EA025836B1 - Способ и вещество для укрепления скважины при подземных работах - Google Patents
Способ и вещество для укрепления скважины при подземных работах Download PDFInfo
- Publication number
- EA025836B1 EA025836B1 EA201490597A EA201490597A EA025836B1 EA 025836 B1 EA025836 B1 EA 025836B1 EA 201490597 A EA201490597 A EA 201490597A EA 201490597 A EA201490597 A EA 201490597A EA 025836 B1 EA025836 B1 EA 025836B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- fiber
- wellbore
- drilling fluid
- strengthening
- Prior art date
Links
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims description 30
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 74
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 64
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 39
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 11
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 9
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 7
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 2
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 2
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 2
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000011800 void material Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 32
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 19
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 11
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 8
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 5
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical compound C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 2
- 238000001000 micrograph Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 2
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 2
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- FKGZYMRUAIHNKB-UHFFFAOYSA-O [NH4+].[Na].[O-][N+]([O-])=O Chemical compound [NH4+].[Na].[O-][N+]([O-])=O FKGZYMRUAIHNKB-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920005576 aliphatic polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010539 anionic addition polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012718 coordination polymerization Methods 0.000 description 1
- 150000001923 cyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007515 enzymatic degradation Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052736 halogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002367 halogens Chemical class 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000005300 metallic glass Substances 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 1
- 229940065514 poly(lactide) Drugs 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 238000007151 ring opening polymerisation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Artificial Filaments (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам, связанным с закупориванием околоскважинных пустот для укрепления скважины. Способ укрепления скважины может включать введение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Description
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием околоскважинных пустот для укрепления скважины.
Одним из наиболее существенных факторов увеличения непродуктивного времени бурения является потеря циркуляции бурового раствора. Потеря циркуляции возникает вследствие утечки бурового раствора в пласт по нежелательным путям течения, например через проницаемые участки, естественные трещины и индуцированные трещины. Исправлять скважину можно, применяя методы восстановления циркуляции или высоковязкие тампоны, путем закупоривания трещин перед возобновлением бурения.
Бурение выполняется с превосходящим давлением, таким, что давление в скважине поддерживается в пределах окна плотности бурового раствора, т.е. области между поровым давлением и давлением гидроразрыва, см. фиг. 1. Используемый в данном описании термин превосходящее давление имеет отношение к величине давления в скважине, превышающей поровое давление. Используемый в данном описании термин поровое давление подразумевает давление раствора в пласте. Превосходящее давление необходимо для предотвращения проникновения пластовых флюидов в скважину. Используемый в данном описании термин давление гидроразрыва имеет отношение к порогу давления, причем давление скважины на пласт оказывается выше порогового значения, что вызывает один или несколько гидроразрывов в подземном пласте. Более широкие окна плотности бурового раствора делают возможным бурение с уменьшенным риском потери циркуляции.
В обычных подземных пластах окно плотности бурового раствора может быть широким (см. фиг. 1). Тем не менее, в пластах, имеющих проблемные зоны, например истощенные зоны, зоны с высокой проницаемостью, высокотектонические области с высокими напряжениями на месте, или зоны прессованного сланца под слоями соли, окно плотности бурового раствора может быть уже и переменчивее (фиг. 2). Если превосходящее давление превышает давление гидроразрыва, индуцируется гидроразрыв и может произойти потеря циркуляции. Один упреждающий способ снижения риска потери циркуляции заключается в укреплении или стабилизации скважины с применением зернистых материалов для укрепления скважины. Укрепление скважины включает индуцирование гидроразрывов с одновременным закупориванием гидроразрывов. Данный способ одновременного гидроразрыва-закупоривания увеличивает компрессионное касательное напряжение в околоскважинной зоне подземного пласта, которое приводит к увеличению давления гидроразрыва, тем самым расширяя окно плотности бурового раствора (см. фиг. 3). Степень укрепления скважины, т.е. расширение окна плотности бурового раствора, зависит от превосходящего давления, которое может выдержать пробка до провала попытки, т.е. до достижения давления разрушения пробки. Если не удается сделать пробку, результатом является потеря циркуляции и непродуктивное время бурения.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием околоскважинных пустот для укрепления скважины.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к способу укрепления скважины, включающему введение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно; введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проникающую вглубь подземного пласта; и образование пробки, включающей порошок и волокно в пустотах вблизи скважины, причем пробка может быть способна поддерживать целостность при превосходящем давлении приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к способу бурения скважины, включающему введение таблетки, включающей укрепляющий скважину раствор, включающий первый буровой раствор, порошок и волокно, в участок скважины, проникающей вглубь подземного пласта; образование пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, причем данная пробка обладает давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), в результате чего получается укрепленный участок скважины; и проведение второго бурового раствора сквозь укрепленный участок скважины.
Согласно части вариантов настоящего изобретения оно относится к укрепляющему скважину раствору, содержащему буровой раствор, порошок, а также волокно, и способный образовывать пробку с давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа).
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов изобретения, изложенных ниже.
Краткое описание чертежей
Следующие чертежи включены в описание для иллюстрации некоторых вариантов настоящего изобретения, которые не должны рассматриваться в качестве единственно возможных. Раскрываемый предмет изобретения можно подвергнуть значительной модификации, изменению и эквивалентным преобразованиям по форме и функции при сохранении преимуществ настоящего изобретения, что очевидно специалистам данной области техники.
- 1 025836
Фиг. 1 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для обычной скважины.
Фиг. 2 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для проблемной скважины.
Фиг. 3 иллюстрирует окно плотности бурового раствора для укрепленной скважины.
Фиг. 4 иллюстрирует методологию испытаний давления разрушения пробки.
Фиг. 5А, 5Б представляют собой иллюстрации гранулометрической закупоривающей аппаратуры и конической ячейки, которые не ограничивают объем патентных притязаний и приведены не обязательно с соблюдением масштаба.
Фиг. 6 представляют собой микроснимки некоторых волокон, испытанных в ходе работы, связанной с написанием данной заявки.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам, связанным с закупориванием околоскважинных пустот для укрепления скважины.
В изобретении предложен укрепляющий скважину раствор и способы, которые могут расширить окно плотности бурового раствора. В некоторых вариантах изобретения образованные пробки могут сохранять свою целостность при превосходящем давлении, превышающем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или 2000 фунтов/кв.дюйм (13790 кПа). Используемый в данном описании в отношении пробок термин сохранение целостности и его производные представляют собой способность пробки к поддержанию контроля над потерей бурового раствора и не подразумевают, что структура пробки остается без изменений. Расширение окна плотности бурового раствора позволяет снизить риск потери циркуляции, происходящей в случае применения больших масс буровых растворов.
Кроме того, укрепляющие скважину растворы и способы, представленные в данном описании, обеспечивают применение высокореологических растворов, тем самым снижая необходимость изменения систем промывки буровым раствором в рамках буровой работы. Также укрепляющие скважину растворы и способы, представленные в данном описании, снижают необходимость в зональной изоляции с обсадной колонной. Оба из них с успехом сокращают время и стоимость буровых работ.
