EA022202B1

EA022202B1 - Способы и скважинные флюиды на водной основе для уменьшения поглощения скважинного флюида и поглощения фильтрата

Info

Publication number: EA022202B1
Application number: EA201071271A
Authority: EA
Inventors: Стивен Янг; Эмануэл Стаматакис
Original assignee: Эм-Ай Эл.Эл.Си.
Priority date: 2008-05-05
Filing date: 2009-05-04
Publication date: 2015-11-30
Also published as: BRPI0912204A2; AU2009244507A1; AR071671A1; EP2297270A4; AU2009244507B2; MX2010012058A; WO2009137407A3; EP2297270A2; CN102083939A; CA2723591C; EP2297270B1; EA201071271A1; US20110056752A1; WO2009137407A2; EG26721A; US9896610B2; PL2297270T4; CN102083939B; PL2297270T3; CA2723591A1

Abstract

Варианты осуществления, описанные в документе, относятся к скважинным флюидам на водной основе для борьбы с поглощением скважинного флюида внутри скважины, где указанные флюиды содержат по меньшей мере один привитой сополимер, сформированный по меньшей мере из одного природного полимера и из сополимера стирола и 1,3-бутадиена, причем данный по меньшей мере один природный полимер является полисахаридом, и флюида на водной основе. Также описывается способ бурения скважины с использованием указанного скважинного флюида на водной основе.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся в целом к способам и флюидам для уменьшения поглощения скважинного флюида во время бурения. Еще более конкретно, варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к скважинным флюидам на водной основе, которые содержат сополимеры по меньшей мере одного природного полимера и по меньшей мере одного латекса.

Уровень техники

Во время бурения скважины, как правило, различные флюиды используются в буровой скважине для разнообразных функций. Флюиды могут циркулировать через буровую трубу и буровое долото в скважину, а затем могут вытекать вверх через скважину на поверхность. Во время этой циркуляции бурильная жидкость может действовать для удаления бурового шлама из нижней части ствола скважины на поверхность для суспендирования шлама и утяжелителя, когда циркуляция прерывается для контроля подземных давлений, для поддержания целостности скважины до тех пор, пока секция буровой скважины не будет обсажена и цементирована, для изолирования флюидов от формации посредством создания достаточного гидростатического давления для предотвращения поступления флюидов формации в скважину, для охлаждения и смазки бурильных колонн и долота, и/или для доведения до максимума скорости прохождения.

Как сформулировано выше, скважинные флюиды циркулируют внутри скважины для удаления горной породы, а также для доставки агентов для решения разнообразных проблем, описанных выше. Композиции флюидов могут иметь водную или масляную основу и могут содержать утяжелители, поверхностно-активные вещества, расклинивающие агенты и полимеры. Однако для того, чтобы скважинный флюид осуществлял все свои функции и чтобы позволить продолжение скважинных операций, флюид должен оставаться в буровой скважине. Часто в формации встречаются нежелательные условия, при которых значительные количества или в некоторых случаях практически весь скважинный флюид может теряться в формации. Например, скважинный флюид может покидать буровую скважину через большие или малые трещины или разломы в формации или через очень пористую матрицу горной породы, окружающую буровую скважину. Таким образом, потеря флюида или потеря циркуляции представляет собой часто встречающуюся проблему при бурении, отличающуюся потерей скважинных флюидов в скважинных формациях, которые являются трещиноватыми, высокопроницаемыми, пористыми, ноздреватыми или кавернозными.

Особенную проблему при бурении в сланцевых формациях с помощью флюидов на водной основе представляет собой увеличение давления в порах и набухание из-за проникновения в сланцы флюида. Для замедления этих явлений и для стабилизации сланца от воздействия бурового раствора в буровой раствор, как правило, добавляют стабилизаторы сланцев.

Уменьшение перехода давления бурильной жидкости в стенку буровой скважины представляет собой один из наиболее важных факторов при поддержании стабильности скважины. Наблюдается, что достаточное давление в буровой скважине будет стабилизировать сланцы с поддержанием целостности буровой скважины. Когда буровой раствор или жидкость поступает в сланцы, давление в порах увеличивается и разность давлений между столбом бурового раствора и сланцами падает. При падении разности давлений сланцы не поддерживаются больше и могут легко отламываться и падать в буровую скважину. Подобным же образом, поступление воды в матрицу сланцем увеличивает гидратирование или смачивание частично дегидратированного массива сланцев, заставляя их размягчаться и терять свою структурную прочность. Химическая активность также может приводить к возникновению нестабильности. Всегда имеется необходимость в улучшении композиции и способа стабилизации сланцевых формаций.

Имеется аналогичная необходимость в герметизации и борьбе с поглощением флюида при извлечении углеводородов из песчаных формаций, в частности истощенных песчаных формаций. Истощенные песчаные формации представляют собой продуктивные или продуктивные в прошлом углеводородные зоны, которые разрабатывались, в которых понизился уровень или которые иным образом истощены по своему содержимому, создавая давление формации более низкое, чем у флюида, который может использоваться в буровой скважине. Из-за этой разности давлений важно частично или полностью герметизировать песчаную формацию для замедления или борьбы с поглощением флюида бурового раствора в песке.

В попытках решения этих и других проблем используются поперечно сшиваемые или поглощающие полимеры, тампоны из материала для борьбы с поглощением (ЬСМ) и нагнетание цемента. Эти добавки могут найти применение при борьбе с поглощением бурового раствора, при стабилизации и упрочнении скважины и при обработке для изоляции зон и при изоляции водоносных горизонтов. Некоторые типичные добавки для повышения вязкости, используемые в скважинных флюидах для борьбы с потерями флюидов, включают природные полимеры и их производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС). В дополнение к этому может использоваться большое разнообразие полисахаридов и производных полисахаридов, как известно в данной области.

