EA027513B1

EA027513B1 - Композиция для обслуживания скважины и способ ее получения и применения

Info

Publication number: EA027513B1
Application number: EA201491642A
Authority: EA
Inventors: Мэттью Линн Миллер
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2012-03-05
Filing date: 2013-01-11
Publication date: 2017-08-31
Also published as: AU2013230787A1; MX2014007955A; EP2823013B1; AU2013230787B2; MX360720B; EA201491642A1; EP2823013A1; EP3020781A1; CA2859236A1; CA2859236C; AU2016200500A1; US20160160110A1; US8905134B2; WO2013133910A1; US20130228333A1

Abstract

Способ ремонта ствола скважины, включающий в себя идентификацию зоны потери циркуляции внутри ствола скважины и введение в скважину композиции, включающей в себя воск и водный промывочный раствор, где введение данной композиции уменьшает или предотвращает уход бурового раствора в зону потери циркуляции. Флюид для ремонта скважины включает в себя водный промывочный раствор, сортированный по размерам карбонат кальция и воск.

Description

Настоящее раскрытие, в общем, относится к ремонту стволов скважин. Более конкретно данное раскрытие относится к материалам для борьбы с потерей циркуляции.

Предшествующий уровень техники

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и вода, находящиеся в подземных формациях, можно добывать путем бурения скважин внутрь формации. Бурение скважин включает в себя бурение ствола скважины внутрь формации при одновременной циркуляции бурового раствора или промывочного флюида внутри скважины. При бурении скважин использовались различные типы буровых растворов, известных также как буровые растворы для вскрытия формации, применяемые в продуктивном интервале, такие как водные растворы, растворы на основе минерального масла и растворы на основе синтетического масла.

После этого подземную формацию обычно изолируют от других формаций методом, известным как цементирование скважины. Затем нефть или газ, находящиеся в данной подземной формации, можно извлечь, направляя раствор в скважину, например, за счет градиента давления, который существует между формацией и стволом скважины, силы тяжести, перемещения раствора при помощи насоса или силы другого флюида, нагнетаемого в данную скважину или соседнюю скважину. Выработку скважинной продукции в формации можно увеличить за счет гидравлического разрыва формации. То есть по стволу скважину в формацию можно закачать вязкий флюид для разрыва со скоростью и под давлением, достаточными для образования разрывов, которые распространяются в формации, образуя дополнительные пути, по которым нефть или газ смогут протекать в скважину. К сожалению, в результате в формации через имеющиеся в нем разрывы может вырабатываться вода, а не нефть или газ. Для выработки большего количества нефти или газа можно снова закачать в формацию флюид для гидроразрыва, чтобы в нем образовались дополнительные разрывы. Однако сначала нужно закрыть использованные ранее разрывы, чтобы предотвратить потери в формации флюида для гидроразрыва через данные разрывы.

Помимо флюида для гидроразрыва в подземной формации может происходить потеря других флюидов, используемых при ремонте ствола скважины, в процессе циркуляции данных флюидов в скважине или другом нахождении флюидов в стволе скважины. В частности, флюиды могут вводиться и теряться в подземной формации через обедненные зоны, зоны относительно низкого давления, зоны потери циркуляции с природными разрывами, неустойчивыми зонами с градиентами гидроразрыва формации, меньшими гидростатического давления бурового раствора, и так далее. В результате, осуществить обслуживание при помощи подобного флюида сложнее. Например, буровой раствор может быть поглощен в формации, приводя к тому, что циркуляция раствора в стволе скважины прекращается и/или становится слишком малой для продолжения бурения ствола скважины.

При стандартных способах борьбы с потерей циркуляции бурового раствора принимают во внимание много аспектов, относящихся к типу проводимой операции обслуживания ствола скважины. Один из подобных аспектов включает в себя удаление веществ, используемых для борьбы с потерей циркуляции бурового раствора после бурения скважины. Например, некоторые вещества, используемые для борьбы с потерей циркуляции бурового раствора, впоследствии удаляют, разлагая данные вещества кислотой. В таких случаях при операции обслуживания скважины сталкиваются с проблемами, связанными как с манипуляциями с большими объемами кислоты, так и с возможностью повреждения формации.

Соответственно существует постоянная потребность в композициях и способах борьбы с потерей циркуляции бурового раствора.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем описании раскрыт способ обслуживания ствола скважины, включающий в себя идентификацию зоны потери циркуляции в стволе скважины и введение в скважину композиции, которая включает в себя воск и водный промывочный флюид, при котором введение данной композиции снижает или предотвращает потерю флюидов в зоне потери циркуляции. Кроме того, в настоящем описании раскрыт флюид для обслуживания скважин, включающий в себя водный промывочный флюид, сортированные по размерам частицы карбоната кальция и воск.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания настоящего описания и его преимуществ приводится ссылка на следующее краткое описание, данное в связи с прилагаемыми чертежами и подробным описанием, где подобные цифры ссылок представляют подобные части.