Следует отметить, что при наличии слова приблизительно в начале числового списка, оно модифицирует каждое число этого численного списка. Следует отметить, что в некоторых числовых диапазонах некоторые нижние пределы могут быть больше, чем некоторые верхние пределы. Специалисту в данной области техники будет понятно, что выбранное подмножество потребует выбрать верхний предел, превышающий выбранный нижний предел.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющий скважину раствор может включать, состоять по существу из или состоять из бурового раствора, порошка, а также волокна. В некоторых вариантах изобретения пробка может образовываться в пустотах вблизи скважины; причем пробка может включать, состоять по существу из или состоять из порошка и волокон. В некоторых вариантах изобретения пустоты могут быть природными и/или искусственными. В некоторых вариантах изобретения пустоты могут являться зарождающимся гидроразрывом. В некоторых вариантах изобретения пробка может препятствовать распространению зарождающегося гидроразрыва. В некоторых вариантах изобретения пробка может защитить оконечность зарождающегося гидроразрыва от превосходящего давления скважины. В некоторых вариантах изобретения пробка способна поддерживать целостность при давлении, приблизительно равном 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа) или более, приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или более, или приблизительно равном 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или большем превосходящем давлении. В некоторых вариантах изобретения превосходящее давление может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа), 750 фунтов/кв.дюйм (5172 кПа), 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), или 1250 фунтов/кв.дюйм (8618 кПа), до верхнего предела, приблизительно равного 2500 фунтов/кв.дюйм (17237 кПа), 2000 фунтов/кв.дюйм (13790 кПа), 1750 фунтов/кв.дюйм (12066 кПа), 1500 фунтов/кв.дюйм (10342 кПа) или 1250 фунтов/кв.дюйм (8618 кПа), и где превосходящее давление может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними.
В некоторых вариантах изобретения увеличение давления сверх превосходящего давления комбинации частиц и волокон может быть проверено с помощью испытаний давления разрушения пробки с применением гранулометрической закупоривающей аппаратуры (фиг. 5Б). Гранулометрическая закупоривающая аппаратура включает ячейку объемом 500 мл, имеющую подвижный поршень в нижней части и блок для уплотнения фильтрующего материала, в то время как анализ проводится на самом верху. Укрепляющий скважину раствор с порошком и волокном, подлежащими анализу загружают в ячейку. Ячейка расположена таким образом, что давление прилагается к ее нижней части, а фильтрат собирается сверху. Подобная конструкция позволяет предотвратить вклад других компонентов укрепляющего скважину раствора, оседающих во время статического анализа, в характеристику порошка и волокна. Давление, приложенное двухступенчатым гидравлическим насосом или с помощью азотной нагнетательной трубы, перемещается в укрепляющий скважину раствор через плавающий поршень в ячейке так, чтобы поддерживать дифференциальное давление приблизительно равное 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа). Фильтрующий материал, используемый в испытании давления разрушения пробки, является конической
- 2 025836 щелью (фиг. 5А). После образования пробки в конической щели, коническую щель осторожно перемещают без нарушения данной пробки от гранулометрической закупоривающей аппаратуры ко второй гранулометрической закупоривающей аппаратуре с чистым буровым раствором, т.е. не включающим частицу(ы) и волокно(а), для анализа. Давление прикладывают снизу, как описано выше, с интервалом в 100 фунтов/кв.дюйм (689,5 кПа). Давление разрушения пробки представляет собой давление, при котором пробка позволяет буровому раствору проходить через коническую щель. Методология определения давления разрушения пробки проиллюстрирована на фиг. 4. Следует отметить, что, как описано выше, испытание давления пробки включает в себя перемещение конической щели после того как пробка сформирована. Следует отметить, что гранулометрическая закупоривающая аппаратура и связанные с ней методы могут быть спланированы таким образом, что испытание давления пробки будет происходить без необходимости в перемещении конической щели.
Порошок и/или волокно может быть природным или синтетическим, разлагаемым или неразлагаемым, и их смесями. Следует понимать, что используемый в данном описании термин порошок или частица включает все известные формы материалов, в том числе по существу сферические материалы, мелкозазубренные материалы, материалы с низким соотношением сторон, многоугольные материалы (такие как кубические материалы), дисковидные материалы, их гибриды и любую их комбинацию. Следует понимать, что используемый в данном описании термин волокно включает все известные формы материалов со средним или высоким соотношением сторон, в том числе нити и совокупности нитей. В некоторых вариантах изобретения соотношение сторон волокна может быть в диапазоне от нижнего предела, приблизительно равного 5, 10 или 25, до неограниченного верхнего предела. В то время как верхний предел соотношения сторон, как полагают, неограничен, соотношение сторон применимых волокон может находиться в диапазоне от нижнего предела, приблизительно равного 5, 10 или 25, до верхнего предела, приблизительно равного 10000, 5000, 1000, 500, или 100, и где соотношение сторон может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. В некоторых вариантах изобретения длина волокна может находиться в диапазоне от нижнего предела приблизительно равного 150, 250, 500 или 1000 мкм до верхнего предела приблизительно равного 6000, 5000, 2500, или 1000, и где длина волокон может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Волокна могут быть набухающими, т.е. увеличиваться в объеме, поглощая растворитель. Волокна могут быть агрегатами нитей, где агрегат может или не может иметь среднее или высокое соотношение сторон.
В некоторых вариантах изобретения по меньшей мере один порошок может быть применен в комбинации по меньшей мере с одним волокном в укрепляющем скважину растворе. Подходящим порошком и/или волокном может быть то, которое включает материалы, пригодные для применения в подземном пласте, включая любой известный материал для поглощения бурового раствора, тампонирующий агент, агент регуляции водоотдачи, отводящий агент, закупоривающий агент и т.п., а также любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Примеры подходящих материалов могут включать песок, сланец, измельченный мрамор, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, металлические гранулы, высокопрочные синтетические волокна, стойкий графитизированный углерод, хлопья целлюлозы, древесина, смолы, полимерные материалы (сшитые или иные), политетрафторэтиленовые материалы, кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, кусочки семенной оболочки, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки семенной оболочки, кусочки фруктовых косточек, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки фруктовых косточек, композитные материалы и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие композитные материалы могут включать связующее вещество и наполнитель, где подходящие наполнители включают диоксид кремния, оксид алюминия, коллоидный углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, мета-силикат, силикат кальция, каолин, тальк, диоксид циркония, бор, летучую золу, полые стеклянные микросферы, твердое стекло, и любую их комбинацию.