Кроме того, обеспечение эффективной борьбы с поглощением флюида без ущерба для проницаемо- 1 022202 сти формации при операциях заканчивания представляет собой главное требование для идеального тампона для борьбы с поглощением флюида. Обычные тампоны для борьбы с поглощением флюида содержат разнообразные полимеры или смолы, карбонат кальция и набор солевых добавок для борьбы с поглощением флюида, которые используют при различных уровнях борьбы с поглощением флюида. Эти тампоны осуществляют свою борьбу с поглощением флюида благодаря присутствию конкретных твердых продуктов, которое основывается на осаждении фильтрационной корки на лицевой стороне формации для ингибирования потока в формацию и через нее. Однако эти материалы добавок могут вызывать серьезные повреждения областей вблизи скважины после их применения. Это повреждение может значительно уменьшать уровни добычи, если проницаемость формации не восстанавливается до своего исходного уровня. Кроме того, в соответствующий момент времени при операции заканчивания фильтрационная корка должна удаляться для восстановления проницаемости формации предпочтительно до ее исходного уровня.

Вынужденные потери бурового раствора могут также происходить, когда масса бурового раствора, необходимая для контроля буровой скважины и для поддержания стабильной скважины, превосходит сопротивление трещинообразованию формаций. Особенно проблемная ситуация возникает в истощенных резервуарах, в которых падение давления в порах ослабляет горные породы, несущие углеводороды, но соседние или промежуточные горные породы с низкой проницаемостью, такие как сланцы, сохраняют их давление в порах. Это может сделать бурение определенных истощенных зон невозможным, поскольку масса бурового раствора, необходимая для поддержки сланцев, превышает сопротивление трещинообразованию песков и алевритов.

Хотя различные природные и синтетические полимеры повсеместно добавляют в скважинные флюиды для борьбы с поглощением флюида из флюидов в подземные формации, некоторые стволы скважин, в которые закачивают флюиды на водной основе, имеют относительно высокие температуры и/или давления внутри скважины, при которых традиционные агенты для борьбы с поглощением флюида являются нестабильными. Фактически, эти агенты для борьбы с поглощением флюида могут оказаться непригодными для осуществления своего предназначения, обеспечения борьбы с поглощением флюида внутри скважины.

Соответственно все еще имеется потребность в способах и системах для уменьшения поглощения флюида, при использовании скважинного флюида на водной основе.

Сущность изобретения

В одном из аспектов варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к скважинным флюидам на водной основе для борьбы с поглощением скважинного флюида внутри скважины, содержащим по меньшей мере один сополимер, сформированный по меньшей мере из одного природного мономера полимера и по меньшей мере одного латексного мономера, и флюида на водной основе.

В другом аспекте варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способам бурения скважины, включающим введение скважинного флюида на водной основе в скважину и циркулирование скважинного флюида на водной основе во время бурения, где скважинный флюид на водной основе содержит сополимер природного полимера и латекса.

Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут понятны из следующего далее описания и прилагаемой формулы изобретения.

Подробное описание

В одном из аспектов варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к скважинным флюидам на водной основе для борьбы с поглощением скважинного флюида внутри скважины, содержащим по меньшей мере один сополимер, по меньшей мере один сополимер формируется по меньшей мере из одного природного мономера полимера и по меньшей мере одного латексного мономера и флюида на водной основе. В другом аспекте варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способам бурения скважины, включающим введение скважинного флюида на водной основе в скважину и циркулирование скважинного флюида на водной основе внутри скважины во время бурения, где скважинный флюид на водной основе содержит сополимер природного полимера и латекса. Еще в одном аспекте варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к способам герметизации скважин, включающим введение скважинного флюида на водной основе в скважину и циркулирование скважинного флюида на водной основе внутри скважин во время бурения, где скважинный флюид на водной основе содержит сополимер природного полимера и латекса.

Авторы неожиданно обнаружили, что сополимеры природных полимеров и латексов, когда они добавляются к скважинным флюидам на водной основе, могут уменьшить поглощение скважинного флюида в подземной формации. Авторы также неожиданно обнаружили, что скважинные флюиды на водной основе, содержащие сополимеры природных полимеров и латексов, могут обеспечить борьбу с фильтрационным поглощением в формациях с низкой проницаемостью, таких как сланцы и глины. Кроме того, авторы неожиданно обнаружили, что скважинные флюиды на водной основе, содержащие сополимеры природных полимеров и латексов, могут обеспечить борьбу с фильтрационным поглощением в диапазонах температур до 400°Р (180°С) или выше.

- 2 022202

Часто используемый тип добавки для борьбы с поглощением флюида зависит от многочисленных факторов, включая тип формации, которая должна герметизироваться, планируемую глубину буровой скважины и температуры, которые ожидают встретить внутри скважины. Например, скважинные флюиды, вытеснительные жидкости и промывочные жидкости, содержащие природные полимеры, такие как смолы, крахмал и производные целлюлозы, для целей борьбы с поглощением флюида или для суспендирования частиц могут стать менее стабильными при повышенных температурах. Кроме того, скважинные флюиды, содержащие природные полимеры, которые становятся менее стабильными при повышенных температурах (некоторые могут деградировать даже при таких температурах, как 225°Р (85°С)) могут быть непригодными для долговременных рабочих применений или скважин НРНТ (с высоким давлением и высокой температурой), где температуры внутри скважины обычно находятся на верхнем краю диапазона температур, в котором эти природные полимеры являются стабильными. Постоянное экспонирование для температур на верхнем краю этого диапазона может приводить к деградации компонентов природных полимеров скважинного флюида. Эта деградация может, в свою очередь, приводить к потере борьбы с поглощением скважинного флюида или к фильтрационному поглощению в формации. Фактически, скважинные флюиды, содержащие природные полимеры, которые являются термически нестабильными при более высоких температурах, могут быть непригодными для долговременных применений или для НРНТ скважин. Вместо этого, при температурах выше чем 225°Р (85°С) синтетические полимеры, такие как полимеры на основе акриламида, на основе ΛΜΡδ и на основе акрилата, могут использоваться вместо них для обеспечения более высокой термической стабильности, чем у природного полимера, до 400°Р (180°С) или выше.