Фиг. 1 представляет собой вид с частичным разрезом скважины, пробуренной в подземной формации.

Фиг. 2а-2е, 3 а, 3Ь и 4а-4с представляют собой изображения фильтров, обработанных образцами из примера 4.

Фиг. 5а-5с представляют собой изображения фильтров, обработанных образцами из примера 5.0.

Подробное описание

Вначале следует понять, что хотя далее предоставлено иллюстративное воплощение одного или более вариантов осуществления, раскрытые системы и/или способы можно осуществить с использованием любого количества способов, известных или уже существующих в настоящее время. Данное раскрытие

- 1 027513 никоим образом не следует ограничивать приведенными далее иллюстративными воплощениями, чертежами и методами, включая представленные и описанные здесь примеры конструкций и осуществлений, но можно модифицировать в рамках прилагаемой формулы изобретения наряду с полным объемом их эквивалентов.

В настоящем описании раскрыты композиции и способы борьбы с потерей циркуляции. В одном из вариантов осуществления композиция включает в себя буровой раствор и парафиновое вещество, которые вводят в подземную формацию, в которой происходит потеря циркуляции. При вхождении в область потери циркуляции парафиновое вещество способно уменьшить или предотвратить потерю бурового раствора в зонах потери циркуляции, таких как пустоты, кавернозные зоны и природные или искусственные разрывы. Далее композиции, включающие в себя буровой раствор и парафиновое вещество для использования при устранении потери циркуляции, называют композициями для восстановления циркуляции (ЬСТС).

В одном из вариантов осуществления ЬСТС включает в себя парафиновый материал. В настоящем описании парафин относится к органическим материалам, которые являются твердыми при 20°С (68°Р) и которые плавятся без разложения при температуре около 40°С (104°Р) или выше. Парафин может представлять собой природный воск, синтетический воск или их сочетание. В одном из вариантов осуществления парафин представляет собой углеводородный воск. В одном из вариантов осуществления ЬСТС включает в себя синтетический воск. Такие синтетические воски можно дополнительно охарактеризовать наличием низкомолекулярных полимеров, таких, как в качестве примера и без ограничения, полипропилен, разветвленный и линейный полиэтилен, сополимеры полиэтилена, политетрафторэтилен, амины жирных кислот, полиамиды и их сочетания. Синтетические воски можно получить любым подходящим методом. Например, синтетический воск можно получить методом Фишера-Тропша, разложением высокомолекулярных полиэтиленов с получением восков с желательной молекулярной массой или полимеризацией α-олефинового мономера (например, этилена или пропилена).

В одном из вариантов осуществления воск является химически гомогенным. В альтернативном варианте осуществления воск является химически негомогенным и может представлять собой смесь восков. В одном из вариантов осуществления воск представляет собой высокоплавкий воск. В настоящем описании температура плавления высокоплавкого воска находится в интервале от около 190 до около 500°Р, альтернативным образом от около 250 до около 450°Р или альтернативным образом от около 275 до около 350°Р. Специалисту в данной области будет понятно, что химически негомогенный воск может не иметь определенную температуру плавления, которая характеризуется одной температурой, а вместо этого может характеризоваться интервалом температуры плавления. В одном из вариантов осуществления химически негомогенный воск, подходящий для применения в данном раскрытии, может иметь интервал температуры плавления, попадающий в описанные пределы.

В одном из вариантов осуществления высокоплавкий воск представляет собой функционализированный воск, альтернативным образом окисленный воск.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС включает в себя окисленный воск. Окисленный воск может быть получен любым подходящим способом. Например, окисленный воск может быть введен во взаимодействие с кислородом или кислородсодержащим газом при повышенной температуре. Не желая быть ограниченными теорией, окисление воска изменяет химическую композицию по свободнорадикальному механизму, в результате которого молекулы углеводородов воска превращаются в сложные эфиры, кислоты и другие компоненты, присутствующие в незначительном количестве. После этого полученные окисленные воски могут проявлять повышенную температуру плавления по сравнению с воском до окисления, высокую полярность и/или высокую функциональность.

