт на галон СаС1₅	10,0 фунт на галон ЦаС1	Морская вода
Стандартная жидкость (15%) ЕЗСАЮ 110 МБЭЭГ (ЕСМВЕ) ά-лимонен ЕСГ2028	25%	25%	25%	25%	25%	40.0%
25%	25%	25%	25%	25%	25,0%
25%	25%	25%	25%	25%	25,0%
25%	25%	25%	25%	25%	10,0%
рН жидкости	8,2	5, 5	2,7	3,5	5,8
Вид бурового раствора	КНЕЫАИТ	ΚΗΕΕΙΑΝΤ	КНЕЫАМГ	ЕНЕЫАЫТ	КНЕЫАНТ	КНЕЪТАКТ
Плотность бурового раствора	14, 5	14,5	14,5	14,5	14,5	14,5
Процент извлеченного раствора
1 мин	—	—	—	—	—	76, 5%
2 мин	—	—	—	—	—	100%
3 мин	60,8%	100%	100%	100%	88,0%	—
4 мин	—		—	—	—	—
5 мин	—	—	—	—	—	—
6 мин	100%	—	—	—	100%	—
10 мин	—	—	—	—	—	—

Таблица 1В

№ образца	7	8	9	10	11	12
Водосодержащая	Морская	Морская	Морская	14,2 фунт на	Морская	10,0 фунт на галон ИаС1
жидкость (85%)	вода	вода	вода	галон СаВг₂	вода
Стандартная жидкость (15%)	40,0%	40,0%	25%	25%	25%	25%
ЕЗСАЮ 110	20,0%	20,0%	25%	25%	25%	25%
МБЭЭГ (ЕСМВЕ)	30,0%	25,0%	25%	25%	25%	25%
ά-лимонен ЕСЕ- 2028	10, 0%	15,0%	25%	25%	25%	25%

- 7 021338

Вид бурового раствора	ΚΗΕΕΙΑΝΤ	КНЕЫАМТ	ΓΑΖΞΡΚΟ	ΓΑΞΕΡΚΟ	νΕΚΞΑΟΚΙΙι	УЕК5АОК1Ь
Плотность бурового раствора	14,5	14,5	10,8	10,8	17,0	17,0
Процент извлеченного раствора
1 мин	75,0%	61,4%	17,9%	5, 0%	54,4%	86,3%
2 мин	100%	100%	73,5%	23,5%	91,1%	80,8%
3 мин	—	—	87,4%	77, 9%	100,0%	100,0%
4 мин	—	—	100,0%	95,0%	—	—
5 мин	—	—	—	100,0%	—	—
β мин	—	—	—	—		—
10 мин	—	—	—	—	—	—

Таблица 1С

№ образца	13	14	15	16	Сост. 1
Водосодержащая жидкость (%)	11,6 фунт на галон СаС1₂	14,2 фунт на галон СаВг₂	Морская вода	Морская вода	Морская вода
Стандартная жидкость (15%)	25%	25%	25%	25%	25%
Е5САЮ НО	25%	25%	25%	25%	25%
МБЭЭГ (ЕСМВЕ)	25%	25%	25%	25%	25%
ά-лимонен ЕСГ2023	25%	25%	25%	25%	—
Тергитол 1,64	—	—	—	—	25%
Вид бурового раствора	УЕКЗА0К1Ъ	УЕКЗАОКТЕ	УЕКЗАСЬЕАЫ	УЕКЭАСЬЕАЫ	КНЕЫАМТ
Плотность бурового раствора	17,0	17,0	9, 7	9.7	14,5
1 мин	79,5%	100,0%	0, 0%	26,9%
2 мин	100,0%	—	23,9%	49, 3%
3 мин	—	—	46,5%	100,0%	29,3%
4 мин	—	—	69,0%	—	—
5 мин	—	—	100,0%	—	—

6 мин	—	—	—	—	53,7%
10 мин	—	—	—	—	74,4%

Преимущество данного изобретения заключается, по меньшей мере, в следующем. Традиционные жидкости, использующиеся для операций очистки, обладают невысокой эффективностью и совместимостью с широкой номенклатурой солей или систем подачи буровой жидкости. Жидкости, рассматриваемые в данном изобретении, показали высокую эффективность очистки, а также совместимость с широкой номенклатурой солей и буровых растворов, при использовании алкилгликозида в промывочной жидкости, содержащей базовое масло, что позволяет применять промывочную жидкость для различных типов скважин и с большим количеством систем подачи жидкости.

Поскольку в изобретении рассмотрено ограниченное количество вариантов применения, то специалисты в данной области, использующие данное изобретение, должны понимать, что могут быть разработаны другие варианты, не выходящие за рамки изобретения, рассмотренного в данном изобретении. Соответственно, сфера изобретения ограничивается только прилагаемыми пунктами формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ вытеснения скважинного флюида на углеводородной основе из стен ствола скважины, включающий приведение в контакт стен с промывочной жидкостью, которая включает базовую жидкость, содержащую смесь базового масла, где базовое масло включает сырую нефть, дистиллятные масла, минеральные масла, жидкое топливо, белые масла, силиконовые масла или их комбинацию, и по меньшей мере один универсальный растворитель, выбранный из простого эфира гликоля, глицерина, изопропанола, моноэтилового эфира деэтиленгликоля, моноэтилового эфира дипропиленгликоля, бутилового эфира трипропилена, бутилового эфира дипропиленгликоля, бутилового эфира диэтиленгликоля, бутилкарбитола, метилового эфира дипропиленгликоля, этиллактата, пропиленкарбоната, бутиленкарбоната, пирролидона, монобутилового эфира этиленгликоля или терпена;