Кроме того, хотя скважинные флюиды, содержащие природные (или синтетические, на основе акриламидов) полимеры являются умеренно эффективными при борьбе с поглощением скважинного флюида в высокопроницаемых формациях, где может осаждаться фильтрационная корка, напротив проницаемых сред, такие скважинные флюиды не могут быть настолько же эффективными при борьбе с поглощением флюидов в формации с низкой проницаемостью, такой как сланцы и глины, где такая фильтрационная корка не может осаждаться из-за относительной непроницаемости формации. Скважинные флюиды с использованием природных полимеров могут, таким образом, по-прежнему проникать и поступать в поры формации с низкой проницаемостью. Когда флюид проникает в сланцы, увеличение давления в порах и соответствующие уменьшение разности давлений между формацией и столбом скважинного флюида может затем приводить к потере поддержки формации и к следующему за этим коллапсу части формации в скважине. Фактически, скважинные флюиды, содержащие природные полимеры, могут быть непригодными для герметизации формаций с низкой проницаемостью, таких как глины и сланцы.

Для формаций с низкой проницаемостью могут использоваться синтетические полимеры, такие как латексы, в качестве герметизирующего агента. Герметизация из полимерного латекса является полупроницаемой, и, таким образом, для герметизации формации, он, как правило, объединяется с связывающим/осаждающим агентом, таким как комплекс металла, вызывающим осаждение латекса на стенках скважины, которая может таким образом уменьшить скорость проникновения давления бурового раствора в формацию сланцев. Примеры такого использования латексов в качестве герметизирующих агентов можно найти в патентах США № 6258757, 6715568, 6703351 и 7271131. Однако такие латексные полимеры, как правило, имеют термическую стабильность еще ниже, чем у природных полимеров (как правило, < 250°Р (60°С)). В дополнение к этому объединение с агентом для совместного осаждения, как правило, ухудшает функционирование этих латексных полимеров в качестве отдельных добавок для борьбы с поглощением флюида в формациях с большей проницаемостью.

Скважинные флюиды, содержащие сополимеры природных полимеров и латексов, как обнаружено, обладают уникальными свойствами, которыми не обладают ни природные полимеры, ни латексы. Это является особенно неожиданным, учитывая, что это улучшение свойств не могло бы быть достигнуто с использованием скважинных флюидов, содержащих смеси природных полимеров и латексов. Авторы обнаружили, что скважинные флюиды, содержащие сополимеры природных полимеров и латексных полимеров, как обнаружено, эффективно предотвращают поглощение скважинного флюида и фильтрата внутри скважины. Кроме того, авторы неожиданно обнаружили, что скважинные флюиды и способы бурения по настоящему описанию могут позволить борьбу с поглощением скважинного флюида и фильтрата в формациях как с высокой, так и низкой проницаемостью, таких как глины и сланцы. Кроме того, скважинные флюиды и способы бурения по настоящему описанию могут обеспечить борьбу с поглощением скважинного флюида и фильтрата при темперах выше чем 400°Р (180°С). Смеси природных полимеров и латексов были бы нестабильными на верхнем краю этого диапазона, поскольку компонент природного полимера и/или компонент латекса деградировал бы, вызывая преждевременную деградацию фильтрационной корки.

Природные полимеры и латексы представляют собой очень различающиеся полимеры с точки зрения как химической структуры, так и физических свойств. Скважинные флюиды по настоящему описанию содержат сополимеры природных полимеров и латексов, которые содержат по меньшей мере один мономер природного полимера и по меньшей мере один латексный мономер. Сополимеры по меньшей

- 3 022202 мере одного природного полимера и по меньшей мере одного латекса, как считается, обеспечивают скважинный флюид повышенной температурной стабильностью в более широком диапазоне температур.

Мономер природного полимера.

Как используется в настоящем документе, природные полимеры относятся к любому полимеру, производимому живым организмом. Примеры природных полимеров включают, в частности, полисахариды. Специалист в данной области увидит рамки природных полимеров, пригодных для использования в способах и скважинных флюидах на водной основе, описанных в настоящем документе.

Полисахариды.

Полисахариды представляют собой полимеры моносахаридов, соединенных вместе с помощью гликозидных связей. Они, как правило, представляют собой большие, часто разветвленные макромолекулы, встречающиеся в природе. Мономерные единицы природных полимеров, как правило, представляют собой шестиуглеродные моносахариды, и природный полимер, следовательно, может быть представлен общей формулой (С₆Н₁₀О₅)_п, где η обычно представляет собой число в пределах между 40 и 3000. Примеры полисахаридов, пригодных для использования в качестве мономеров в вариантах осуществления настоящего описания, включают крахмал, гликоген, целлюлозу, смолу плодов рожкового дерева, ксантановые смолы, смолы \Ус11ац склероглюкановые смолы и гуаровые смолы и их смеси и производные. Однако ограничений типа полисахарида, который может использоваться в качестве мономера, не предусматривается.

Крахмалы представляют собой встречающиеся в природе природные полимеры, находящиеся в клетках зеленых растений и в некоторых микроорганизмах. Крахмал или целлюлоза может происходить от любого ботанического источника, такого как зерно, плод, корень или клубень. Некоторые примеры крахмалов включают картофельный крахмал, кукурузный крахмал, крахмал тапиоки, пшеничный крахмал и рисовый крахмал. Подобно другим встречающимся в природе природным полимерам, крахмалы состоят только из гликозидных единиц. Г ликозидные единицы, находящиеся в крахмале, представляют собой амилозу и амилопектин, оба они состоят только из единиц альфа-Э-глюкозы.