В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем раскрытии, дополнительно характеризуется числом омыления в интервале от около 0 до около 150 мг КОН/г, альтернативным образом от около 0 до около 100 или альтернативным образом от около 0 до около 60. В настоящем описании число омыления относится к количеству миллиграммов гидроксида калия, необходимого для омыления одного грамма жира. В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем раскрытии, дополнительно характеризуется кислотным числом в интервале от около 0 до около 60 мг КОН/г, альтернативным образом от около 0 до около 55 или альтернативным образом от около 0 до около 50. В настоящем описании кислотное число относится к массе гидроксида калия, необходимой для нейтрализации одного грамма воска.

В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем изобретении, дополнительно характеризуется низким набуханием под действием масел. В настоящем описании низкое набухание под действием масел относится к степени, в которой окисленное парафиновое вещество увеличивается в объеме при контакте с маслянистым флюидом. Примеры маслянистого флюида включают в себя, но не ограничиваются, нефтяными маслами, природными маслами, синтетическими маслами или их сочетаниями. Более конкретно примеры маслянистого флюида включают в себя, но не ограничиваются, соляровым маслом, керосином, минеральным маслом, синтетическим маслом, таким как полиолефины (например, α-олефины), и/или внутренними олефинами, полидиорганосилокса- 2 027513 нами, сложными эфирами, диэфирами карбоновых кислот, парафинами или их сочетаниями. В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем раскрытии, при контакте с маслянистым флюидом увеличивается в объеме менее чем на 50%, альтернативным образом менее чем на 45, 40, 35, 30, 25, 20, 15, 10, 5 или 1%.

В одном из вариантов осуществления температура размягчения окисленного воска, подходящего для применения в настоящем раскрытии, превышает примерно 200°Р, альтернативным образом превышает примерно 250°Р или альтернативным образом превышает примерно 300°Р. В одном из вариантов осуществления максимальная пенетрация иглой при 77°Р окисленного воска, подходящего для применения в настоящем раскрытии, меньше или равна примерно 5 мм, альтернативным образом примерно менее 3 мм или альтернативным образом примерно менее 2 мм. В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем раскрытии, имеет вязкость при 240°Р примерно менее 50 сантипуаз (сП), альтернативным образом примерно менее 40 сП или альтернативным образом примерно менее 30 сП. В одном из вариантов осуществления окисленный воск, подходящий для применения в настоящем раскрытии, имеет вязкость при 300°Р от около 200 до около 400 сП, альтернативным образом от около 250 до около 400 сП или альтернативным образом от около 300 до около 400 сП.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС содержит окисленный полиэтиленовый воск, смесь окисленных полиэтиленовых восков или их сочетание. Далее в данном описании будут ссылаться на воск как на окисленный полиэтиленовый воск, хотя другие воски, такие как описанные здесь, предполагаются для применения в настоящем раскрытии. Примеры восков, подходящих для применения в данном раскрытии, включают в себя, без ограничения, ОХ-7 и МАРР40, представляющие собой полиэтиленовые воски, коммерчески доступные от δδΐ С1ш5С1 США.

В одном из вариантов осуществления окисленный полиэтиленовый воск присутствует в ЬСТС в количестве от около 5 (фунтов на баррель) до около 50 фунтов/барр., альтернативным образом от около 12 до около 40 фунтов/барр. или альтернативным образом от около 18 до около 35 фунтов/барр.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС включает в себя водный промывочный флюид (\УВМ). В настоящем описании \УВМ относится к буровому раствору, в котором вода или соленая вода является основной жидкой фазой, а также смачивающей (внешней) фазой. В одном из вариантов осуществления водный жидкий компонент \УВМ. как правило, может включать в себя любой подходящий водный флюид. Примеры подходящих водных флюидов включают в себя, но не ограничиваются, морской водой, пресной водой, природными и искусственно созданными соляными растворами, содержащими органические и/или неорганические растворенные соли, жидкостями, содержащими смешивающиеся с водой органические соединения, и их сочетаниями. Примеры подходящих соляных растворов включают в себя, но не ограничиваются, соляными растворами на основе хлорида, бромида или формиата, содержащими одновалентные и/или поливалентные катионы и их сочетания. Примеры подходящих соляных растворов на основе хлорида включают в себя, но не ограничиваются, хлоридом натрия и хлоридом кальция. Примеры подходящих соляных растворов на основе бромида включают в себя, но не ограничиваются, бромидом натрия, бромидом кальция и бромидом цинка. Примеры подходящих соляных растворов на основе формиата включают в себя, но не ограничиваются, формиатом натрия, формиатом калия и формиатом цезия. В одном из вариантов осуществления плотность \УВМ изменяется в интервале от около 8 фунтов на галлон (фунтов/галлон) до около 22 фунтов/галлон, альтернативным образом от около 10 фунтов/галлон до около 20 фунтов/галлон или альтернативным образом от около 12 до около 18 фунтов/галлон.