алкилгликозид, где алкилгликозид имеет формулу ΡΟ-(Ρ'Ο)_χΖ_γ, где О обозначает атом кислорода; Р представляет собой одновалентный алкильный радикал, содержащий от 8 до 16 атомов углерода; Р' представляет собой двухвалентный алкильный радикал, содержащий от 2 до 4 атомов углерода; х представляет собой количество оксиалкиленовых звеньев в алкилгликозиде, которое может изменяться от 0 до 12; Ζ представляет собой сахаридное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода; у представляет собой степень полимеризации сахаридных звеньев Ζ и изменяется от 1 до 5.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение гидрофильно-липофильного баланса алкилгликозида составляет от 9 до 15.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что степень полимеризации алкилгликозида составляет от 1,3 до 1,8.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что базовое масло включает минеральное масло или дизельное топливо.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что универсальный растворитель включает по меньшей мере одно химическое соединение, выбранное из группы, состоящей из этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля и бутилкарбитола.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что промывочная жидкость включает примерно от 5 до 40% алкилгликозида и от 60 до 95% базовой жидкости.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что промывочная жидкость содержит в объемном соотношении 10-50% базового масла, 10-45% универсального растворителя, 10-40% терпена и 5-40% алкилгликозида.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что промывочную жидкость соединяют с разжижающей жидкостью, включающей водосодержащую или маслянистую жидкость.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что промывочную и разжижающую жидкости смешивают в объемном соотношении около 5-50 и 50-95% соответственно.
10. Способ очистки обсадки в стволе скважины от содержащейся в нем жидкости на углеводородной основе, включающий введение дизельного топлива для вытеснения жидкости на углеводородной основе;

введение утяжеленной буферной жидкости для вытеснения дизельного топлива;

введение промывочной жидкости для вытеснения утяжеленной буферной жидкости, причем промывочная жидкость включает базовую жидкость, содержащую смесь базового масла, где базовое масло включает сырую нефть, дистиллятные масла, минеральные масла, жидкое топливо, белые масла, силиконовые масла или их комбинацию, и по меньшей мере один универсальный растворитель или терпен, где универсальный растворитель является одним или более, выбранным из простого эфира гликоля, глицерина, изопропанола, моноэтилового эфира деэтиленгликоля, моноэтилового эфира дипропиленгликоля, бутилового эфира трипропилена, бутилового эфира дипропиленгликоля, бутилового эфира диэтиленгликоля, бутилкарбитола, метилового эфира дипропиленгликоля, этиллактата, пропиленкарбоната, бутиленкарбоната, пирролидона, монобутилового эфира этиленгликоля; и алкилгликозид, где алкилгликозид имеет формулу ΡΟ-(ΡΌ)_ΧΖ_Υ, где О обозначает атом кислорода; Р представляет собой одновалентный алкильный радикал, содержащий от 8 до 16 атомов углерода; Ρ' представляет собой двухвалентный алкильный радикал, содержащий от 2 до 4 атомов углерода; х представляет собой количество оксиалкиленовых звеньев в алкилгликозиде, которое может изменяться от 0 до 12; Ζ представляет собой сахаридное звено, содержащее 5 или 6 атомов углерода; у представляет собой степень полимеризации сахаридных звеньев Ζ и изменяется от 1 до 5;

введение солевого раствора для вытеснения промывочной жидкости.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что солевой раствор содержит по меньшей мере один загуститель.

- 9 021338
12. Способ по п.10, отличающийся тем, что введение промывочной жидкости осуществляется со скоростью, достаточной для формирования турбулентного течения промывочной жидкости.
13. Способ по п.10, отличающийся тем, что по меньшей мере один из этапов введения промывочной жидкости включает введение при скорости, достаточной для образования турбулентного течения.
14. Способ по п.10, отличающийся тем, что значение гидрофильно-липофильного баланса алкилгликозида составляет от 9 до 15.
15. Способ по п.10, отличающийся тем, что степень полимеризации алкилгликозида составляет от 1,3 до 1,8.
16. Способ по п.10, отличающийся тем, что базовое масло включает минеральное масло или дизельное топливо.
17. Способ по п.10, отличающийся тем, что универсальный растворитель включает по меньшей мере одно химическое соединение, выбранное из группы, состоящей из этиленгликоля, монобутилового эфира этиленгликоля и бутилового карбитола.
18. Способ по п.10, отличающийся тем, что промывочная жидкость включает примерно от 5 до 40% алкилгликозида и от 60 до 95% базовой жидкости.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что промывочная жидкость содержит в объемном соотношении около 10-50% базового масла, 10-45% универсального растворителя, 10-40% терпена и 5-40% алкилгликозида.
20. Способ по п.10, отличающийся тем, что промывочную жидкость соединяют с разжижающей жидкостью, включающей водосодержащую или маслянистую жидкость.
21. Способ по п.20, отличающийся тем, что промывочную и разжижающую жидкости смешивают в объемном соотношении около 5-50 и 50-95% соответственно.