Амилоза представляет собой, по существу, линейный, слабо разветвленный полимер с молекулярной массой в диапазоне от 10⁵ до 10⁶ г/моль в основном из 1-4 связанных единиц глюкозы. Структура амилозы представлена ниже

Амилопектин представляет собой сильно разветвленную молекулу с молекулярной массой в пределах между 10⁷ и 10⁹ г/моль. Амилопектин также содержит 1-4 связанные единицы глюкозы, но в дополнение к этому, через каждые 20-30 единиц глюкозы встречаются 1-6 глюкозидные точки разветвления. Структура амилопектина представлена ниже

Отношение амилозы к амилопектину, когда они находятся в крахмале, как правило, составляет 20:80 или 30:70. Также возможно использование крахмала, имеющего повышенное содержание амилозы или повышенное содержание амилопектина.

Полисахариды, как правило, являются гидрофильными из-за присутствия групп -ОН, присутствующих на единицах моносахарида. Степень взаимодействия природного полимера с водой зависит от уровня внутренних водородных связей и от стерической гибкости конкретного используемого природного полимера. Множество полисахаридов, таких как крахмалы, взаимодействуют с водой. Такое взаимодействие с водой может вызвать набухание природного полимера. Когда полисахариды используются в скважинных флюидах на водной основе, должны быть предприняты меры для контроля набухания полисахаридов.

Природные мономерные единицы полимера, пригодные для использования в вариантах осуществления настоящего документа, также могут быть дериватизованными. Дериватизованные природные полимеры относятся к природным полимерам, которые химически модифицированы. Такие дериватизованные природные полимеры могут включать гидроксиалкильные крахмалы и смолы, сложные эфиры крахмала и смолы, поперечно сшитые крахмалы и смолы, окисленные с помощью гипохлорита крахмалы и смолы, сложные фосфатные моноэфиры крахмала и смолы, катионные крахмалы и смолы, ксантаты крахмалов и смолы и диальдегидные крахмалы и смолы. Эти дериватизованные природные полимеры могут быть получены с использованием любых средств, известных в данной области. Примеры дериватизованных крахмалов включают карбоксиметил крахмалы, гидроксиэтил крахмалы, гидроксипропил

- 4 022202 крахмалы, гидроксибутил крахмалы, карбоксиметилгидроксиэтил крахмалы, карбоксиметилгидроксипропил крахмалы, карбоксиметилгидроксибутил крахмалы, полиакриламид крахмалы и другие сополимеры крахмала.

Латексный мономер.

Как используется в настоящем документе, латексный мономер может относиться к любому синтетическому или природному каучуку.

Разнообразные хорошо известные латексные материалы могут использоваться как латексные мономерные единицы в вариантах осуществления сополимера по настоящему описанию. Например, могут использоваться природный каучук (цис-1,4-полиизопрен) и большинство его модифицированных типов. Синтетические полимеры различных типов также могут использоваться, включая полимеры или сополимеры винилацетата, сложных виниловых эфиров жирных кислот, сложных эфиров акриловой и метакриловой кислоты, акрилонитрила, стирола, винилхлорида, винилиденхлорида, тетрафторэтилена и других моноолефин-ненасыщенных мономеров. Некоторые примеры латексных мономеров, которые могут пригодными для использования в вариантах осуществления настоящего описания, включают стирол/бутадиен, цис-1,4-полибутадиен и их сополимеры, стирольную смолу с высоким содержанием стирола, бутил, этилен/пропилен, неопрен, нитрил, цис-1,4-полиизопрен, силиконхлорсульфонированный полиэтилен, эпихлоргидрин, фторуглерод, фторсиликон, полиуретан, полиакрил и полисульфид.

Латексы являются гидрофобными по природе и, как правило, образуют отдельные частицы в водном растворе для сведения к минимуму взаимодействия с водой. Поверхностно-активные вещества могут добавляться для улучшения взаимодействия латексов с водой.

Природные сополимеры полимеров/латексов по настоящему описанию, как обнаружено, имеют свойства компонентов как природного полимера, так и латекса. Например, сополимеры природный полимер/латекс имеют как гидрофильные, так и гидрофобные секции. Фактически, эти сополимеры могут считаться амфифильными по природе, и, таким образом, они могут демонстрировать более высокую совместимость со скважинными флюидами на водной основе, чем латексы. Также, благодаря латексному компоненту, сополимеры природный полимер/латекс могут демонстрировать меньшее набухание, чем сравнимые полимеры из их компонентов, природных полимеров. Кроме того, эти сополимеры демонстрируют тепловую стабильность при температурах более высоких, чем сравнимые полимеры из их компонентов, природных полимеров. Скважинные флюиды, содержащие сополимеры природный полимер/латекс по настоящему описанию, могут демонстрировать преимущества по сравнению со сравнимыми скважинными флюидами, содержащими либо сравнимые полимеры из их компонентов, природных полимеров, либо сравнимые полимеры из их латексных компонентов.

Сополимеры природных полимеров и латексов могут также принадлежать к любому типу, известному в данной области, например к блок-сополимерам, случайным сополимерам, чередующимся сополимерам и привитым сополимерам, и могут быть получены с помощью любых средств, известных в данной области. Например, привитые сополимеры крахмала и стирола с 1,3-бутадиеном могут быть получены в соответствии со способами такими, как описаны в патенте США № 5003022, который включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей его полноте.

Пример сополимера природный полимер/латекс, пригодного для использования в вариантах осуществления настоящего описания, представляет собой привитой сополимер крахмала и стирола/1,3бутадиена, коммерчески доступного как Репсо1е®™ (РепГогб Ртобис18 Сотрапу, Себаг Ραρίάδ. 1о\\ц). Репсо1е®'™ получают из продуктов реакции стирола и 1,3-бутадиена и разбавленного слегка окисленного гидроксиэтил крахмала, имеющего концентрацию твердых продуктов 21 мас.% и отличающегося собственной вязкостью примерно 0,23 дл/г. Другой привитой сополимер крахмала, пригодный для использования в вариантах осуществления настоящего документа, является коммерчески доступным как РепГ1ех™ (РепГогб Ртобис18 Сотрапу, Себаг Кар1б8, 1о\\а). Еще один привитой сополимер крахмала, пригодный для использования в вариантах осуществления настоящего документа, является коммерчески доступным как Репм/е®™ (РепГогб Ртобис18 Сотрапу, Себаг Кар1б8, 1о\\а). Репм/е®™ представляет собой привитой сополимер крахмала и стирола/1,3-бутадиена, получаемый из сильно разбавленного окисленного гидроксиэтил крахмала, отличающегося собственной вязкостью примерно 0,077 дл/г. Еще один привитой сополимер крахмала, пригодный для использования в вариантах осуществления настоящего документа, представляет собой РепСР® 318 (РепГогб Ртобис18 Сотрапу, Себаг Кар1б8, 1о\\а). Специалист в данной области заметит, что любой сополимер природный полимер/латекс может быть пригодным для использования в вариантах осуществления настоящего документа.