В одном из вариантов осуществления буровой раствор включает в себя закупоривающий агент. Обычно закупоривающий агент может включать в себя твердое, полутвердое или состоящее из частиц вещество. Не желая быть связанным какой-либо конкретной теорией, закупоривающее вещество может действовать для заполнения, частичного заполнения, закупоривания или герметизации пор и трещин в зоне потери циркуляции и действовать для усиления эффекта воска в отношении уменьшения или предотвращения потери флюида в формации. Можно использовать любой подходящий закупоривающий агент, совместимый с другими компонентами ЬСТС и способный действовать, повышая эффекты воска для уменьшения или предотвращения потери флюида в формации. В одном из вариантов осуществления закупоривающий агент включает в себя сортированный по величине карбонат кальция. Примеры закупоривающих агентов, подходящих для применения в данном описании, включают в себя, без ограничения, закупоривающие агенты серии ВЛКЛСЛКВ, представляющие собой измельченные до определенного размера мраморные продукты, коммерчески доступные от НаШЪийоп Епегду §егуюе8.

В одном из вариантов осуществления закупоривающий агент присутствует в ЬСТС в количестве от около 0 до около 90 фунтов/галлон, альтернативным образом от около 7,5 до около 80 фунтов/галлон или альтернативным образом от около 30 до около 75 фунтов/галлон.

Буровой раствор может включать в себя дополнительные добавки, считающиеся целесообразными для улучшения свойств данного флюида. Подобные добавки могут изменяться в зависимости от предполагаемого применения данного флюида в скважине. Примеры таких добавок включают в себя, но не ограничиваются, утяжелителями, стекловолокном, углеродным волокном, взвешивающими агентами, облагораживающими реагентами, диспергаторами, водоумягчителями, ингибиторами окисления и корро- 3 027513 зии, бактерицидами, понизителями вязкости и их сочетаниями. Эти добавки можно вводить по отдельности или в виде комбинации с использованием любого подходящего метода и в количествах, эффективных для получения желательных улучшений в свойствах флюида. В одном из вариантов осуществления буровой раствор содержит также одно или более смазочных веществ. Смазочные вещества можно ввести в \УВМ для снижения крутящего момента и трения.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС согласно настоящему описанию включает в себя окисленный полиэтиленовый воск, сортированный по размеру карбонат кальция и \УВМ. где окисленный полиэтиленовый воск присутствует в количестве от около 10 до около 35 фунтов/галлон, а сортированный по размеру карбонат кальция присутствует в количестве от около 30 до около 90 фунтов/галлон.

Описанные здесь ЬСТС можно применять в качестве флюидов для обслуживания скважин. Как использовано в настоящем описании, флюид для обслуживания скважин относится к флюиду, применяемому для бурения, заканчивания, текущего обслуживания, разрыва, обслуживания или каким-либо образом приготовления скважины для добычи веществ, остающихся в подземной формации, в который пробурена скважина. Примеры флюидов для обслуживания скважин включают в себя, но не ограничиваются, цементными суспензиями, буровыми растворами или промывочными растворами, вытесняющими жидкостями, жидкостями разрыва или растворами для завершения скважины, все из которых известны в данной области. Флюид для обслуживания предназначен для применения в стволе скважины, пробуренного в подземной формации. Нужно понимать, что подземная формация включает в себя как области, находящиеся под поверхностью земли, так и области под землей, покрытой водой, такой как морская или пресная вода.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС можно вводить в ствол скважины для предотвращения потери буровых растворов в зону потери циркуляции, таких как пустоты, кавернозные зоны и природные или искусственные трещины в процессе бурения. Как показано на фиг. 1, представлен пример условий эксплуатации варианта осуществления способов, систем и аппаратов, раскрытых в настоящем описании. Если не установлено иначе, горизонтальное, вертикальное или наклонное положение какой-либо фигуры не следует истолковывать как ограничение ствола скважины какой-либо конкретной конфигурацией. Показано, что условия эксплуатации может подходящим образом включать в себя буровую установку 106, расположенную на поверхности земли 104 и распространяющуюся на и вокруг ствола скважины 114, проходящего внутрь подземной формации 102 с целью добычи углеводородов. Ствол скважины 114 можно пробурить внутрь подземной формации 102 при помощи любой подходящей технологии бурения. В одном из вариантов осуществления буровая установка 106 включает в себя нижний квадрат буровой вышки 108 и пол буровой вышки 110. Буровая установка 106 может быть стандартной и может включать в себя лебедку, приводимую в действие двигателем и/или другое сопутствующее оборудование для продвижения бурильной трубы, обсадной колонны или и той и другой в ствол скважины 114.