В некоторых вариантах изобретения порошок и/или волокно может включать разлагаемый материал. Неограничивающие примеры подходящих разлагаемых материалов, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают разлагаемые полимеры (сшитые или иные), дегидратированные соединения и/или их смеси, но не ограничиваются ими. При выборе подходящего разлагаемого материала следует учитывать продукты разложения, которые будут получены. Касаемо разлагаемых полимеров, полимер считается разлагаемым в данном описании, если разложение обусловлено, среди прочего, химическим и/или радикальным процессом, таким как гидролиз, окисление, ферментативное расщепление или УФ излучение. Подходящие примеры разлагаемых полимеров в составе материала для поглощения бурового раствора для применения в настоящем изобретении, которые могут быть использованы, включают те, что описаны в публикации АДуапеек ίη Ро1утег §аепее, Уо1. 157 под названием ОедгаДаЫе АЬрЬайе Ро1уе§1ег8, под ред. А.С. Альбертссона, но не ограничиваются ими. Полимеры могут быть гомополимерами, случайными, линейными, сшитыми, блочными, привитыми, и звездчато- и гиперразветвленными. Такие подходящие полимеры могут быть получены в реакции поликонденсации, полимеризации с раскрытием кольца, свободнорадикальной полимеризации, анионной полимеризации, карбокатионной полимеризации и координационной полимеризации с раскрытием кольца, а также в любом
- 3 025836 другом подходящем процессе. Характерные примеры подходящих полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитин; хитозан; белки; ортоэфиры; алифатические полиэфиры; поли(лактид); поли(гликолид); поли(е-капролактон); поли(гидроксибутират); поли(ангидриды); алифатические поликарбонаты; поли(ортоэфиры); поли(аминокислоты); поли(этиленоксид); полифосфазены; и любую их комбинацию. Из данных подходящих полимеров предпочтительными являются алифатические полиэфиры и полиангидриды. Дегидратированные соединения могут быть применены в соответствии с настоящим изобретением в качестве разлагаемого твердого порошка. Дегидратированное соединение подходит для применения в настоящем изобретении, если оно будет разлагаться с течением времени, поскольку будет регидратироваться. Например, материал из порошкового твердого безводного бората, разлагающийся с течением времени, будет пригоден. Характерные примеры материалов из порошкового твердого безводного бората, которые могут быть применены, включают безводный тетраборат натрия (также известный как безводная бура) и безводную борную кислоту, но не ограничиваются ими. Разлагаемые материалы также могут быть комбинированными или смешанными. Одним из примеров подходящего сочетания материалов представляет собой смесь поли(молочной кислоты) и бората натрия, где смешивание кислоты и основания может привести к нейтральному раствору, когда желательно. Другой пример может включать сочетание поли(молочной кислоты) и оксида бора, сочетание карбоната кальция и поли(молочной) кислоты, сочетание оксида магния и поли (молочной) кислоты и т.п. В некоторых предпочтительных вариантах изобретения разлагаемый материал представляет собой карбонат кальция плюс поли(молочная) кислота. В случае применения смеси, включающей поли(молочную) кислоту, в некоторых предпочтительных вариантах изобретения поли(молочная) кислота присутствует в смеси в стехиометрическом количестве, например в случае применения смеси карбоната кальция и поли(молочной) кислоты, причем смесь включает две единицы поли(молочной кислоты) на каждую единицу карбоната кальция. Другие сочетания, подвергающиеся необратимому разложению, также могут быть пригодными, если продукты разложения не оказывают нежелательного воздействия на проводимость фильтровального осадка или на производство любого из растворов из подземного пласта.
Конкретные примеры подходящих порошков могут включать порошки ВАКАСАКВ® (мраморная крошка, поставляемая компанией НаШЪийоп Епегду §егу1се8, 1пс), включая ВЛКЛСЛКВ 5, ВЛКЛСЛКВ 25, ВЛКЛСЛКВ 150, ВАКАСАКВ 600, ВАКАСАКВ 1200; порошки ЗТЕЕЕЗЕЛЬ® (стойкий графитизированный углерод, поставляемый компанией НаШЪийоп Епегду §егуюе8, 1пс), включая §ТЕЕЬ§ЕАЕ пудру, ЗТЕЕЬЗЕАЬ 50, 8ТЕЕЕ8ЕАЬ 150, 8ТЕЕЕ8ЕАЬ 400 и 8ТЕЕЕ8ЕАЬ 1000; порошки АЛН.-ХЕТОС (крошка из ореховой скорлупы, поставляемая компанией НаШЪийоп Епегду §егуюе8, 1пс), включая ^1.1.-41/1 М, ^1.1.-41/1 крупнозернистый, ААЕЕ-ЫиТ средний и ААЕЕ-ЫиТ мелкозернистый; ВАКАРЬИС® (калиброванная соленая вода, поставляемая компанией НаШЪийоп Епегду §егуюе8, 1пс), включая ВАКАРЬИС 20, ВАКАРЬиС 50, и ВАКАРЬиС 3/300; ВАКАРЕАКЕ® (карбонат кальция и полимеры, поставляемые компанией НаШЪийоп Епегду §егуюе8, 1пс); и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими.
Дополнительные примеры подходящих волокон могут включать волокна целлюлозы, в том числе целлюлозные волокна вискозы, покрытые маслом целлюлозные волокна и волокна, полученные из растительного продукта, наподобие бумажных волокон; углерод, в том числе углеродные волокна; обработанные расплавом неорганические волокна, включая базальтовые волокна, волластонитовые волокна, неаморфные металлические волокна, волокна оксидов металлов, волокна из смеси оксидов металлов, керамические волокна и стекловолокна; полимерные волокна, в том числе полипропиленовые волокна и полиакрилонитриловые волокна; и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Примеры могут также включать ПАН волокна, т.е. углеродные волокна, полученные из полиакрилонитрила; РАЫЕХ® волокна (углеродные волокна, поставляемые компанией 2оИек), включая РАЫЕХ 32, РАЫЕХ 35-0,125, и РАЫЕХ 35-0,25; РАЫОХ® (окисленные ПАН волокна, поставляемые компанией 8СЬ Сгоир); вискозные волокна, включая ВИР™ 456 (вискозные волокна, поставляемые компанией НаШЪиг1оп Епегду §егуюе8, 1пс); полилактидные (ПЛА) волокна; волокна оксида алюминия; целлюлозные волокна; ВАКОР1ВКЕ® волокна, включая ВАКОР1ВКЕ и ВАКОР1ВКЕ С (целлюлозные волокна, поставляемые компанией НаШЪийоп Епегду §егуюе8, 1пс); и т.п.; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющий скважину раствор может включать буровой раствор, порошок, и волокно. В некоторых вариантах изобретения концентрация порошок в укрепляющем скважину растворе может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 0,01 фунтов/баррель (РРВ - от англ. роипЙ8 рег Ъагге1) (0,02853 кг/м3), 0,05 фунтов/баррель (0,14265 кг/м3), 0,1 фунтов/баррель (0,2853 кг/м3), 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 25 фунтов/баррель (71,325 кг/м3), или 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3) до верхнего предела, приблизительно равного 150 фунтов/баррель (427,95 кг/м3), 100 фунтов/баррель (285,3 кг/м3), 75 фунтов/баррель (213,975 кг/м3), 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3), 25 фунтов/баррель (71,325 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 4 фунтов/баррель (11,412 кг/м3),
- 4 025836 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 2 фунтов/баррель (5,706 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3) или 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), и где концентрация порошка может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. В некоторых вариантах изобретения концентрация волокна в укрепляющем скважину растворе может находиться в интервале от нижнего предела, приблизительно равного 0,01 фунтов/баррель (0,02853 кг/м3), 0,05 фунтов/баррель (0,14265 кг/м3), 0,1 фунтов/баррель (0,2853 кг/м3), 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3) или 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3) до верхнего предела, приблизительно равного 120 фунтов/баррель (342,36 кг/м3), 100 фунтов/баррель (285,3 кг/м3), 75 фунтов/баррель (213,975 кг/м3), 50 фунтов/баррель (142,65 кг/м3), 20 фунтов/баррель (57,06 кг/м3), 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3), 5 фунтов/баррель (14,265 кг/м3), 4 фунтов/баррель (11,412 кг/м3), 3 фунтов/баррель (8,559 кг/м3), 2 фунтов/баррель (5,706 кг/м3), 1 фунтов/баррель (2,853 кг/м3), или 0,5 фунтов/баррель (1,4265 кг/м3), где концентрация волокна может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Специалисту в данной области техники с помощью настоящего описания следует понимать, что концентрации порошка(ов) и/или волокна (волокон) могут влиять на вязкость укрепляющий скважину раствора и, следовательно, должны быть скорректированы для обеспечения надлежащей доставки указанного порошка(ов) и/или волокна (волокон) в скважину.