Соответствующие отношения природный полимер/латекс для сополимеров природный полимер/латекс по настоящему описанию могут находиться в пределах примерно от 98 мас.% природного полимера к 2 мас.% латексного мономера, примерно до 25 мас.% природного полимера к 75 мас.% латексного мономера. В конкретном варианте осуществления отношение природный полимер/латекс может находиться в пределах от 70 мас.% природного полимера к 30 мас.% латексного мономера, примерно до 40 мас.% природного полимера к 60 мас.% латексного мономера. Однако специалист в данной области заметит, что могут также использоваться и другие диапазоны.

- 5 022202

В вариантах осуществления, где латексный мономер сам по себе является сополимером, например где латексный мономер представляет собой стирол/бутадиен, пригодные для использования отношения мономеров в сополимере стирол/бутадиен может находиться в пределах примерно от 70 мас.ч. стирола и 30 мас.ч. бутадиена, примерно до 30 мас.ч. стирола и 70 мас.ч. бутадиена. Например, РеиЯех™ отличается отношением латекса к крахмалу, составляющим 42 мас.ч. латекса на 58 мас.ч. крахмала, при этом латекс имеет отношение бутадиена к стиролу, составляющее 42 мас.ч. бутадиена на 58 мас.ч. стирола. В конкретных вариантах осуществления сополимеры стирол/бутадиен могут, как правило, содержать более высокие отношения бутадиена к стиролу, благодаря меньшей стоимости бутадиена.

В применениях, где сополимеры природный полимер/латекс добавляют в скважинные флюиды для уменьшения поглощения скважинного флюида и фильтрата внутри скважины, скважинный флюид может приготавливаться в виде разнообразных препаратов. Конкретные препараты могут зависеть от стадии бурения в конкретный момент времени, например зависеть от глубины и/или от композиции подземной формации. Количество сополимера природный полимер/латекс скважинного флюида может изменяться в зависимости от желаемого применения. В одном из вариантов осуществления сополимер природный полимер/латекс может составлять примерно от 0,1 примерно до 20,0 мас.% от общей массы скважинного флюида. В другом варианте осуществления сополимер природный полимер/латекс может составлять примерно от 0,2 до 10,0 мас.% от общей массы скважинного флюида и еще в одном варианте осуществления примерно от 0,3 до 5,0 мас.%.

Скважинные флюиды по настоящему описанию могут содержать водный флюид в качестве основного флюида. Водный флюид может включать по меньшей мере один флюид из пресной воды, морской воды, солевого раствора, смесей воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Например, водный флюид может приготавливаться с помощью смесей желаемых солей в пресной воде. Такие соли могут включать, но не ограничиваясь этим, например, хлориды, гидроксиды или карбоксилаты щелочных металлов. В различных вариантах осуществления скважинного флюида, описанных в настоящем документе, солевой раствор может включать морскую воду, водные растворы, где концентрация соли меньше, чем в морской воде, или водные растворы, где концентрация соли больше, чем в морской воде. Соли, которые могут находиться в морской воде, включают, но не ограничиваясь этим, натриевые, кальциевые, алюминиевые, магниевые, калиевые, стронциевые и литиевые соли хлоридов, бромидов, карбонатов, йодидов, хлоратов, броматов, формиатов, нитратов, оксидов, сульфатов, силикатов, фосфатов и фторидов. Соли, которые могут вводиться в солевой раствор, включают любую одну или несколько солей, которые присутствуют в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворенные соли. Кроме того, солевые растворы, которые могут использоваться в буровых жидкостях, описанных в настоящем документе, могут быть природными или синтетическими, при этом синтетические солевые растворы, как правило, являются гораздо более простыми по составу. В одном из вариантов осуществления плотность бурильной жидкости может контролироваться посредством увеличения концентрации соли в солевом растворе (вплоть до насыщения). В конкретном варианте осуществления солевой раствор может содержать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий.

Например, раствор может содержать галогениды цинка, такие как бромид цинка или хлорид цинка, или как тот, так и другой, и/или галогениды кальция, такие как бромид кальция или хлорид кальция, или как тот, так и другой. Альтернативно, могут использоваться солевые растворы на основе формиатов или ацетатов. Солевой раствор может содержать соли в обычных количествах, как правило, находящихся в пределах примерно от 1 примерно до 80%, а предпочтительно примерно от 20 примерно до 60%, по отношению к общей массе раствора, хотя специалист в данной области заметит, что могут использоваться также и количества вне этого диапазона.

Кроме того, варианты осуществления настоящего изобретения могут дополнительно использовать специальные солевые растворы, которые содержат по меньшей мере одну соль щелочного металла и окси-аниона или полиокси-аниона переходного металла, такую, например, как поливольфрамат щелочного металла, гетерополивольфрамат щелочного металла, полимолибдат щелочного металла или гетерополимолибдат щелочного металла. В частности, эти специальные солевые растворы (которые, как правило, используют при высокотемпературных применениях) содержат водные растворы солей переходных металлов, где водный раствор содержит анионные остатки, имеющие формулу [А^п+В_тОк]^х-, где А выбирают из элементов IV группы, элементов V группы, элементов переходных металлов и редкоземельных элементов; В представляет собой один или несколько элементов переходных металлов, имеющих атомную массу в пределах между 50 и 201 включительно, О представляет собой кислород, т представляет собой целое число в пределах между 6 и 18 включительно, к представляет собой целое число в пределах между 24 и 62 включительно и х представляет собой малое целое число, как правило, в пределах между 1 и 10, в зависимости от выбора А, В, т, и к, и где катионы могут представлять собой литий, натрий, калий, цезий или их смесь, или с малым количеством катионов водорода, обеспечиваемых анионными остатками свободных кислот, и в особенности, где указанные соли представляют собой главный компонент раствора, а не только добавку к нему. В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения могут использоваться натриевые, калиевые и цезиевые соли гетерополивольфраматов и смеси этих солей

- 6 022202 с гетерополивольфрамовыми кислотами. Конкретные примеры таких солевых растворов можно найти в Международной публикации заявки РСТ № ^02007/005499, которая принадлежит автору настоящей заявки и включается в качестве ссылки в настоящий документ во всей ее полноте.