В одном из вариантов осуществления ствол скважины 114 может проходить, по существу, вертикально от поверхности земли 104 по вертикальной части ствола скважины 115 или может отклоняться на любой угол от поверхности земли 104 по наклонной или горизонтальной части ствола скважины 116. В одном из вариантов осуществления ствол скважины типа ствола скважины 114 может состоять из одной или более наклонных или горизонтальных частей ствола скважины 116. В другом варианте осуществления части или, по существу, весь ствол скважины 114 может быть вертикальным, горизонтальным и/или изогнутым.

Несмотря на то, что условия эксплуатации, изображенные на фиг. 1, относятся к стационарной буровой установке 106, специалист в данной области легко поймет, что аналогичным образом можно использовать мобильные установки для капитального обслуживания скважин, агрегаты для обслуживания скважин (например, системы трубопроводов) и так далее. Кроме того, несмотря на то что условия эксплуатации, изображенные на фиг. 1, относятся к скважине, проходящей через поверхность земли на сухой почве, следует понимать, что альтернативным образом можно применять один или более способов, систем и агрегатов, приведенных в настоящем описании в других условиях эксплуатации, например, таких как условия эксплуатации шельфовой скважины, скважины, проходящей в подземную формацию под толщей воды.

В одном из вариантов осуществления ЬСТС вводят в ствол скважины в виде одного потока через буровое долото, что приводит к образованию пробки, которая практически устраняет потерю циркуляции. В некоторых вариантах осуществления после бурения может быть желательным удалить данную пробку. В некоторых случаях способ обслуживания ствола скважины может также включать в себя введение в ствол скважины одного или более маслянистых флюидов (например, описанного здесь типа), где восковое вещество растворимо в маслянистом флюиде. Предполагается, что контакт маслянистого флюида с восковым веществом, имеющимся в пробке, приведет к растворению воска и восстановлению проницаемости зоны потери циркуляции. Предполагается, что при помощи данного описания специалист в данной области сможет определить, исходя из используемого в ЬСТС воска, маслянистый флюид, подходящий для растворения воска и восстановления проницаемости зоны потери циркуляции.

ЬСТС согласно данному описанию способна предоставить управления потерей циркуляции в течение достаточно короткого промежутка времени, чтобы предотвратить подъем оператором оборудования

- 4 027513 из скважины и, таким образом, сократить непроизводительные затраты времени при бурении. Не желая быть связанными теорией, воск и закупоривающий агент могут мгновенно образовать пробку, уплотняющую зоны потери циркуляции в подземной формации.

Примеры

Была исследована способность БСТС описанного здесь типа действовать, приводя к восстановлению циркуляции флюида в скважине. В следующих примерах проводили тесты на закупорку пор (РРТ) при 175°Р, помещая образец БСТС при 50 фунтов/галлон на пористый диск с размерами пор 190 микрометров (мкм) при избыточном давлении 1000 фунтов/кв. дюйм. Базовый состав РРТ включает в себя 1 баррель (баррель) воды, 1,67 баррелей Ν-νΐ3, 5,57 баррелей Ν-ΟΡΙΕ НТ РБИЗ, 9,67 баррелей КС1 и 0,56 баррелей ВЛРЛЗСЛУ Ώ. Загустить Ν-νΐ3 представляет собой осветленный полимер на основе ксантановой смолы высшего качества, понизитель фильтрации Ν-ΏΡΙΒ НТ РБИЗ представляет собой продукт на основе сшитого крахмала, а очиститель ВАКАЗСАV О представляет собой сухой порошкообразный очиститель кислорода, при этом все из них коммерчески доступны от НаШЪш1оп Епегду Зегу1се8. Объем собранного фильтрата и толщину остатка на фильтре регистрировали в миллилитрах (мл) и миллиметрах (мм) соответственно.

Пример 1

Исследовали влияние воска и закупоривающего агента на БСТС. Конкретно готовили образцы, обозначенные А-О, при помощи описанного ранее базового состава, а количества и тип закупоривающего агента ВАКАСАКВ указаны в табл. 1. В каждом из образцов также содержалось указанное количество БМ1 Вейег, представляющего собой смесь окисленных и низкоплавких восков, и кислотно-растворимую систему для вскрытия формации ВАКАОМЬ-^ представляющую собой специализированную жидкостную систему, коммерчески доступную от НаШЪш1оп Епегду Зегу1се8. Закупоривающий агент ВАКАСАКВ 25, закупоривающий агент ВАКАСАКВ 50 и закупоривающий агент ВАКАСАКВ 150 представляют собой измельченный до определенного размера мрамор со средним номинальным размером частиц 25, 50 и 150 микрон соответственно. Результаты РРТ с каждым образцом также представлены в табл. 1.

Таблица 1

приводит к уменьшению потерь флюида. При объемном соотношении ВАКАСАКВ и воска 1: 1 (например, образец Ώ) или 3:2 по объему (например, образец О) керамические диски эффективно закупориваются примерно 60 мл образца. Следует отметить, что округление массы сортов ВАКАСАКВ и воскового вещества до целых чисел приводила к намного более высоким потерям бурового раствора, как видно из сопоставления образцов О и О из табл. 1 с образцами Н и I из табл. 2. В образцах О и М соотношение ВАКАСАКВ и воска составляло 1: 1 по объему, и в оставшихся образцах использовали данное соотношение, если не указано иначе.

Пример 2

Исследовали влияние типа воска на способность ЕСТС описанного здесь типа уменьшать потери бурового раствора. Образцы от Н до Р готовили с использованием описанного ранее базового состава и количества закупоривающего агента (например, ВАКАСАКВ) и воска, указанного в табл. 2. В1О-ЕХР 1015 представляет собой полиэтиленовый воск, коммерчески доступный от Зйпеуе Сйешюа1, а ОХ-18 представляет собой полиэтиленовый воск, коммерчески доступный от ЗЗ1 Сйие81 США. Результаты РРТ при использовании образцов от Н до Р также представлены в табл. 2.

- 5 027513

Таблица 2

Образец	Н	I	М	N	О	Р
ΒΑΚΑΟΚΙΕ-Ν (г)	167,5	167,5	166,8	166,8	166,8	166,8
ВАКАСАКВ 25 (г)	2	2	1,85	1,85	1,85	1,85
ВАКАСАКВ 50 (г)	4	4	3,7	3,7	3,7	3,7
ВАКАСАКВ 150 (г)	14	14	12,95	12,95	12,95	12,95
ЬМЕВЕТТЕК (г)	5
ВЮ-ЕХР 10-15 (г)		5	6,5
ОХ-7 (г)				6,5
ОХ-18 (г)					6,5
МАРР 40 (г)						6,5
175°Р и 1000 фунтов/кв. дюйм
Флюид через 190 диск (мл)	100	47, 42	10, 12	15, 11	10, 18	20, 28
Толщина слоя на фильтре (мм)	до 4	0-5	0-2	0-3	0-3	0-3

Из данных результатов видно, что образцы, содержащие окисленный высокоплавкий полиэтиленовый воск, проявляли пониженный объем поглощения бурового раствора по сравнению с образцами, содержащими смесь окисленных и низкоплавких восков.

Пример 3

Для оценки способности ЬСТС данного описания закупоривать разрывы проводили дополнительные тесты. В этих тестах на закупоривание разрывов (РРТ) на диски с трещинами шириной 500 мкм наносили покрытие в описанных ранее условиях. Тесты на поглощение флюида с использованием сит размером 8,5 и 16 также проводили при 150 и 200°Р при разности давлений 1000 фунтов/кв. дюйм. РРТ проводили на образцах Ν, Р, Р и К, составленных, как указано в табл. 3.

Таблица 3

Образец	N	Р	Ω	К
ΒΑΚΑΟΚΙΕ-Ν	321,6	321,6	330,4	330,4
ВАКАСАКВ 25	3,7	3,7	2,5	2,5
ВАКАСАКВ 50	7,4	7,4	5	5
ВАКАСАКВ 150	25,9	25,9	17,5	17,5
ОХ-7	13		25
МАРР 40		13		25

Результаты РТР представлены в табл. 4.

Таблица 4

Образец	N	Р		К
175°Е и 1000	размер	размер	размер	размер	размер	размер
фунтов/кв. дюйм	8,5	16	8,5	16	8,5	16
Флюид через 190 диск (мл)	35	Н/К	4	15	Н/К	35*

Н/К=не контролировали * Тест при 200°Р

Из данных результатов видно, что окисленный воск проявляет хорошие эксплуатационные качества в ЬСТС вследствие меньшего объема флюида, прошедшего через сита.

Пример 4

Исследовали способность нефти самой по себе удалять остаток на фильтре, образовавшийся при использовании ЬСТС описанного здесь типа. Конкретно диски, закупоренные образцами N или Р, обрабатывали либо ЗОРТКОЬ 170, представлявшего собой нефть, используемую для имитирования возврата сырой нефти в тестах на проницаемость, либо дизельное топливо. Образцы обрабатывали следующим образом: закупоренные диски осторожно промывали водой, а затем помещали во вторую ячейку аппарата для закупорки пор (РРА), содержащую 250 мл либо ЗОРТКОЬ 170, либо дизельное топливо. Изопарафин представляет собой растворитель, коммерчески доступный от Сйеугоп РЫНрз Сйеш1еа1 Сотрапу. После этого образец нагревали до 250°Р и оставляли вымачиваться в общей сложности на 1 ч. Затем нефть продавливали через диск в течение второго часа, чтобы подвергнуть диск действию свежей нефти. После охлаждения диск убирали и исследовали, чтобы определить, насколько хорошо он очистился.

Фотографии сит, закупоренных образцами Ό, Ν, М, О и Р до (слева) и после (справа) обработки ЗОРТКОЬ 170, представлены на фиг. 2а, 2Ь, 2с, 26 и 2е соответственно. Фотографии сит, закупоренных образцами N и Р до (слева) и после (справа) обработки ЗОРТКОЬ 170, представлены на фиг. 3а и 3Ь. Для обработки сит размера 8,5 и 16, покрытых образцами Ν, Р и К, использовали также дизельное топливо. Фотографии данных сит после обработки представлены на фиг. 4а, 4Ь и 4с соответственно. Из этих результатов видно, что для удаления окисленного воскового вещества можно использовать ряд масляни- 6 027513 стых флюидов.

Пример 5

Исследовали совместимость восковых веществ с различными смазочными материалами. Образцы N или Р подвергали динамическому старению под действием 4% смазочного материала при 150°Р в течение 4 ч. Использованные смазочные материалы представляли собой смазочный материал ΌΚΙΠΕ-Ν§ЬГОЕ, смазочный материал ВАКО-ЬиВЕ ООЬИ 8ЕАЬ, смазочный материал ΤΘΡΟ-ΤΡΙΜ 22, смазочный материал для сверхвысоких давлений ΝΧδ-ЬиВЕ и смазочный материал ΕΖ-ОЬГОЕ, все из которых коммерчески доступны от НаШЬийои Еиетду §етуюе8. При использовании ИКШЕ^-БЕГОЕ образцы скатывались в шарики. При выдерживании с ΝΧδ-ЬиВЕ образцы становились клейкими, но не подвергались воздействию при выдерживании с ВАКО-ЬиВЕ ООЬИ 8ЕЛЬ, ΤΘΡΟ-ΤΡΙΜ 22 или ΕΖ-Ο^I^Ε. Фотографии образца N (слева) или образца Р (справа) после выдерживания с дизельным топливом, ΝΧδЬиВЕ, или ВАКО-ЬИВЕ ООЬИ §ЕЛЬ представлены на фиг. 5а, 5Ь и 5с соответственно. Из этих результатов видно, что восковое вещество проявляло более хорошие результаты в случае смеси поверхностноактивных веществ в качестве смазочных материалов по сравнению с использованием масел или модифицированных масел в качестве смазочных материалов.

Несмотря на то, что варианты осуществления данного описания были представлены и описаны, специалист в данной области может осуществлять их модификации, не выходя за рамки сущности и идей данного описания. Описанные здесь варианты осуществления являются только примерами и не подразумевают ограничения. Множество изменений и модификаций описанного здесь раскрытия возможны и находятся в рамках данного описания. Когда численные интервалы или ограничения установлены однозначно, следует понимать, что подобные точные интервалы или ограничения включают в себя повторные интервалы или ограничения подобной величины, попадающей в пределы однозначно установленных интервалов или ограничений (например, интервал от около 1 до около 10 включает в себя 2, 3, 4 и так далее, больше чем 0,10 включает в себя 0,11, 0,12, 0,13 и так далее). Например, где бы ни был описан численный интервал с нижним пределом К_ъ и верхним пределом Ки, любое число, попадающее в пределы данного интервала, описано конкретно. В частности, конкретно описаны следующие значения в пределах данного интервала: К=Кь+кх(Ки-Кь), где к представляет собой переменную, изменяющуюся от 1 процента до 100 процентов с инкрементом 1 процент, то есть к равно 1 проценту, 2 процентам, 3 процентам, 4 процентам, 5 процентам, ..., 50 процентам, 51 проценту, 52 процентам, ..., 95 процентам, 96 процентам, 97 процентам, 98 процентам, 99 процентам или 100 процентам. Кроме того, также конкретно раскрыт любой численный интервал, определенный двумя значениями К, определенными выше. Подразумевается, что использованием термина необязательно в отношении любого элемента пункта формулы изобретения означает, что данный рассматриваемый элемент необходим или альтернативным образом не является необходимым. Подразумевается, что обе возможности входят в рамки данного пункта формулы изобретения. Использование более общих терминов, таких как содержать, включать в себя, иметь в составе и так далее следует понимать как предоставление основания для более узких терминов, таких как состоять из, состоять в основном из, содержать в основном и так далее.

Соответственно объем правовой охраны не ограничен описанием, приведенным выше, а ограничен лишь последующими пунктами формулы изобретения, рамки которых включают в себя все эквиваленты рассматриваемого предмета данных пунктов. Всякий и каждый пункт включен в описание в качестве варианта осуществления настоящего раскрытия. Таким образом, данные пункты представляют собой дополнительное описание и являются дополнением к вариантам осуществления настоящего раскрытия. Обсуждение ссылки в настоящем описании не является признанием того, что она представляет собой предшествующую область по отношению к настоящему раскрытию, в особенности любая ссылка с датой публикации позже даты приоритета данной заявки. Раскрытие всех цитированных здесь патентов, патентных заявок и публикаций включено в настоящее описание ссылкой в той степени, в которой они предоставляют примеры, процедуры или другие подробности, дополнительные по отношению к примерам и процедурам, приведенным в настоящем описании.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обслуживания ствола скважины, содержащей одну или более зон потери циркуляции, включающий в себя этапы, на которых уменьшают или предотвращают потерю флюида по меньшей мере в одну зону потери циркуляции посредством помещения композиции в скважину, причем композиция содержит воск и водный промывочный раствор, причем пенетрация воска иглой равна или меньше 5 мм при 25°С (77°Р) и причем водный промывочный раствор включает водный флюидный компонент, причем водный флюидный компонент выбирают из группы, состоящей из морской воды, пресной воды, природных и искусственно созданных соляных растворов, содержащих органические и/или неорганические растворенные соли, жидкостей, содержащих смешивающиеся с водой органические соединения, и их сочетаний.
2. Способ по п.1, в котором воск включает в себя природный воск, синтетический воск или их сочетание.

- 7 027513
3. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором температура плавления воска составляет от около 190 до около 500°Р.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором воск представляет собой окисленный воск.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором воск представляет собой окисленный полиэтиленовый воск, смесь окисленных полиэтиленовых восков или их сочетание.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором число омыления воска составляет от около 0 до около 150 мг КОН/г.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором кислотное число воска составляет от около 0 до около 60 мг КОН/г.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором разбухание воска под действием масла составляет менее 50 об.%.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором температура размягчения воска превышает 200°Е
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором воск присутствует в композиции в количестве от около 5 до около 50 фунтов/баррель.
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором композиция содержит также закупоривающий агент.
12. Способ по п.11, в котором закупоривающий агент включает в себя отсортированный по размерам карбонат кальция.
13. Способ по п.11 или 12, в котором закупоривающий агент присутствует в композиции в количестве от около 0 до около 90 фунтов/баррель.
14. Способ по любому из предшествующих пунктов, включающий в себя также введение в скважину маслянистого флюида, где воск растворим в указанном маслянистом флюиде.
15. Флюид для обслуживания ствола скважины, содержащий водный промывочный раствор, отсортированные по размерам частицы карбоната кальция и воск, причем водный промывочный раствор включает водный флюидный компонент, причем водный флюидный компонент выбирают из группы, состоящей из морской воды, пресной воды, природных и искусственно созданных соляных растворов, содержащих органические и/или неорганические растворенные соли, жидкостей, содержащих смешивающиеся с водой органические соединения, и их сочетаний, при этом пенетрация воска иглой равна или меньше 5 мм при 25°С (77°Р).
16. Флюид по п.15, в котором воск включает в себя окисленный полиэтиленовый воск, смесь окисленных полиэтиленовых восков, окисленный полипропиленовый воск, смесь окисленных полипропиленовых восков или их сочетание.
17. Флюид по п.15 или 16, в котором температура плавления воска составляет от около 190 до около 500°Р.
18. Флюид по п.15, 16 или 17, содержащий также смазочное вещество.
19. Флюид по п.15-17 или 18, в котором воск присутствует в количестве от около 5 до около 50 фунтов/баррель.
20. Флюид по п.15-18 или 19, где отсортированный по размерам карбонат кальция присутствует в композиции в количестве от около 0 до около 90 фунтов/баррель.