Подходящие буровые растворы могут включать растворы на масляной основе, растворы на водной основе, смешивающиеся с водой растворы, эмульсии вода-в-масле или масло-в-воде. Подходящие растворы на масляной основе могут включать алканы, олефины, ароматические органические соединения, циклические алканы, парафины, дизельные растворы, минеральные масла, десульфуризованные гидрогенизированные керосины и любую их комбинацию. Подходящие растворы на водной основе могут включать пресную воду, соленую воду (например, воду, включающую одну или несколько солей, растворенных в ней), рассол (например, насыщенная соленая вода), морскую воду, и любую их комбинацию. Подходящие смешивающиеся с водой растворы могут включать в себя спирты, например метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, н-бутанол, втор-бутанол, изобутанол и трет-бутанол; глицерины; гликоли, например полигликоли, пропиленгликоль и этиленгликоль; полигликолевые амины; полиолы; любые их производные; в любых комбинациях с солями, например хлоридом натрия, хлоридом кальция, бромидом кальция, бромидом цинка, карбонатом калия, формиатом натрия, формиатом калия, формиатом цезия, ацетатом натрия, ацетатом калия, ацетатом кальция, ацетатом аммония, хлоридом аммония, бромидом аммония, нитратом натрия, нитратом калия, нитратом аммония, сульфатом аммония, нитратом кальция, карбонатом натрия, карбонатом калия, и любой их комбинацией; в любой комбинации с растворами на водной основе; и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие эмульсии вода-в-масле, также известные как инвертированные, могут иметь отношение масла к воде на нижнем пределе больше чем приблизительно 50:50, 55:45, 60:40, 65:35, 70:30, 75:25 или 80:20 до верхнего предела меньше чем приблизительно 100:0, 95:5, 90:10, 85:15, 80:20, 75:25, 70:30 или 65:35 по объему в базовом обрабатывающем растворе, при этом количество может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними. Примеры подходящих инвертированных эмульсий включают раскрытые в патенте США № 5905061, патенте США № 5977031 и патенте США № 6828279, каждый из которых включен в настоящее описание в качестве ссылки. Следует отметить, что для эмульсии вода-в-масле и масло-в-воде можно использовать любую смесь из описанных выше, в том числе и воду, являющуюся смешивающейся с водой жидкостью.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор может опционально включать полярную органическую молекулу. Полярной органической молекулой может быть любая молекула с диэлектрической проницаемостью, превышающей приблизительно 2. Полярные органические молекулы, подходящие для применения в настоящем изобретении, могут включать любую полярную органическую молекулу, включая протонные и апротонные органические молекулы. Подходящие протонные молекулы могут включать органические молекулы, включающие по меньшей мере одну функциональную группу, например спирты, альдегиды, кислоты, амины, амиды, тиолы, и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие апротонные молекулы могут включать органические молекулы, включающие по меньшей мере одну функциональную группу, например сложные эфиры, простые эфиры, нитриты, нитрилы, кетоны, сульфоксиды, галогены и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Подходящие полярные органические молекулы могут быть циклическим соединением, включая пиррол, пиридин, фуран, любые их производные, и любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Подходящие полярные органические молекулы могут включать органическую молекулу с несколькими функциональными группами, включая смеси протонных и апротонных групп. В некоторых вариантах изобретения буровой раствор может включать множество полярных органических молекул. В некоторых вариантах изобретения полярная органическая молекула может присутствовать в буровом растворе в количестве от нижнего предела, приблизительно равного 0,01, 0,1, 0,5, 1, 5 или 10% до верхнего предела, приблизительно равного 100, 90, 75, 50, 25, 20, 15, 10, 5, 1, 0,5 или 0,1% от объема бурового раствора, при этом концентрация полярной органической молекулы может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними.
- 5 025836
В некоторых вариантах изобретения другие добавки могут быть необязательно включены в укрепляющий скважину раствор и/или буровой раствор. Примеры таких добавок могут включать соли; утяжелители; инертные твердые вещества; агенты регуляции водоотдачи, эмульгаторы, диспергирующие вспомогательные средства, ингибиторы коррозии, эмульсионные разбавители, эмульсионные загустители, загустители, агенты контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, ПАВ (поверхностно-активные вещества), порошки, расклинивающие агенты, материалы для борьбы с поглощением, добавки для контроля рН, пенообразующие агенты, выключатели, биоциды, кросслинкеры, стабилизаторы, хелатирующие агенты, ингибиторы окалины, газы, взаимные растворители, окислители, восстановители, и любую их комбинацию, но не ограничиваются ими. Специалисту в данной области техники с помощью настоящего описания будет понятно, когда добавка должна быть включена в укрепляющий скважину раствор и/или буровой раствор, также как и соответствующее количество указанной добавки, которую нужно включить.
Укрепляющий скважину раствор в соответствии с любым вариантом изобретения, указанным в настоящем описании, может быть применен в полномасштабных работах или таблетках. Используемый в данном описании термин таблетка представляет собой один из видов специально подготовленного обрабатывающего раствора относительно небольшого объема, помещенного или циркулирующего в скважине.
Некоторые варианты изобретения могут включать в себя введение укрепляющего скважину раствора по меньшей мере в часть скважины, проникающей вглубь подземного пласта. Некоторые варианты изобретения могут включать в себя введение укрепляющего скважину раствора в часть скважины, проникающей вглубь подземного пласта таким образом, чтобы получить укрепленный участок скважины.