Скважинные флюиды, описанные выше, могут быть адаптированы для получения улучшенных скважинных флюидов для условий высоких температур и давлений, таких как встречаются в глубоких скважинах. Кроме того, специалист в данной области заметит, что в дополнение к сополимерам природный полимер/латекс и другие добавки могут включаться в скважинные флюиды, описанные в настоящем документе, например утяжелители, загустители, смачивающие агенты, ингибиторы коррозии, поглотители кислорода, антиоксиданты и поглотители свободных радикалов, биоциды, поверхностно-активные вещества, дисперсанты, агент, снижающий межфазное натяжение, буферы для установления рН, взаимные растворители и агенты для разбавления.

Скважинный флюид в соответствии с настоящим изобретением может использоваться в способе бурения буровой скважины в подземной формации способом, сходным с теми, где используются обычные скважинные флюиды. В процессе бурения буровой скважины скважинный флюид циркулирует через буровую трубу, через долото и через кольцевое пространство между трубой и формацией или стальной обсадкой к поверхности. Скважинный флюид осуществляет несколько различных функций, таких как охлаждение долота, удаление бурового шлама из нижней части буровой скважины, суспендирование шлама и утяжелителя, когда циркуляция прерывается. В дополнение к этому, скважинные флюиды по настоящему описанию могут обеспечить контроль фильтрации для предотвращения избыточного поглощения скважинных флюидов в формации. Термин контроль фильтрации, как используется в настоящем документе, относится к любому уменьшению поглощения флюида в формации, достигаемый посредством использования скважинных флюидов по настоящему описанию. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления скважина, имеющая сополимер по настоящему описанию, может обеспечить контроль фильтрации при температурах больше чем примерно 300°Р (130°С). В альтернативных вариантах осуществления, может достигаться контроль фильтрации при температурах больше примерно чем 350°Р (160°С) или 400°Р (180°С).

Сополимеры природный полимер/латекс могут добавляться к основной текучей среде в том положении на буровой площадке, где они должны использоваться, или они могут переноситься из положения, иного, чем буровая площадка. Если для осуществления этой стадии выбирается положение буровой площадки, тогда сополимеры природный полимер/латекс могут непосредственно диспергироваться в водной текучей среде и полученный скважинный флюид может непосредственно размещаться в буровой скважине с использованием технологий, известных в данной области.

Скважинные флюиды по настоящему описанию, содержащие сополимеры природный полимер/латекс, могут размещаться в скважине с использованием обычных технологий, известных в данной области. Сополимеры природный полимер/латекс могут добавляться к буровой жидкости, жидкости закачивания или жидкости для ремонта скважин. В некоторых вариантах осуществления, если необходима герметизация конкретного интервала в скважине, раствор сополимеров природный полимер/латекс может нагнетаться в такой интервал в дополнение к другим интервалам, например в тампоне. Скважинные флюиды, описанные в настоящем документе, могут использоваться в сочетании с любой операцией бурения или заканчивания.

В частности, сополимеры природный полимер/латекс по настоящему описанию могут нагнетаться в рабочую колонну, стекать в нижнюю часть скважины, а затем из рабочей колонны и в кольцевой зазор между этой рабочей колонной и обсадкой или скважиной. Это загрузка для обработки, как правило, упоминается как тампон. Тампон может продавливаться вперед посредством нагнетания других скважинных флюидов, таких как жидкость заканчивания позади тампона до положения внутри скважины, которое находится непосредственно над частью формации, где ожидаются поглощение флюида. Затем нагнетание флюидов в скважину прекращается, и поглощение флюида будет затем двигать тампон в направлении положения поглощения флюида. Позиционирование тампона таким способом, как это часто упоминается как установка тампона. Нагнетание таких тампонов часто осуществляют через спиральные трубы или с помощью способа, известного как закачка под давлением.

При введении скважинного флюида по настоящему описанию в буровую скважину может образовываться фильтрационная корка, которая обеспечивает эффективный герметизирующий слой на стенках буровой скважины, предотвращающий нежелательное поступление флюида в формацию, через которую бурят буровую скважину. Фильтрационные корки, сформированные из скважинных флюидов, описанных в настоящем документе, содержат сополимеры природных полимеров и латексных полимеров и могут иметь неожиданные свойства. Такие свойства могут включать повышенное закупоривание под давлением, надежность закупоривания и увеличенный диапазон размеров пор формации, которые могут закупориваться. Эти фильтрационные корки могут обеспечить контроль фильтрации в диапазонах температуры до 400°Р (180°С) и выше.

Когда формация представляет собой формацию с низкой проницаемостью, такую как сланцы или глины, фильтрационные корки, сформированные с использованием скважинных флюидов и способов по настоящему описанию, предотвращают поглощение скважинного флюида и фильтрата посредством эф- 7 022202 фективного закупоривания, по меньшей мере, некоторых пор формации с низкой проницаемостью. Это может сделать возможным поддержку формации посредством поддерживания достаточной разности давлений между столбом скважинного флюида и порами скважины. Кроме того, фильтрационные корки, сформированные с помощью скважинного флюида по настоящему описанию, могут эффективно герметизировать подземные формации. Эти фильтрационные корки являются стабильными при повышенных температурах, а также могут эффективно герметизировать формации с низкой проницаемостью.

Перед постановкой буровой скважины на добычу фильтрационная корка в продуктивной области может удаляться, например, посредством использования различных технологий, известных в данной области. Например, фильтрационные корки в соответствии с настоящим описанием могут удаляться с использованием разжижающей жидкости, содержащей кислотный водный раствор. Примеры кислот, которые могут использоваться, включают сильные минеральные кислоты, такие как хлористо-водородная кислота или серная кислота, и органические кислоты, такие как лимонная кислота, молочная кислота, яблочная кислота, уксусная кислота и муравьиная кислота. Разжижающая жидкость может иметь рН ниже 4 или в другом варианте осуществления ниже 3. В других вариантах осуществления фильтрационная корка может удаляться с использованием разжижающей жидкости, содержащей фермент, деградирующий природный полимер, например карбогидразу. Примеры таких ферментов включают амилазы, пуллуланазы и целлюлулазы. Еще в одном варианте осуществления фильтрационная корка может удаляться с использованием промывочной жидкости, содержащей окисляющий агент, такой как гипохлорит натрия.

Пример

Иллюстративно скважинный флюид приготавливают, как показано в табл. 1 ниже.

Таблица 1

Приготовление скважинного флюида

Компонент	Единицы	Пример 1
Пресная вода	мл	267,0
Хлорид натрия	г	60,0
Ώϋθνΐ5	г	1, о
ЦЦХТЕОЬ	г	2,5
ΕΜΙ-103 7	мл	10,0
ЦЦТЕАН1В™	мл	10,5
иЬТЕАСАР™	г	2,0
иЬТКАЕЕЕЕ™	мл	7,5
Барит	г	133,0
Глина ОСМА	г	10,0

Разнообразные добавки во флюидах являются коммерчески доступными от М-Ι ТЬС (Нои8)оп, Теха§). ΌυΟνίδ (продукт ксантановой смолы) используют в качестве загустителя в композициях, раскрытых выше. иМТКО1. представляет собой модифицированный полисахарид, используемый при фильтрации. ΕΜΙ-1037 представляет собой сополимер стирол-бутадиеновый латекс/кукурузный крахмал. Добавка иЬТКЛНГВ™ представляет собой жидкий полиамин, используемый как ингибитор сланцев. Добавка иЬТКЛСЛР™ представляет собой низкомолекулярный сополимер сухого акриламида, сконструированный для обеспечения инкапсулирования шлама и ингибирования диспергирования глины. Добавка иЬТКАРКЕЕ™ против отложений сконструирована для устранения налипания породы на долото и увеличения скорости проникновения (КОР). Глину ОСМА, бентонитную глину, имеющую спецификации ΑΡΙ/ΙδΟ, добавляют для воспроизведения твердых продуктов бурения.

Затем скважинный флюид состаривают в течение 16 ч при 150°Р (60°С). Реологию полученного скважинного флюида измеряют с использованием вискозиметра Раии. 35. Реологические параметры являются такими, как показано в табл. 2 ниже.

Таблица 2

Реология скважинного флюида

Реология при 70°Р (20’С)	Единицы	Пример 1
600 об/мин		80
300 об/мин		57
200 об/мин		44
100 об/мин		31
6 об/мин		8
3 об/мин		б
Гели 10”	фунт/100 фут^ (0,44 г/м²)	8 (1,56)
Гели 10’	фунт/100 фут‘	12 (5,28)
Видимая вязкость	сР	40
Пластическая вязкость	ср	23
Предел текучести	фунт/100 фут¹'	34 (15)

Поглощение флюида согласно как ΑΡΙ, так и НТНР измеряют в соответствии с процедурами, описанными в ΑΡΙ 8рес 13В. Поглощение флюида для иллюстративно скважинного флюида являются такими, как показано в табл. 3 ниже.

- 8 022202

Таблица 3

Поглощение скважинного флюида

Параметры поглощения флюида	Единицы	Пример 1
Температура поглощение флюида НТНР	ор (О_С)	200 (85)
Давление поглощение флюида НТНР	фунт/кв. дюйм (0,062 кг/см²)	500 (32)
Объем поглощения флюида НТНР	мл	12
_РН		9,2
Объем поглощения флюида ΑΡΙ	мл	1, 9

Пример 2.

Иллюстративно скважинный флюид для высоких температур и высоких давлений приготавливают, как показано в табл. 4 ниже.

Таблица 4

Приготовление скважинного флюида

Компонент	Единицы	Пример 1
Пресная вода	МЛ	207
М-Ι СЕЬ™ зиРКЕМЕ	г	3,0
Каустическая сода	г	2,0
ΚΕ5ΙΝΕΧ®	г	3,0
ΕΜΙ-927	г	2,0
ΕΜΙ-1745	г	12,0
ΕΜΙ-1048	мл	2,0
ΤΑΝΝΑΤΗΙΝ®	г	3,0
ΕΜΙ-1037	мл	10,0
Барит	г	501

Разнообразные добавки во флюидах являются коммерчески доступными от М-Ι ЬЬС (Ноийои, Теха§). М-Ι ОБЬ™ 8ИРКЕМЕ (необработанная бентонитная глина) используют в качестве загустителя в комбинациях, раскрытых выше. ЕМ1-927 представляет собой синтетический терполимер, используемый для контроля высокотемпературной реологии. ЕМ1-1037 представляет собой сополимер стиролбутадиеновый латекс/кукурузный крахмал. Добавка ЕМ1-1745 представляет собой смесь лигнинов, используемую в качестве модификатора вязкости. ΤΑΝΝΑΤΗΙΝ™ представляет собой природный лигнит, сконструированный для обеспечения вторичного контроля фильтрации. ΚΡ8ΙΝΡΧ® представляет собой материал лигнитной смолы, сконструированной для усиления фильтрации при высокой температуре/высоком давлении. ЕМ1-1048 представляет собой синтетический полимер, сконструированный для сведения к минимуму воздействия твердых продуктов на реологию.