Некоторые варианты изобретения могут включать в себя бурение по меньшей мере части скважины, проникающей вглубь подземного пласта, с буровым раствором. Бурение может происходить до, после и/или во время укрепляющей обработки скважины, т.е. во время введения укрепляющего скважину раствора. В некоторых вариантах изобретения буровой раствор и буровой раствор в составе укрепляющего скважину раствора могут иметь одинаковые или различные составы и/или одинаковые или различные характеристики, например плотность и/или массу. В некоторых вариантах изобретения буровые растворы, применяемые до укрепления скважины и после укрепления скважины, могут иметь одинаковые или различные составы и/или одинаковые или разные характеристики, например плотность и/или массу. Некоторые варианты изобретения могут включать существенное извлечение, например промывку укрепляющего скважину раствора из скважины до возобновления буровых работ.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор, применяемый после укрепления скважины, может иметь повышенную эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора по отношению к плотности бурового раствора, применяемого перед укреплением скважины. Используемый в данном описании термин эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора представляет собой эффективную плотность, оказываемую циркулирующим раствором на пласт и учитывающую падение давления в кольцевом пространстве вокруг рассматриваемой точки. Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора может быть получена с помощью различных параметров, включая вязкость бурового раствора, скорость нагнетания, массу бурового раствора, размер кольцевого пространства и любую их комбинацию, но, не ограничиваясь ими. Укрепление скважины увеличивает вблизи скважины напряжения, которые могут позволить сохранение более высокого окна плотности бурового раствора.
В некоторых вариантах изобретения буровой раствор, применяемый после укрепления скважины, может иметь повышенную массу бурового раствора по отношению к массе бурового раствора, используемого перед укреплением скважины. В некоторых вариантах изобретения масса бурового раствора может находиться в диапазоне от масс бурового раствора, приблизительно соответствующих поровому давлению, до масс бурового раствора, приблизительно соответствующих давлению гидроразрыва. В некоторых вариантах изобретения массы бурового раствора, соответствующие поровому давлению, могут составлять от приблизительно 2 фунтов/галлон (ррд - от англ. роиийк рег §а11ои) (0,24 кг/л) до приблизительно 10 фунтов/галлон (1,2 кг/л). Массы буровых растворов, соответствующие давлению гидроразрыва, могут быть определены с помощью испытания на утечку, широко известное специалистам в данной области и осуществляемое для определения максимального давление, которое способен поддерживать пласт.
Некоторые варианты изобретения могут включать введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проникающую вглубь подземного пласта; и образование пробки, включающей порошок и волокно в пустотах вблизи скважины, причем пробка способна поддерживать целостность при давлении приблизительно равном 1000 фунтов/кв.дюйм или большем превосходящем давлении. Обычно укрепляющий скважину раствор может включать в себя буровой раствор, порошок и волокно.
Некоторые варианты изобретения могут включать введение таблетки, включающей укрепляющий скважину раствор, включающий первый буровой раствор, порошок и волокно, в участке скважины, проникающей вглубь подземного пласта; образование пробки, включающей порошок и волокно, в пустоте вблизи скважины, причем пробку, имеющую давление разрушения пробки большее чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа), в результате чего получается укрепленный участок скважины; и прове- 6 025836 дение второго бурового раствора сквозь укрепленный участок скважины.
В некоторых вариантах изобретения укрепляющего скважину раствора обычно может включать буровой раствор, порошок, а также волокно, и способный образовывать пробку с давлением разрушения пробки большим чем приблизительно 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа).
Для способствования лучшему пониманию настоящего изобретения представлены следующие примеры предпочтительных вариантов изобретения. Следующие примеры ни в коем случае нельзя считать ограничивающими или определяющими объем изобретения.
Примеры
Испытание давления разрушения пробки (РВР - от англ. Р1ид Вгеакшд Рге88иге). Гранулометрическая закупоривающая аппаратура, изображенная на фиг. 5Б, включает ячейку объемом 500 мл, имеющую подвижный поршень в нижней части и блок для уплотнения фильтрующего материала, в то время как анализ проводится на самом верху. Укрепляющий скважину раствор с порошком(ами) и волокном(ами), подлежащими анализу загружают в ячейку. Ячейка расположена таким образом, что давление прилагается к нижней части клетки, а фильтрат собирается сверху. Подобная конструкция позволяет предотвратить вклад других компонентов укрепляющего скважину раствора, оседающих во время статического анализа, в характеристику порошка и волокна. Давление, приложенное двухступенчатым гидравлическим насосом или с помощью азотной нагнетательной трубы, перемещается в укрепляющий скважину раствор через плавающий поршень в ячейке так, чтобы поддерживать дифференциальное давление приблизительно равное 500 фунтов/кв.дюйм (3447 кПа). Фильтрующий материал, используемый в испытании давления разрушения пробки, является конической щелью (фиг. 5А). После образования пробки в конической щели, коническую щель осторожно перемещают без нарушения данной пробки от гранулометрической закупоривающей аппаратуры ко второй гранулометрической закупоривающей аппаратуре с чистым буровым раствором, т.е. не включающим частицу(ы) и волокно(а), для анализа. Давление прикладывают снизу, как описано выше, с интервалом в 100 фунтов/кв.дюйм (689,5 кПа). Данное давление эквивалентно превосходящему давлению, которое будет испытываться в скважине. Давление разрушения пробки представляет собой давление, при котором пробка позволяет буровому раствору проходить через коническую щель. Методология определения давления разрушения пробки проиллюстрирована на фиг. 4.
Характеристики волокна. Свойства волокон, анализируемых в последних примерах, представлены в табл. 1. Кроме того, микроснимки некоторых волокон приведены на фиг. 6.
Таблица 1
| Анализируемые волокна | Материал | Конкретный вес | Длина волокна (мкм) | Соотношение сторон |
| ΡΑΝΕΧ® 32 | ПАН | 1,81 | 150 | -10 |
| ΡΑΝΕΧ® 35-0,125” | ПАН | 1,81 | 3175 | -50 |
| ΡΑΝΕΧ® 35-0,25 | ПАН | 1,81 | 6350 | -50 |
| ΡΑΝΟΧ® | ПАН | 1,37 | 300 | -20 |
| ΒϋΡΙΜ 456-1 | вискоза | 1,51 | 3000 | -20 |
| В ЭР™ 456-2 | вискоза | 1,51 | 2500 | -5 |
| В ЭР™ 456-3 | вискоза | 1,51 | не определено | |
| Волокна ПЛА | полилактид | 1,24 | 3000/1500 | 200/85 |
| Волокна оксида алюминия | оксид алюминия | 3,12 | 200 | 90 |
| ΒΑΡΟΡΙΒΡΕΘΟ | целлюлоза | 1,1 | 97 | не определено |
| ΒΑΠΟΡΙ ВВЕ® | целлюлоза | 1,1 | 312 | не определено |
| ΒΑΠΟΡΙ ВНЕ® С | целлюлоза | 1,1 | 1063 | - |
Укрепляющие скважину растворы. Давления разрушения пробки (РВР) измеряли для различных комбинаций частиц и частица/волокно (табл. 3). Образцы частиц и/или волокон подготавливали в буровом растворе ΗΥΏΚΌΟΑυΚΌ® (буровой раствор на водной основе, поставляемый компанией НаШЪийоп Епегду Бегущее, 1пс) в концентрациях согласно табл. 3. ΗΥΏΚΌΟΑυΚΌ® получали в соответствии с составом табл. 2. Образцы анализировали с помощью испытания давления разрушения пробки и регистрировали потери раствора при образовании пробки, также как и давление разрушения пробки (РВР). Следует отметить, что тесты были остановлены по достижении общего давления, равного 2100 фунтов/кв.дюйм (14480 кПа), исходя из соображений безопасности.
- 7 025836
Таблица 2
| Продукт | Концентрация (фунтов на баррель) (кг/м3) |
| Барит | по мере надобности |
| ЫаС1 | по мере надобности |
| ΒΑΚΑΖΑΝ® ϋ ΡΙΛΙ5 (полимер порошкообразной ксантановой камеди) | 1 (2,853) |
| ЫаОН | 0,25 (0,7132) |
| РАС'“ К (агент контроля фильтрации) | 0,15(0,4279) |
| глина ΘΚΑΒΒΕΚ® (стабилизатор сланца) | 0,5(1,426) |
| глина 3ΥΝ0ΤΜ'“ (неионный стабилизатор сланца) | 2 (5,706) |
| СЕМ|м СР (стабилизатор сланца) | 5 (14,265) |
| Ν ϋΚΙΙ_® НТ РЬЫЗ (крахмал с поперечными связями) | 3 (8,559) |
* Все зарегистрированные продукты поставляются компанией НаШЪийоп Епегду Зегугсез, 1пс.
Таблица 3
| Образец | ϋ(50) (мкм) | Отношение концентраций | Концентрация (фунтов на баррель) (кг/м3) | Потеря раствора (мл) | РВР (фунтов на кв.дюйм) (кПа) |
| ВАКАСАКВ®1200 | 943 | 100/0 | нет контроля | нет данных | |
| ВАКАСАКВ®1200 5ТЕЕ1_5ЕА1_® 400 | 847 | 80/20 | 50/8,2 (142,6/23,4) | 70 | 900 (6205) |
| ВАКАСАКВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 | 956 | 80/20 | 50/8,2 (142,6/23,4) | 90 | 900 (6205) |
| ВАКАСАКВ®600 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 | ТЛ | 80/20 | 50/8,2 (142,6/23,4) | 80 | 900 (6205) |
| ννΑΐ±-ΝυΤΜ ЗТЕЕЬЗЕАЬ® 400 | 1286 | 80/20 | 20,5/8,2 (58,5/23,4) | 5 | 1000 (6895) |
| ννΑίΟΝυΤΜ ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 | 1339 | 80/20 | 20,5/8,2 (58,5/23,4) | 10 | 1000 (6895) |
| ВАКАСАКВ®1200 ΒϋΡ™ 456-1 | 943 | 95/5 | 60/1,8 (171,2/5,1) | нет контроля | нет данных |
| ВАКАСАКВ®1200 ΒϋΡ™ 456-2 | 943 | 95/5 | 60/1,8 (171,2/5,1) | нет контроля | нет данных |
| ВАКАСАКВ®600 ΒϋΡ™ 456-1 | 709 | 95/5 | 60/1,8 (171,2/5,1) | нет контроля | нет данных |
| ВАКАСАКВ®1200 5ТЕЕ1_5ЕА1_® 400 ΒϋΡ™ 456-1 | 823 | 70/20/10 | 44/8,5/3,5 (125,5/24,3/10) | 10 | 2100“ (14480) |
| ВАКАСАКВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®400 ΒϋΡ™ 456-2 | 823 | 70/20/10 | 44/8,5/3,5 (125,5/24,3/10) | 10 | 2100“ (14480) |
| ВАКАСАКВ®1200 5ТЕЕ1_5ЕА1_® 1000 ΒϋΡ™ 456-1 | 990 | 70/20/10 | 44/8,5/3,5 (125,5/24,3/10) | 25 | 2100“ (14480) |
| ВАКАСАКВ®1200 | 990 | 70/20/10 | 44/8,5/3,5 | 40 | 2100“ |
- 8 025836
| ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 ВОР™ 456-2 | (125,5/24,3/10) | (14480) | |||
| ВАВАСАВВ®1200 5ТЕЕЬЗЕАЬ®400 ΡΑΝΕΧ® 35-3000 | 842 | 79/20/1 | 49/8,2/0,5 (139,8/23,4/1,4) | 15 | 2100“ (14480) |
| ВАВАСАВВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 ПЛА волокна | 986 | 79/20/1 | 49/8,2/0,5 (139,8/23,4/1,4) | 30 | 2100“ (14480) |
| ВАВАСАВВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 волокна оксцда алюминия | 986 | 79/20/1 | 49/8,2/0,5 (139,8/23,4/1,4) | 40 | 2100“ (14480) |
| ВАВАСАВВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 ΡΑΝΕΧ® 35-3000 | 986 | 79/20/1 | 49/8,2/0,5 (139,8/23,4/1,4) | 25 | 2100“ (14480) |
| ВАВАСАВВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ®1000 ΒΑΒΟΡΙΒΒΕ® С | 994 | 65/20/15 | 41/8,2/4 (117/23,4/11,4) | 40 | 2100“ (14480) |
| ВАВАСАВВ®1200 ЗТЕЕЬЗЕАЬ® 400 ΒΑΒΟΡΙΒΒΕ® С | 818 | 65/20/15 | 41/8,2/4 (117/23,4/11,4) | 10 | 2100“ (14480) |
** Пробка не разрушалась до 2100 фунтов/кв.дюйм (14480 кПа).
Анализ был остановлен на 2100 фунтах/кв.дюйм (14480 кПа), исходя из соображений безопасности.
Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения результатов и указанных преимуществ, также как и присущих ему. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются исключительно иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, основываясь на преимуществах, излагаемых в данном описании. Кроме того, для деталей конструкции или дизайна, показанных в данном описании, нет никаких ограничений, кроме тех, что описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, сгруппированы, или модифицированы, и все такие изменения считаются находящимися в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в терминах включающий или содержащий, различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также состоять по существу из или состоять из различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать в зависимости от некоторого количества. Всякий раз, когда численный диапазон, с нижним пределом и верхним пределом, раскрыт, любое число и любой включенный интервал, попадающий в интервал, конкретно раскрываются. В частности, следует понимать, что каждый диапазон значений (вида от приблизительно а до приблизительно б, или, что эквивалентно, приблизительно от а до б, или, что эквивалентно, приблизительно а-б), упомянутый в настоящем описании, охватывает каждое число и диапазон в широком диапазоне значений. Кроме того, условия в формуле изобретения имеют свой простой, обычный смысл, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, неопределенные артикли а или ап, используемые в формуле изобретения, определены в данном описании и означают один или более чем один из элементов, который вводят. Если есть любой конфликт в применении слова или термина в данном описании и одним или несколькими патентами или другими документами, которые могут быть включены в данное описание в качестве ссылки, должны быть приняты определения, согласующиеся с данным раскрытием.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где волокно имеет соотношение сторон более 5 и имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм;введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
- 2. Способ по п.1, где волокно имеет соотношение сторон более 25.