Затем скважинный флюид состаривают в течение 16 ч при 400°Р (180°С). Реологию полученного скважинного флюида измеряют с использованием вискозиметра Раии 35. Реологические параметры являются такими, как показано в табл. 5 ниже.

Таблица 5

Реология скважинного флюида

Реологи при 120 °Р	Единицы	Пример 1
600 об/мин		86
300 об/мин		48
200 об/мин		37
100 об/мин		22
6 об/мин		6
3 об/мин		6
Гели 10	фунт/100 фут'' (0,44 г/м²)	9 (4)
Гели 10¹	фунт/100 фут²	26 (11,44)
Видимая вязкость	сР	43
Пластическая вязкость	сР	38
Предел текучести	фунт/100 фут²	10 (4,4)

Поглощение флюида как ΑΡΙ, так и НТНР измеряют в соответствии с процедурами, описанными в ΑΡΙ 8рес 13В. Поглощение флюида для иллюстративного скважинного флюида являются таким, как показано в табл. 6 ниже.

- 9 022202

Таблица 6

Поглощение скважинного флюида

Параметры поглощения флюида	Единицы	Пример 1
Температура поглощение флюида НТНР	ор(°С)	350 (160°С)
Давление поглощение флюида НТНР	фунт/кв. дюйм (0,062 кг/см²)	500 (31)
Объем поглощение флюида НТНР	МЛ	15,6
РН		7,8
Объем поглощение текучей ΑΡΙ	мл	3,2

Преимущественно варианты осуществления настоящего описания предусматривают скважинные флюиды и способы бурения с помощью таких флюидов, которые содержат сополимер природный полимер/латекс. Использование скважинных флюидов, содержащих сополимер природный полимер/латекс, может предотвратить поглощение скважинного флюида в формации. Кроме того, в дополнение к этому, поскольку они способны образовывать фильтрационную корку для борьбы с поглощением при фильтрации в проницаемую формацию, сополимеры могут также преимущественно помогать при формировании герметизации на формациях с низкой проницаемостью, таких как глины и сланцы, которая, как правило, не достигается с использованием обычных агентов для борьбы с поглощением флюида. Кроме того, при использовании обычных латексных полимеров для герметизации формации с низкой проницаемостью герметизация достигается посредством формирования пленки, осажденной на формации; однако такая осажденная пленка может оказывать вредные воздействия на формацию. При использовании флюидов и сополимеров по настоящему описанию такой эффект герметизации может быть достигнут без инициирования осаждения. Кроме того, сополимеры, содержащиеся в скважинных флюидах по настоящему описанию, также могут преимущественно быть стабильными и предотвращать поглощение скважинного флюида до температур 400°Р (180°С) и выше, в то время как использование обычных добавок для борьбы с поглощением флюида или латексных добавок может вызвать деградацию при более низких температурах.

Хотя настоящее изобретение описывается по отношению к ограниченному количеству вариантов осуществления, специалисты в данной области, имея преимущества настоящего описания, увидят, что могут быть предусмотрены другие варианты осуществления, которые не отклоняются от рамок настоящего описания, как описано в настоящем документе. Соответственно рамки настоящего описания должны ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Скважинный флюид на водной основе для предотвращения поглощения скважинного флюида внутри скважины, содержащий по меньшей мере один привитой сополимер, сформированный по меньшей мере из одного природного полимера и из сополимера стирола и 1,3-бутадиена, где данный по меньшей мере один природный полимер является полисахаридом;

флюид на водной основе.
2. Скважинный флюид по п.1, в котором по меньшей мере один природный полимер представляет собой по меньшей мере один полимер из кукурузного крахмала, целлюлозы, картофельного крахмала, крахмала тапиоки, пшеничного крахмала и рисового крахмала.
3. Скважинный флюид по п.1, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает контроль фильтрации при температурах больше чем 300°Р (130°С).
4. Скважинный флюид по п.3, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает контроль фильтрации при температурах больше чем 350°Р (160°С).
5. Скважинный флюид по п.4, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает контроль фильтрации при температурах больше чем 400°Р (180°С).
6. Скважинный флюид по п.1, дополнительно содержащий по меньшей мере один утяжелитель.
7. Скважинный флюид по п.1, в котором скважинный флюид содержит по меньшей мере один привитой сополимер в количестве, находящемся в пределах от 0,1 до 20 мас.% флюида.
8. Способ бурения скважины, включающий введение скважинного флюида на водной основе в скважину и циркулирование скважинного флюида на водной основе во время бурения, где скважинный флюид на водной основе содержит по меньшей мере один привитой сополимер, сформированный по меньшей мере из одного природного полимера и из сополимера стирола и 1,3-бутадиена, где данный по меньшей мере один природный полимер является полисахаридом.
9. Способ по п.8, дополнительно включающий предоставление возможности по меньшей мере одному привитому сополимеру для формирования по меньшей мере части фильтрационной корки на стенках скважины.
10. Способ по п.8, в котором по меньшей мере один привитой сополимер добавляют как полимерный раствор или суспензию полимера в скважинный флюид.

- 10 022202
11. Способ по п.8, в котором природный полимер представляет собой по меньшей мере один полимер из кукурузного крахмала, целлюлозы, картофельного крахмала, крахмала тапиоки, пшеничного крахмала и рисового крахмала.
12. Способ по п.8, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает эффективный контроль фильтрации при температурах в скважинах больше чем 300°Р (130°С).
13. Способ по п.12, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает эффективный контроль фильтрации при температурах в скважинах больше чем 350°Р (160°С).
14. Способ по п.13, в котором по меньшей мере один привитой сополимер обеспечивает эффективный контроль фильтрации при температурах в скважинах больше чем 400°Р (180°С).
15. Способ по п.8, дополнительно включающий по меньшей мере один утяжелитель.
16. Способ по п.8, в котором скважинный флюид содержит по меньшей мере один привитой сополимер в количестве до 20 мас.%.