- 3. Способ по п.1, где волокно присутствует в укрепляющем скважину растворе в количестве от 0,1 (0,2853 кг/м3) до 10 фунтов/баррель (28,53 кг/м3) бурового раствора.
- 4. Способ по п.1, где буровой раствор включает раствор, выбранный из группы, состоящей из раствора на водной основе, раствора на масляной основе, эмульсии масла-в-воде и эмульсии воды-в-масле.
- 5. Способ по п.1, где укрепляющий скважину раствор дополнительно включает добавку, выбранную из группы, состоящей из соли, утяжелителя, инертного твердого вещества, агента регуляции водоотдачи, эмульгатора, диспергирующего вспомогательного средства, ингибитора коррозии, эмульсионного разбавителя, эмульсионного загустителя, загустителя, агента контроля эмульгатор-фильтрации высокого давления и высокой температуры, поверхностно-активного вещества, порошка, расклинивающего агента, материала для борьбы с поглощением, пенообразующего агента, газа, добавки для контроля рН, выключателя, биоцида, кросслинкера, стабилизатора, хелатирующего агента, ингибитора окалины, взаимного растворителя, окислителя, восстановителя, уменьшителя трения, стабилизирующего глину агента и любой их комбинации.
- 6. Способ по п.1, где буровой раствор включает маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу.
- 7. Способ укрепления скважины, включающий получение укрепляющего скважину раствора, включающего буровой раствор, порошок, а также волокно, где буровой раствор содержит маслянистую непрерывную фазу и полярную органическую молекулу и где волокно имеет длину, равную от 2500 до 6000 мкм;введение укрепляющего скважину раствора в скважину, проходящую вглубь подземного пласта, с образованием пробки, включающей порошок и волокно, в пустотах вблизи скважины, способной поддерживать целостность при превосходящем давлении, равном 1000 фунтов/кв.дюйм (6895 кПа) или больше.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/292,516 US8887808B2 (en) | 2011-11-09 | 2011-11-09 | Engineered methods and materials for wellbore strengthening in subterranean operations |
| PCT/US2012/059196 WO2013070357A2 (en) | 2011-11-09 | 2012-10-08 | Engineered methods and materials for wellbore strengthening in subterranean operations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201490597A1 EA201490597A1 (ru) | 2014-10-30 |
| EA025836B1 true EA025836B1 (ru) | 2017-02-28 |
Family
ID=47116388
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201490597A EA025836B1 (ru) | 2011-11-09 | 2012-10-08 | Способ и вещество для укрепления скважины при подземных работах |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8887808B2 (ru) |
| EP (2) | EP2776658A2 (ru) |
| AR (1) | AR088690A1 (ru) |
| AU (1) | AU2012336236B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014011100A2 (ru) |
| CA (1) | CA2851504C (ru) |
| EA (1) | EA025836B1 (ru) |
| MX (1) | MX353373B (ru) |
| WO (1) | WO2013070357A2 (ru) |
Families Citing this family (41)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8887808B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Engineered methods and materials for wellbore strengthening in subterranean operations |
| US10253239B2 (en) * | 2012-07-02 | 2019-04-09 | M-I L.L.C. | Enhanced wellbore strengthening solution |
| US20140038857A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Matthew L. Miller | Lost Circulation Material With A Multi-Modal Large Particle Size Distribution |
| US9777207B2 (en) | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US20140209392A1 (en) * | 2013-01-29 | 2014-07-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Fluids Comprising Mineral Particles and Methods Relating Thereto |
| US9725635B2 (en) | 2014-01-17 | 2017-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions to use shape changing polymers in subterranean formations |
| BR112017010383A2 (pt) * | 2014-12-11 | 2018-04-03 | Halliburton Energy Services Inc | método e sistema |
| US10294401B2 (en) * | 2015-05-14 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluids with high dielectric constant and high dielectric strength |
| US10287867B2 (en) | 2015-09-23 | 2019-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| US10457846B2 (en) | 2015-11-17 | 2019-10-29 | Saudi Arabian Oil Company | Date palm seed-based lost circulation material (LCM) |
| US11434404B2 (en) | 2016-04-13 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rapidly dehydrating lost circulation material (LCM) |
| US10023781B2 (en) | 2016-04-13 | 2018-07-17 | Saudi Arabian Oil Company | Rapidly dehydrating lost circulation material (LCM) |
| US10544345B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Flaky date fruit CAP for moderate to severe loss control |
| US10800959B2 (en) | 2016-06-30 | 2020-10-13 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based compound fibrous LCMs |
| US11713407B2 (en) | 2016-06-30 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based compound fibrous LCMs |
| US10259982B2 (en) | 2016-07-12 | 2019-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Date seed-based multi-modal particulate admixture for moderate to severe loss control |
| US10392549B2 (en) | 2016-08-31 | 2019-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree trunk-based fibrous loss circulation materials |
| US10800960B2 (en) | 2016-09-27 | 2020-10-13 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree leaflet-based flaky lost circulation material |
| US10487253B2 (en) | 2016-11-08 | 2019-11-26 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree spikelet-based additive for mechanical reinforcement of weak and unstable lost circulation material (LCM) seals/plugs |
| US10336930B2 (en) | 2016-12-19 | 2019-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree waste-based binary fibrous mix for moderate to severe loss control |
| US10479920B2 (en) | 2017-05-30 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Date tree trunk and rachis-based superfine fibrous materials for seepage loss control |
| US10266742B1 (en) | 2018-02-06 | 2019-04-23 | Saudi Arabian Oil Company | ARC hybrid particle mix for seal and plug quality enhancement |
| US10240411B1 (en) | 2018-03-22 | 2019-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Trimodal hybrid loss prevention material (LPM) for preventative and curative loss control |
| CN111100615A (zh) * | 2018-10-26 | 2020-05-05 | 南京化学工业园环保产业协同创新有限公司 | 一种油气阻断封堵材料 |
| WO2020246541A1 (ja) * | 2019-06-07 | 2020-12-10 | 国立大学法人秋田大学 | 掘削流体、掘削方法及び掘削流体添加剤 |
| US11136487B2 (en) | 2020-02-25 | 2021-10-05 | Saudi Arabian Oil Company | Date seed-based chips lost circulation material |
| US11820707B2 (en) | 2020-03-18 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof |
| US11066899B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of sealing a subsurface formation with saudi arabian volcanic ash |
| US10920121B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-02-16 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash |
| US11820708B2 (en) | 2020-03-18 | 2023-11-21 | Saudi Arabian Oil Company | Geopolymer cement slurries, cured geopolymer cement and methods of making and use thereof |
| US11015108B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of reducing lost circulation in a wellbore using Saudi Arabian volcanic ash |
| US11098235B1 (en) | 2020-03-18 | 2021-08-24 | Saudi Arabian Oil Company | Methods of converting drilling fluids into geopolymer cements and use thereof |
| US11041347B1 (en) | 2020-04-07 | 2021-06-22 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and method of manufacturing of whole and ground date palm seed lost circulation material (LCM) |
| US11254851B2 (en) | 2020-06-25 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Vulcanized rubber and date tree based lost circulation material (LCM) blend |
| US11352545B2 (en) | 2020-08-12 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material for reservoir section |
| US11236559B1 (en) | 2020-09-01 | 2022-02-01 | Saudi Arabian Oil Company | Lost circulation material having tentacles |
| CN114250065B (zh) * | 2020-09-25 | 2022-12-23 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种含有改性弹性骨架材料的堵漏剂 |
| WO2022118964A1 (ja) * | 2020-12-04 | 2022-06-09 | 国立大学法人秋田大学 | 掘削流体、掘削方法及び掘削流体用添加剤 |
| CN114185097B (zh) * | 2021-08-16 | 2024-03-12 | 中国石油天然气集团有限公司 | 预测钻前潜在井漏风险层的方法及装置 |
| CN114573268B (zh) * | 2022-05-07 | 2022-07-29 | 中国石油大学(华东) | 一种适用于水合物层的油井水泥复合增渗剂及其制备方法 |
| CN116042203B (zh) * | 2023-03-31 | 2023-06-20 | 西南石油大学 | 适于高温高盐气藏的温敏泡排剂体系及其制备方法和应用 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
| US20050170973A1 (en) * | 2004-01-29 | 2005-08-04 | Turbo-Chem International, Inc. | Method and Composition for Inhibiting Lost Circulation During Well Operation |
| US20090099047A1 (en) * | 2007-10-11 | 2009-04-16 | Eric Cunningham | Fusing Materials For Prevention of Lost Circulation |
| US20090286697A1 (en) * | 2005-04-26 | 2009-11-19 | Mano Shaarpour | Lost circulation composition |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5905061A (en) | 1996-08-02 | 1999-05-18 | Patel; Avind D. | Invert emulsion fluids suitable for drilling |
| US6405809B2 (en) * | 1998-01-08 | 2002-06-18 | M-I Llc | Conductive medium for openhold logging and logging while drilling |
| US6828279B2 (en) | 2001-08-10 | 2004-12-07 | M-I Llc | Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid |
| US7696131B2 (en) | 2002-06-19 | 2010-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes |
| US7226895B2 (en) | 2004-04-06 | 2007-06-05 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems for reducing circulation losses |
| US7284611B2 (en) | 2004-11-05 | 2007-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling lost circulation in subterranean operations |
| US7488705B2 (en) | 2004-12-08 | 2009-02-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Oilwell sealant compositions comprising alkali swellable latex |
| US7341106B2 (en) | 2005-07-21 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss |
| US7776797B2 (en) | 2006-01-23 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lost circulation compositions |
| US8043997B2 (en) * | 2008-02-29 | 2011-10-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Lost circulation material formulation and method of use |
| EP2196516A1 (en) | 2008-12-11 | 2010-06-16 | Services Pétroliers Schlumberger | Lost circulation material for drilling fluids |
| US20110278006A1 (en) | 2009-01-30 | 2011-11-17 | M-I L.L.C. | Defluidizing lost circulation pills |
| US7923413B2 (en) | 2009-05-19 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Lost circulation material for oilfield use |
| US8887808B2 (en) | 2011-11-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Engineered methods and materials for wellbore strengthening in subterranean operations |
-
2011
- 2011-11-09 US US13/292,516 patent/US8887808B2/en active Active
-
2012
- 2012-10-08 CA CA2851504A patent/CA2851504C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-10-08 EP EP12780964.8A patent/EP2776658A2/en not_active Withdrawn
- 2012-10-08 AU AU2012336236A patent/AU2012336236B2/en active Active
- 2012-10-08 WO PCT/US2012/059196 patent/WO2013070357A2/en active Application Filing
- 2012-10-08 EP EP15155727.9A patent/EP2899248A1/en not_active Withdrawn
- 2012-10-08 BR BR112014011100A patent/BR112014011100A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-10-08 MX MX2014005669A patent/MX353373B/es active IP Right Grant
- 2012-10-08 EA EA201490597A patent/EA025836B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-11-07 AR ARP120104191A patent/AR088690A1/es active IP Right Grant
-
2014
- 2014-10-15 US US14/515,061 patent/US9725975B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
| US20050170973A1 (en) * | 2004-01-29 | 2005-08-04 | Turbo-Chem International, Inc. | Method and Composition for Inhibiting Lost Circulation During Well Operation |
| US20090286697A1 (en) * | 2005-04-26 | 2009-11-19 | Mano Shaarpour | Lost circulation composition |
| US20090099047A1 (en) * | 2007-10-11 | 2009-04-16 | Eric Cunningham | Fusing Materials For Prevention of Lost Circulation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8887808B2 (en) | 2014-11-18 |
| AU2012336236A1 (en) | 2014-04-24 |
| AU2012336236B2 (en) | 2014-11-27 |
| US20130112414A1 (en) | 2013-05-09 |
| US20150027707A1 (en) | 2015-01-29 |
| EP2776658A2 (en) | 2014-09-17 |
| US9725975B2 (en) | 2017-08-08 |
| AR088690A1 (es) | 2014-06-25 |
| WO2013070357A2 (en) | 2013-05-16 |
| MX2014005669A (es) | 2015-03-27 |
| CA2851504A1 (en) | 2013-05-16 |
| BR112014011100A2 (pt) | 2017-05-16 |
| CA2851504C (en) | 2016-07-19 |
| EP2899248A1 (en) | 2015-07-29 |
| MX353373B (es) | 2018-01-10 |
| WO2013070357A3 (en) | 2014-05-08 |
| EA201490597A1 (ru) | 2014-10-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA025836B1 (ru) | Способ и вещество для укрепления скважины при подземных работах | |
| US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
| US9932510B2 (en) | Lost-circulation materials of two different types of fibers | |
| US8997868B2 (en) | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations | |
| US10514324B2 (en) | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids | |
| US20130341022A1 (en) | Methods of Using Nanoparticle Suspension Aids in Subterranean Operations | |
| US20120264659A1 (en) | Methods to Modify Drilling Fluids to Improve Lost Circulation Control | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| DK2714835T3 (en) | Methods for Modifying Drilling Fluids to Improve Circulation Loss Management | |
| CA2836621C (en) | Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |