EA030517B1 - Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, (варианты) и соответствующий компьютер - Google Patents
Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, (варианты) и соответствующий компьютер Download PDFInfo
- Publication number
- EA030517B1 EA030517B1 EA201491097A EA201491097A EA030517B1 EA 030517 B1 EA030517 B1 EA 030517B1 EA 201491097 A EA201491097 A EA 201491097A EA 201491097 A EA201491097 A EA 201491097A EA 030517 B1 EA030517 B1 EA 030517B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- thickened
- fluid
- liquid
- equipment
- present
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 236
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 77
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 title 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 111
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 70
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 38
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 36
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 14
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 14
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 14
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000000976 ink Substances 0.000 claims description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 4
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 235000013305 food Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003973 paint Substances 0.000 claims description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 3
- 239000003250 coal slurry Substances 0.000 claims description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 2
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 claims description 2
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 claims description 2
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims description 2
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims 1
- 230000003938 response to stress Effects 0.000 abstract 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 93
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 16
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 13
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 10
- 108010029692 Bisphosphoglycerate mutase Proteins 0.000 description 9
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 9
- -1 cuttings Substances 0.000 description 9
- YOSQVMGMENUCDX-UHFFFAOYSA-N 4'-methyl-α-pyrrolidinohexiophenone Chemical compound C=1C=C(C)C=CC=1C(=O)C(CCCC)N1CCCC1 YOSQVMGMENUCDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000219198 Brassica Species 0.000 description 2
- 235000003351 Brassica cretica Nutrition 0.000 description 2
- 235000003343 Brassica rupestris Nutrition 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N D-xylopyranose Chemical compound O[C@@H]1COC(O)[C@H](O)[C@H]1O SRBFZHDQGSBBOR-IOVATXLUSA-N 0.000 description 2
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N arabinose Natural products OCC(O)C(O)C(O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N beta-D-Pyranose-Lyxose Natural products OC1COC(O)C(O)C1O SRBFZHDQGSBBOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- QKSKPIVNLNLAAV-UHFFFAOYSA-N bis(2-chloroethyl) sulfide Chemical compound ClCCSCCCl QKSKPIVNLNLAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 235000008960 ketchup Nutrition 0.000 description 2
- 239000006210 lotion Substances 0.000 description 2
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 229940049920 malate Drugs 0.000 description 2
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N malic acid Chemical compound OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 235000010460 mustard Nutrition 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229940034610 toothpaste Drugs 0.000 description 2
- 239000000606 toothpaste Substances 0.000 description 2
- UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N trimethyl-[3-(2-methylprop-2-enoylamino)propyl]azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC(=C)C(=O)NCCC[N+](C)(C)C UZNHKBFIBYXPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N (z)-4-hydroxypent-3-en-2-one;zirconium Chemical compound [Zr].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methoxy-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-4-methoxy-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound COC(C)(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)(C)OC PFHOSZAOXCYAGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-cyano-4-methylpentan-2-yl)diazenyl]-2,4-dimethylpentanenitrile Chemical compound CC(C)CC(C)(C#N)N=NC(C)(C#N)CC(C)C WYGWHHGCAGTUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ARKQBHBHSIBHMS-UHFFFAOYSA-J 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol 2-hydroxyacetate zirconium(4+) Chemical compound C(CO)(=O)[O-].N(CCO)(CCO)CCO.[Zr+4].C(CO)(=O)[O-].C(CO)(=O)[O-].C(CO)(=O)[O-] ARKQBHBHSIBHMS-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;titanium Chemical compound [Ti].OCCN(CCO)CCO XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RIRJYVSPWVSCRE-UHFFFAOYSA-L 2-hydroxyacetate;2-hydroxypropanoate;zirconium(2+) Chemical compound [Zr+2].OCC([O-])=O.CC(O)C([O-])=O RIRJYVSPWVSCRE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- PAITUROHVRNCEN-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxyacetate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].OCC([O-])=O.OCC([O-])=O.OCC([O-])=O.OCC([O-])=O PAITUROHVRNCEN-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 2-hydroxypropane-1,2,3-tricarboxylate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].[Ti+4].[Ti+4].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O.[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O MSYNCHLYGJCFFY-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 1
- FGPHQIYXQSWJHV-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate N-propan-2-ylpropan-2-amine zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(C)NC(C)C FGPHQIYXQSWJHV-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;titanium(4+) Chemical compound [Ti+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O AIFLGMNWQFPTAJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 1
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000005749 Copper compound Substances 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N Galacturonsaeure Natural products O=CC(O)C(O)C(O)C(O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 229910021578 Iron(III) chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BHBLMCUBYVFOTC-UHFFFAOYSA-K [Zr+4].[Zr+4].OC(CC([O-])=O)(CC([O-])=O)C([O-])=O Chemical compound [Zr+4].[Zr+4].OC(CC([O-])=O)(CC([O-])=O)C([O-])=O BHBLMCUBYVFOTC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N aldehydo-D-glucuronic acid Chemical compound O=C[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)C(O)=O IAJILQKETJEXLJ-QTBDOELSSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 229940058905 antimony compound for treatment of leishmaniasis and trypanosomiasis Drugs 0.000 description 1
- 150000001463 antimony compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001439 antimony ion Inorganic materials 0.000 description 1
- PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N arabinose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)C=O PYMYPHUHKUWMLA-WDCZJNDASA-N 0.000 description 1
- GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N azane;2-hydroxypropanoic acid;titanium Chemical compound [NH4+].[Ti].CC(O)C([O-])=O GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 229940063013 borate ion Drugs 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
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021540 colemanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001880 copper compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N disodium;(9,11-dioxido-5-oxoboranyloxy-2,4,6,8,10,12,13-heptaoxa-1,3,5,7,9,11-hexaborabicyclo[5.5.1]tridecan-3-yl)oxy-oxoborane;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[Na+].O1B(OB=O)OB(OB=O)OB2OB([O-])OB([O-])OB1O2 RDMZIKMKSGCBKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 229930182478 glucoside Natural products 0.000 description 1
- 150000008131 glucosides Chemical class 0.000 description 1
- 229940097043 glucuronic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K iron trichloride Chemical compound Cl[Fe](Cl)Cl RBTARNINKXHZNM-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 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
- LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2].[Mn+2] LQKOJSSIKZIEJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IHBKAGRPNRKYAO-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate;trimethyl-[2-(2-methylprop-2-enoyloxy)ethyl]azanium Chemical compound COS([O-])(=O)=O.CC(=C)C(=O)OCC[N+](C)(C)C IHBKAGRPNRKYAO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 150000002772 monosaccharides Chemical group 0.000 description 1
- YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylprop-2-enamide Chemical compound CN(C)C(=O)C=C YLGYACDQVQQZSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M phosphonate Chemical compound [O-]P(=O)=O UEZVMMHDMIWARA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium dioxidoboranyloxy(dioxido)borane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])OB([O-])[O-] DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 230000036962 time dependent Effects 0.000 description 1
- DGXNWWJYEMQHED-UHFFFAOYSA-N trimethyl-(4-methyl-3-oxopent-4-enyl)azanium Chemical compound CC(=C)C(=O)CC[N+](C)(C)C DGXNWWJYEMQHED-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K tris(lactato)aluminium Chemical compound CC(O)C(=O)O[Al](OC(=O)C(C)O)OC(=O)C(C)O VXYADVIJALMOEQ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 229910021539 ulexite Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 150000003752 zinc compounds Chemical class 0.000 description 1
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B19/00—Programme-control systems
- G05B19/02—Programme-control systems electric
- G05B19/18—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form
- G05B19/4155—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form characterised by programme execution, i.e. part programme or machine function execution, e.g. selection of a programme
-
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- 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
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Manufacturing & Machinery (AREA)
- Human Computer Interaction (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Mattresses And Other Support Structures For Chairs And Beds (AREA)
- Fluid-Damping Devices (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, можно манипулировать на основании ответа загущенной жидкости на усилие в соответствии с тем, как он определяется при помощи модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы. Кроме того, системы и устройства могут быть сконфигурированы так, чтобы манипулировать оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа загущенной жидкости на усилие в соответствии с тем, как он определяется при помощи модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
Description
изобретение относится к способам, устройствам и наборам, использующим модель разрушения гелевой микроструктуры, которая включает функцию эквивалентного интеграла работы для использования применительно к гелям, имеющим временную гелевую микроструктуру.
В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "загущенная жидкость" относится к жидкости, которая образует сеть связей (т.е. гелевую микроструктуру) при статических или динамических условиях. Понятие прочности гелеобразной жидкости относится, в частности, к соответствующей гелевой микроструктуре, которая связана, помимо прочего, с межмолекулярными силами между гелеобразующими агентами (например, с водородными связями между молекулами полисахаридов). Однако межмолекулярные силы могут быть относительно слабыми (например, по сравнению с ионными и ковалентными связями). Эти относительно слабые связи могут разрушиться, если к гелю приложена энергия (например, при течении или смешивании геля) и могут со временем перестраиваться, если ввод энергии снижен или прекращен. Поэтому каждая отдельная загущенная жидкость может иметь различную прочность, основанную на предыстории (например, на предыстории сдвигового деформирования) этой загущенной жидкости.
Прочность геля может влиять, помимо прочего, на величину роста давления, оказываемого на загущенную жидкость со стороны среды, в которой она содержится (например, трубопровода, трубы, ствола скважины, контейнера и т.п.), в тот момент, когда запускается поток. Например, некоторые операции в стволе скважины часто выполняются таким образом, чтобы поддерживать давление в стволе скважины в пределах диапазона плотности бурового раствора, т.е. области между поровым давлением и давлением гидроразрыва подземного пласта, см. фиг. 1. Если репрессия превышает давление гидроразрыва пласта, то это может вызвать разрушение последнего и произойдет поглощение бурового раствора. Поэтому прочность геля может быть одним из факторов, который следует принять во внимание при выполнении манипуляций с оборудованием, связанных с загущенной жидкостью в стволе скважины. Термин "связанный с" в приложении к сочетанию оборудования и загущенной жидкости или манипуляций с оборудованием и загущенной жидкости относится к любому оборудованию или манипуляциям с оборудованием, проводящимся в присутствии загущенной жидкости, где на оборудование или на манипуляции с оборудованием прямо или косвенно влияет прочность загущенной жидкости, причем это не предполагает физического контакта. Термин "репрессия", в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к величине давления в стволе скважины, которая превышает поровое давление. Термин "поровое давление", в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к давлению текучих сред в пласте. Репрессия необходима для предотвращения входа пластовых текучих сред в ствол скважины. Термин "давление гидроразрыва пласта", в значении, использующемся в настоящем изобретении, относится к порогу давления, при котором давление со стороны ствола скважины на пласт, превышающее свой пороговый уровень, вызовет одну или несколько трещин в подземном пласте.
Поскольку микроструктуры геля являются временными и характеризуются различной прочностью, эксплуатация загущенной жидкости может быть непростой. Например, запуск потока относительно прочного геля может привести к увеличению давления, которое при подземной работе может привести к гидроразрыву подземного пласта и в итоге к потере бурового раствора во время последующих операций. Поэтому запуск потока загущенных жидкостей, имеющих хорошо оформленную гелевую микроструктуру должен быть более постепенным, чем загущенной жидкости, имеющей минимальную гелевую микроструктуру.
Как правило, расчеты прочности геля (т.е. предельного статического напряжения сдвига) согласно стандартам API (Американский институт нефти) (рекомендуемой процедуре API 10B-6, рекомендуемой процедуре API 13B-1, модифицированному национальному стандарту ISO 10414-1 и рекомендуемой процедуре API 13B-2, согласно которым обычно рассчитывают максимальное предельное статическое напряжение сдвига геля) использовались в сочетании с простыми уравнениями перепада давления для предсказания потенциальных неблагоприятных явлений (например, статического максимального избыточного давления) в процессе применения загущенных жидкостей. Использование такого метода расчета не учитывает динамический характер микроструктуры геля. Следовательно, эти методы расчета имеют недостатки по крайней мере в двух областях: (1) прогнозирование неблагоприятных явлений в загущенной жидкости, имеющей предысторию потока; и (2) преодоление неэффективности манипуляций с оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей частично сформированную гелевую микроструктуру.
Что касается, например, второго недостатка, то неэффективные манипуляции с оборудованием могут случаться при использовании простых уравнений падения давления, учитывающих максимальное предельное статическое напряжение сдвига геля, для операций, требующих проведения серии манипуляций с оборудованием, при которых гелевая микроструктура загущенной жидкости неоднократно подвергается разрушению и формированию, в частности, при спуско-подъемных операциях, проводимых с трубами в стволе скважины. В качестве неограничивающего примера можно привести спуско-подъемные операции, проводимые с трубами, которые могут включать присоединение трубы длиной 90 футов (27,45 м) к колонне труб, когда добавляют одну трубу этой длины, затем колонну труб перемещают вниз
- 1 030517
по стволу скважины, после чего колонну труб останавливают с тем, чтобы добавить еще одну трубу этой длины, затем колонну труб перемещают вниз по стволу скважины и так далее, пока не будет достигнута глубина, в некоторых случаях превышающая 20000 футов (6100 м). В некоторых случаях перемещение колонны труб вниз по стволу скважины для каждой трубы может занять около 30 с, а прикрепление еще одной трубы - 5 мин. Движение колонны труб вниз по стволу скважины приводит к снижению ответа на усилие в загущенной жидкости, потому что гелевая микроструктура загущенной жидкости нарушается. Остановка движения во время прикрепления еще одной трубы обеспечивает увеличение ответа загущенной жидкости на усилие, поскольку микроструктура загущенной жидкости восстанавливается.
На фиг. 2А приведены три диаграммы, иллюстрирующие (а) давление в стволе скважины в зависимости от времени, (б) скорость движения трубы (т.е. скорость осевого перемещения трубы в стволе скважины) в зависимости от времени и (в) ответ загущенной жидкости на усилие в зависимости от времени. Кроме того, на графике (а), иллюстрирующем давление в стволе скважины, давление гидроразрыва пласта показано вместе с максимальным заданным давлением в стволе скважины. Область между графиком давления в стволе скважины, как функции времени, и максимальным заданным давлением в стволе скважины является мерой эффективности работы, как показано на фиг. 2А (а). То есть, чем больше площадь между этой кривой и максимальным заданным давлением в стволе скважины, тем меньше эффективность работы, так как при спуско-подъемных операциях, проводимых с колоннами труб, скорость операции во многом зависит от необходимости оставаться ниже давления гидроразрыва пласта, как это обычно бывает для большинства операций в стволе скважины. Поэтому при использовании существующих ныне методов расчета (т.е. простых уравнений перепада давления, учитывающих максимальное предельное статическое напряжение сдвига геля), которые не принимают во внимание предысторию сдвигового деформирования загущенных жидкостей, как показано на фиг. 2А (в), одна и та же процедура для спуска трубы выполняется с каждой трубой, как показано на фиг. 2А (б). Однако если загущенная жидкость не достигает ответа на усилие, характерного для гелеобразного состояния (Дш) на протяжении времени, необходимого для подключения еще одной трубы к колонне труб, то использование одной и той же процедуры для запуска второй, третьей и последующих труб является неэффективным, потому что давление в стволе скважины поддерживается на уровне гораздо ниже максимального заданного давления в стволе скважины, как показано в области между кривой и максимальным заданным давлением в стволе скважины на фиг. 2А (а).
Подходы к моделированию неустойчивого характера гелевой микроструктуры в данной области техники неудачны, потому что они часто требуют детальных реологических измерений. Сбор подробных реологических данных, например на буровой площадке, может занимать много времени и трудновыполним в некоторых случаях, когда необходимы более специализированные реологические измерения. Кроме того, применение таких подробных реологических измерений для получения полезной информации может быть громоздким или занять больше времени, чем они экономят.
Таким образом, существует потребность в интеграции неустойчивого характера загущенных жидкостей в способы и устройства, относящиеся к загущенным жидкостям, например, по отношению к подземным операциям.
Краткое описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способам, устройствам и наборам, использующим модель разрушения гелевой микроструктуры, которая включает функцию эквивалентного интеграла работы для использования применительно к гелям, имеющим временную гелевую микроструктуру.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа загущенной жидкости на усилие, согласно тому, как он определяется при помощи модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать ввод входных данных, связанных с загущенной жидкостью в компьютер таким образом, чтобы произвести выходной сигнал, и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании этого выходного сигнала. Компьютер может включать в себя процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы, причем программа включает в себя исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с использованием модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей интеграл работы, и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать в себя определение первой процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа загущенной жидкости на усилие, определенного путем использования значения реологического свойства загущенной жидкости в модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы; и выполнение второй процедуры манипулирования на основе первой процедуры манипулирования.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать в себя манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью; получение обратной связи от этого оборудования; выпол- 2 030517
нение в режиме реального времени численного приближения функции эквивалентного интеграла работы; выполнение функции эквивалентного интеграла работы в модели разрушения гелевой микроструктуры для получения ответа загущенной жидкости на усилие; и продолжение манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может включать по меньшей мере один компонент загущенной жидкости; и комплект инструкций для манипулирования частью оборудования, связанного с загущенной жидкостью, на основе модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения компьютер может включать в себя процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы, причем программа включает в себя исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с помощью модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы, и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения постоянная машиночитаемая среда кодирована так, что может включать инструкции, исполняемые системой обработки информации для того, чтобы провести метод оценки процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, причем эти инструкции включают восприятие значения реологического свойства загущенной жидкости и определение, посредством процессора и на основании этого значения, процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, причем это определение предполагает использование модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения описания нижеследующих предпочтительных воплощений изобретения.
Краткое описание фигур
Нижеследующие фигуры включены для иллюстрации определенных аспектов настоящего изобретения и их не следует рассматривать в качестве исключительных воплощений изобретения. Раскрываемый объект изобретения может иметь значительные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты по форме и по функции, какие возникнут у специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из настоящего изобретения.
На фиг. 1 представлена иллюстрация диапазона плотности бурового раствора.
Фиг. 2А представляет собой иллюстрацию спуско-подъемной операции, проводимой с колоннами труб, которая не использует модель разрушения гелевой микроструктуры, содержащую по меньшей мере одну функцию эквивалентного интеграла работы согласно настоящему изобретению.
Фиг. 2Б, 2В иллюстрируют спуско-подъемные операции, проводимые с колоннами труб, которые используют модель разрушения гелевой микроструктуры, содержащую по меньшей мере одну функцию эквивалентного интеграла работы согласно настоящему изобретению.
На фиг. 3 представлено применение модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы (МРГМ/ФЭИР) по настоящему изобретению, к расчету временных изменений давления в скважине.
Фиг. 4А, 4Б показывают исходные данные и расчетный ответ на усилие с использованием модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей по меньшей мере одну функцию эквивалентного интеграла работы согласно настоящему изобретению, в течение двух запусков работы оборудования с периодами образования геля, равными 30 и 10 мин соответственно.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способам, устройствам и наборам, использующим модель разрушения гелевой микроструктуры, которая включает функцию эквивалентного интеграла работы для использования применительно к гелям, имеющим временную гелевую микроструктуру.
Настоящее изобретение относится к моделям разрушения гелевой микроструктуры, содержащим по меньшей мере одну функцию эквивалентного интеграла работы (описываемую далее как МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению), которая учитывает неустойчивый характер гелевой микроструктуры. Настоящее изобретение предусматривает способы, применяющие МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению для манипулирования оборудованием, связанным с загущенными жидкостями, которые в некоторых воплощениях настоящего изобретения могут предпочтительно смягчить ущерб и увеличить срок службы оборудования и связанных с ним структур. Например, при бурении ствола скважины в подземном пласте с применением загущенного бурового раствора темп, в котором насос для циркуляции загущенного бурового раствора повышает скорость до рабочей величины, может быть получен из МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению таким образом, чтобы предпочтительно уменьшить повреждения насоса и возможность нежелательного разрыва подземного пласта вследствие скачков давления, выходящих за пределы диапазона плотности бурового раствора, как описано выше. Следует отметить, что обеспечение или определение способов манипулирования оборудованием (например, процеду- 3 030517
ра) в том значении, которое используется в настоящем изобретении, включает в себя (1) обеспечение или определение первого способа и (2) осуществление второго способа, основанного на первом способе, и, если не указана иная возможность, необязательно предусмотрено в воплощениях настоящего изобретения, описанных в данном документе.
Кроме того, МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению может обеспечить более эффективные манипуляции с оборудованием, что экономит время и, следовательно, сокращает расходы, например более эффективные спуско-подъемные операции, проводимые с колоннами труб, минимизируют разницу давлений между фактическим давлением в стволе скважины и максимальным заданным давлением в стволе скважины. Например, при подземных операциях затраты могут быть в пределах примерно от $400000 в день до $1500000 в зависимости от локализации и характера операции. Эффективные методы, которые обладают возможностью, чтобы в совокупности снизить стоимость затрат на операцию или серию операций в день или в больший промежуток времени, будут иметь большое значение.
Способы по настоящему изобретению, использующие МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, могут в некоторых воплощениях изобретения быть предпочтительно применимы для производимых "на лету" изменений в манипуляциях с оборудованием. В некоторых операциях, связанных с загущенными жидкостями, состав загущенной жидкости может изменяться с течением времени, что может изменять сам пласт и процесс разрушения гелевой микроструктуры, например, при включении обломков выбуренной породы из пласта в буровые растворы. Способы использования МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и учет потенциальных изменений состава могут позволить производить изменения в процедурах в реальном масштабе времени с тем, чтобы эффективно выполнять операцию при минимизации потенциальных скачков давления.
Настоящее изобретение также обеспечивает ввод значений (например, реологических величин или композиционных параметров загущенных жидкостей) в алгоритм, содержащий МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, которые затем через компьютеры, компьютеризированное оборудование и/или компьютерные программы могут контролировать манипуляции с оборудованием (например, компьютер, подключенный к насосу), связанным с загущенной жидкостью. Применение компьютеров, компьютеризированного оборудования и/или компьютерных программ для использования алгоритма, содержащего МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, выгодным образом может сделать управление манипуляциями с оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, более эффективным и безопасным. Кроме того, в некоторых воплощениях настоящего изобретения, алгоритм, содержащий МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, используемый в сочетании с компьютерами, компьютеризированным оборудованием и/или компьютерными программами, может быть чувствителен к изменениям в режиме реального времени в загущенных жидкостях, например, к добавлению обломков выбуренной породы из пласта в загущенные жидкости в процессе бурения, которое может изменить динамику гелевой микроструктуры.
Кроме того, настоящее изобретение предусматривает наборы, которые содержат загущенные жидкости (или их компоненты) и комплект инструкций на основе МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению. В некоторых воплощениях изобретения комплект инструкций может представлять собой таблицу, основанную на концентрации компонентов в загущенной жидкости, которая может показывать работнику, как более эффективно управлять оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, непосредственно в процессе его использования. Эти наборы могут позволить работникам более эффективно манипулировать оборудованием, связанным с загущенной жидкостью.
Следует отметить, что когда в начале числового списка ставится слово "примерно", то оно изменяет каждую величину в этом числовом списке. Следует отметить, что в некоторых списках численных диапазонов некоторые из указанных нижних пределов могут быть больше, чем некоторые из указанных верхних пределов. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что выбранное подмножество потребует выбора верхнего предела, превосходящего выбранный нижний предел. Всякий раз, когда диапазон значений задан, любое подмножество этого диапазона (между самым высоким и самым низким значением) является приемлемым альтернативным диапазоном в воплощениях настоящего изобретения.
I. Загущенные жидкости.
Как было отмечено выше, термин "загущенная жидкость", используемый в настоящем изобретении, относится к жидкости, которая образует сеть связей (т.е. гелевую микроструктуру) в соответствии со статическими или динамическими условиями. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "загущенная жидкость", если не указано иное толкование, относится, главным образом, к загущенным жидкостям, имеющим гелевую микроструктуру в любой степени ее формирования, включая, без ограничений, полностью сформированную, полностью нарушенную или некоторое промежуточное состояние между этими степенями. Как правило, жидкость считается загущенной жидкостью в рамках этого описания, если она является жидкостью, демонстрирующей характеристики тиксотропной жидкости; жидкостью, в которой ответ на усилие при определенной скорости сдвига зависит от времени; жидкостью, в которой возникает напряжение при инициировании сдвига, причем это напряжение зависит от времени; жидкостью, в которой, если сдвиг инициируется и продолжается с определенной скоростью
- 4 030517
сдвига, напряжение, измеренное при этой скорости сдвига, уменьшается с течением времени; жидкостью, которая возвращается к более высокому значению напряжения в течение фиксированного времени, если усилие сдвига прекращается; или жидкостью, которая обладает более чем одной из этих характеристик.
Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать, что жидкость может рассматриваться как загущенная жидкость при данной температуре и/или давлении, например на больших глубинах в некоторых подземных пластах. В некоторых воплощениях настоящего изобретения температура загущенной жидкости может быть примерно 10°C или ниже. В некоторых воплощениях настоящего изобретения температура загущенной жидкости может находиться в интервале от нижнего предела, равного примерно -50, -25, 0, 50 или 100°C до верхнего предела, равного примерно 350, 300, 250, 200, 150, 100, 50 или 25°C, причем температура загущенной жидкости отличается тем, что она может находиться в диапазоне от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между ними.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения загущенные жидкости могут содержать компоненты, способные к формированию сети поперечных связей. Подходящие компоненты, способные образовывать сеть поперечных связей, могут включать, без ограничений, полимеры (сшитые или не сшитые), поверхностно-активные вещества (сшитые или не сшитые), полимеризующиеся поверхностно-активные вещества (сшитые или не сшитые), хелатирующие агенты, утяжелители, коллоидные частицы, жидкие кристаллы и т.п. или любую их комбинацию. Кроме того, подходящие компоненты, способные образовывать сеть поперечно сшитых связей, могут включать, без ограничений, молекулы и частицы, способные взаимодействовать с помощью водородных связей, диполь-дипольных взаимодействий, Лондоновских дисперсионных сил, π- π связей, магнитного притяжения, электронного притяжения и т.п. или любой их комбинации.
Неограничивающие примеры подходящих компонентов загущенных жидкостей могут включать осажденный барит, барит, субмикронизированный барит, гематит, ильменит, тетраоксид марганца, галенит, карбонат кальция, обломки выбуренной породы, глинистые частицы, сахара, полисахариды, биополимеры, производные полисахаридов и биополимеров, которые содержат одну или несколько моносахаридных единиц (галактозу, маннозу, глюкозид, глюкозу, ксилозу, арабинозу, фруктозу, глюкуроновую кислоту или пиранозилсульфат), синтетические полимеры, органические карбоксилированные полимеры, сшивающие агенты и т.п. или любую их комбинацию. Примеры подходящих полисахаридов включают, без ограничений, гуаровые камеди (например, гидроксиэтил гуар, гидроксипропил гуар, карбоксиметил гуар, карбоксиметилгидроксиэтил гуар, карбоксиметилгидроксипропил гуар (КМГПГ)), производные целлюлозы (например, гидроксиэтилцеллюлозу, карбоксиэтилцеллюлозу, карбоксиметилцеллюлозу и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу), ксантан, склероглюкан, сукциногликан, диутан, а также их комбинации.
Подходящие синтетические полимеры включают, без ограничений, 2,2'-азо-бис-(2,4-диметил валеронитрил), 2,2'-азо-бис-(2,4-диметил-4-метоксивалеронитрил), полимеры и сополимеры акриламидотриметил аммония хлорида, акриламид, соли акриламидо- и метакриламидоалкил-триалкиламмония, акриламидометилпропансульфоновую кислоту, акриламидопропил-триметиламмония хлорид, акриловую кислоту, диметиламиноэтилметакриламид, диметиламиноэтилметакрилат, диметиламинопропилметакриламид, диметиламинопропилметакриламид, диметилдиаллиламмонии хлорид, диметилэтилакрилат, фумарамид, метакриламид, метакриламидопропил-триметиламмония хлорид, метакриламидопропилдиметил-н-додециламмония хлорид, метакриламидопропилдиметил-н-октиламмония хлорид, метакриламидопропил-триметиламмония хлорид, метакрилоилалкил-триалкиламмониевые соли, метакрилоилэтилтриметиламмония хлорид, метакрилиламидопропил-диметилцетиламмония хлорид, Ы-(3-сульфопропил)М-метакриламидопропил-М,Ы-диметиламмония бетаин, N.N-диметилакриламид. N-метилакриламид, нонилфеноксиполи(этиленокси)этилметакрилат, частично гидролизованный полиакриламид, поли-2-амино2-метилпропансульфоновая кислота, поливиниловый спирт, 2-акриламидо-2-метилпропансульфонат натрия, кватернизованный диметиламиноэтилакрилат, кватернизованный диметиламиноэтилметакрилат и их производные и комбинации. В некоторых воплощениях настоящего изобретения компоненты загущенных жидкостей могут включать сополимер акриламида и 2-(метакрилоилокси)этилтриметиламмония метилсульфата. В некоторых воплощениях настоящего изобретения компоненты загущенных жидкостей могут включать производное целлюлозы, которое содержит целлюлозу с привитым аллиловым или виниловым мономером, такую как производные целлюлозы, раскрытые в патентах США № 4982793, 5067565 и 5122549, полное описание которых включено в настоящее изобретение путем ссылки. Кроме того, полимеры и сополимеры, которые содержат одну или несколько функциональных групп (например, гидроксил-, цис-гидроксил-, карбоксильные кислоты, производные карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, амино или амидные группы), могут быть использованы в качестве компонентов загущенных жидкостей.
Подходящие сшивающие агенты в качестве компонентов загущенных жидкостей могут включать борат-ион, ион металла или аналогичный компонент, который способен сшивать по меньшей мере две молекулы гелеобразующего агента. Примеры подходящих сшивающих агентов в качестве компонентов
- 5 030517
загущенных жидкостей включают, без ограничений, борат ионы, ионы магния, ионы циркония IV, ионы титана IV, ионы алюминия, ионы сурьмы, ионы хрома, ионы железа, ионы меди, ионы магния и ионы цинка. Эти ионы могут быть обеспечены в упомянутой жидкости путем добавления к ней любого соединения, которое способно производить один или несколько таких ионов. Примеры таких соединений включают, без ограничений, хлорид железа, борную кислоту, динатрия октабората тетрагидрат, диборат натрия, пентабораты, улексит, колеманит, оксид магния, лактат циркония, циркония триэтаноламин, лактата циркония триэтаноламин, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, малат циркония, цитрат циркония, лактата циркония диизопропиламин, гликолят циркония, гликолята циркония триэтаноламин, лактата циркония гликолят, лактат титана, малат титана, цитрат титана, лактат аммония-титана, титана триэтаноламин и титана ацетилацетонат, лактат алюминия, цитрат алюминия, соединения сурьмы, соединения хрома, соединения железа, соединения меди, соединения цинка, и их комбинации. В некоторых воплощениях настоящего изобретения сшивающий агент может быть приготовлен так, что остается неактивным, пока не будет "активирован", кроме прочего, посредством определенных условий в жидкости (например, посредством рН, температуры и т.д.) и/или путем взаимодействия с каким-либо другим веществом. В некоторых воплощениях настоящего изобретения активация сшивающего агента может быть замедлена путем инкапсуляции его в покрытие (например, пористое покрытие, через которое сшивающий агент может медленно диффундировать, или разлагающееся покрытие, которое распадается в скважине), что задерживает высвобождение сшивающего агента до заданной точки времени или пространства. Выбор конкретного сшивающего агента будет регулироваться несколькими соображениями, которые известны специалисту в данной области техники, в том числе, без ограничений, следующими: типом содержащегося гелеобразующего агента, молекулярной массой загустителя(ей), условиями в обрабатываемом подземном пласте, требованиями к безопасности обработки, значением рН обрабатывающей жидкости, температурой и/или заданной задержкой перед тем, как сшивающий агент начнет сшивать молекулы гелеобразующего агента.
Подходящие жидкости для использования в связи с настоящим изобретением, которые могут являться загущенными жидкостями или содержать их, могут включать, без ограничений, жидкости для обработки, буровые растворы, буровые растворы для вскрытия пласта, изолирующие жидкости, жидкости для борьбы с поглощением бурового раствора, жидкости для воздействия на пласт, жидкости для борьбы с пескопроявлением, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для кислотной обработки, жидкости для ингибирования образования отложений, жидкости для образования водного барьера, жидкости, ингибирующие набухание глин, жидкости для гидроразрыва пласта, жидкости для гидроразрыва пласта с применением пропанта, жидкости для гравийной набивки, жидкости для упрочнения ствола скважины, жидкости, контролирующие образование потеков, угольные суспензии, коллоидные жидкости, жидкие суспензии частиц, пищевые жидкости (например, кетчуп и горчица), жидкости для личной гигиены (например, лосьоны, гели для волос, зубная паста), чернила, цементы, клеи, краски, отходы (например, суспензии отходов) и т.п. или любые их комбинации.
II. Модели разрушения гелевой микроструктуры.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения модель разрушения гелевой микроструктуры, содержащая функцию эквивалентного интеграла работы (МРГМ/ФЭИР) по настоящему изобретению, может быть использована для прогнозирования ответа (a(t)) загущенной жидкости на усилие по отношению к времени. Как описано выше, использование методов расчета ответа загущенной жидкости на усилие по отношению к времени может выгодным образом обеспечить, кроме прочего, более эффективные манипуляции с оборудованием, которые остаются в пределах данного диапазона плотности бурового раствора в скважине. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "функция эквивалентного интеграла работы" (/ Ϋ (к) dt) (ФЭИР) относится к интегралу неустановившегося сдвига, испытываемого жидкостью, когда инициируется механическая нагрузка (например, поток, вибрация или деформация под действием боковых сдвигов) на нее и разрушается гелевая микроструктура, следовательно, упомянутый интеграл описывает суммарный объем работы, которая была выполнена над жидкостью для того, чтобы разорвать гелевую микроструктуру и вернуться к стационарному состоянию потока (σΒ). В общих чертах, ФЭИР отвечает за неустойчивый характер гелевой микроструктуры загущенной жидкости, т.е. предысторию сдвигового деформирования загущенной жидкости. Включение МРГМ/ФЭИР может предпочтительно обеспечить в некоторых воплощениях настоящего изобретения (1) инвариантные параметры разрушения гелевой микроструктуры, (2) те же параметры и модель разрушения гелевой микроструктуры для условий, когда сдвиг является переменной величиной, и/или (3) учет эффектов сдвига, вызванных вращением трубы.
Подходящие модели разрушения микроструктуры могут включать, без ограничений, модели, перечисленные в табл. 1 (в том числе гибриды этих моделей), которые содержат ФЭИР.
- 6 030517
Таблица 1
| Неограничивающие примеры моделей разрушения гелевой микроструктуры, содержащих функцию эквивалентного интеграла работы, согласно настоящему изобретению | |
| Суммирование экспоненциальных распадов | σ({) = + Σ^=ι i Δ,= Δ„,(ΐ-<Γ&) ^m~ Gpeak ^co |
| Распад на основании изотермы связывания | ( (МУ1 \ |
| Полиноминальный распад | σ(ί) σοο + |
| где o(t) - ответ на усилие, наблюдаемый за время t, σ„ - напряжение в стационарных условиях при скорости сдвига в условиях испытаний (т.е., при максимальном разрушении структуры), Преак - максимальное значение предельного статического напряжения сдвига в условиях, когда гелевая микроструктура полностью сформирована, γ - скорость сдвига, ts - стационарное время (т.е., при γ = 0, в неподвижной жидкости), А, - относительная максимальная величина каждого распада гелевой микроструктуры, где сумма всехА,=1 п - коэффициент Хилла, который составляет не более 1 к, - распад для каждого моделируемого режима распада Ат - максимальное значение предельного статического напряжения сдвига, ореак, за вычетом σ,;. | |
| Δ, - значение предельного статического напряжения сдвига за время ts, когда структура геля восстанавливается Кв - константа времени для построенной структуры, является функцией температуры, давления и кинетики |
Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать множество возможных рабочих параметров (k;), зависящих от природы сети связей гелевой микроструктуры. Соответствующие рабочие параметры могут включать, без ограничения, константы слабых связей, константы сильных связей и ионную силу.
Выбор МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению может зависеть от состава загущенной жидкости (как химического состава, так и концентрации) (например, от концентрации и состава различных химических веществ и добавок в загущенных жидкостях). Специалист в данной области техники, извлекающий пользу из настоящего изобретения, должен быть в состоянии определить МРГМ с целью включения в нее ФЭИР по настоящему изобретению таким образом, чтобы учесть доминирующие силы, действующие на загущенную жидкость. Например, одной из наиболее универсальных моделей может быть модель суммирования экспоненциальных распадов, содержащая ФЭИР согласно настоящему изобретению, см. табл. 1. Модель суммирования экспоненциальных распадов, содержащая ФЭИР по настоящему изобретению, позволяет включить более одной доминирующей силы, действующей на загущенную жидкость. Она может предпочтительно обеспечить учет нескольких параметров, таких как температура распада, гидростатическое давление, а также кинетические параметры, отвечающие за неустойчивый характер гелевой микроструктуры загущенного бурового раствора.
- 7 030517
Еще один пример того, что следует учитывать при выборе соответствующей МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, модель распада на основании изотермы связывания, содержащая ФЭИР согласно настоящему изобретению, см. табл. 1, может быть наиболее подходящей для загущенных жидкостей, содержащих компоненты с конкурирующими способами роста и распада микроструктуры. В качестве неограничивающего примера можно привести модель распада на основании изотермы связывания, содержащую ФЭИР согласно настоящему изобретению, причем эта модель может лучше всего подойти для способов расчета, связанных с ответом на усилие загущенной жидкости, содержащей биологически активный компонент, в которой по меньшей мере часть гелевой микроструктуры формируется за счет лигандов и рецепторов.
Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать, что МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению может при необходимости быть приспособлена для способов, в которых гелевая микроструктуры достигла стационарного состояния или находится в промежуточном состоянии (нестационарном состоянии).
В некоторых воплощениях настоящего изобретения, может являться предпочтительным использование МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, отвечающей за нестационарное состояние при определении ответа на усилие в нестационарной загущенной жидкости для того, чтобы определить соответствующую манипуляцию с оборудованием. В качестве другого неограничивающего примера можно привести то, что загущенная жидкость может течь, а затем остановиться, тем самым создавая предысторию сдвигового деформирования жидкости, а затем поток может быть запущен вновь до того, как гелевая микроструктура будет полностью восстановлена. Принимая во внимание предысторию сдвигового деформирования в гелеобразной жидкости с МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, ответ загущенной жидкости на усилие может быть смоделирован на основании данной гелевой микроструктуры (например, неполностью сформированной гелевой микроструктуры), а не только из общепринятого допущения о полностью сформированной гелевой микроструктуре, что часто делается в простых уравнениях падение давления, как обсуждалось выше. Такая возможность может предпочтительно сэкономить время и, следовательно, затраты. Например, во время спуско-подъемных операций, проводимых с колоннами труб (пример процедуры указан выше), которые служат причиной предыстории сдвигового деформирования в загущенной жидкости на различных глубинах вдоль ствола скважины, МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению может позволить ввести трубу в скважину с более высокой рабочей скоростью или во время повторного запуска потока жидкости насосы могут быть запущены с более высоким профилем ускорения, не вызывая скачков давления, которые могут привести к разрыву пласта. В качестве другого неограничивающего примера для того, чтобы минимизировать скачок давления внутри ствола скважины (например, чтобы предотвратить превышение давление разрыва пласта в какой-либо зоне подземного пласта), МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению может быть использована для определения приемлемых пределов рабочей скорости нагнетания (вверх или вниз) и/или скорости вращения трубы. Таким образом, МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению может быть полезна в способах, использующих манипуляции с оборудованием, связанные с загущенными жидкостями, поскольку принимает во внимание состояние гелевой микроструктуры загущенной жидкости путем учета предыстории сдвигового деформирования в геле (в том числе как функцию его локализации, например глубины в стволе скважины).
В некоторых воплощениях настоящего изобретения ФЭИР может быть численно аппроксимирована исходя из данных в реальном времени. Некоторые воплощения изобретения могут включать измерение рабочих параметров во времени для того, чтобы построить в режиме реального времени ФЭИР, которая может быть использована для прогнозирования состояния гелевой микроструктуры таким образом, чтобы направлять дальнейшие манипуляции с оборудованием. Соответствующие рабочие параметры, которые должны быть измерены, могут включать, без ограничений, скорость потока загущенной жидкости, число оборотов трубы в минуту, рабочую скорость, интенсивность вибрации и т.п. или любую их комбинацию.
В качестве неограничивающего примера можно привести спуско-подъемные операции, проводимые с колоннами труб, которые могут включать вращение трубы и перекачку жидкости во время введения трубы в ствол скважины или удаления ее из него, причем, скорость движения трубы, число оборотов трубы в минуту, а также скорость откачки отслеживаются. Мониторинг этих рабочих параметров может обеспечить предысторию сдвигового деформирования, которая может быть использована, чтобы численно аппроксимировать ФЭИР, которая в модели гелевой микроструктуры может быть использована для прогнозирования давления загущенной жидкости вниз по стволу скважины и тем самым обеспечить параметры, касающиеся дальнейшей манипуляции с трубой в процессе спуско-подъемных операций таким образом, чтобы свести к минимуму повреждение пласта (например, нежелательного гидроразрыва под давлением, превышающим окна плотности бурового раствора).
III. Методы.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать определение ответа загущенной жидкости на напряжение с использованием МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие. Соответствующие манипуляции с оборудованием для использования с настоящим изобретением могут представ- 8 030517
лять собой любое изменение или перемещение единицы оборудования (или его компонента), которое вызывает разрушение части гелевой микроструктуры. Примеры подходящих манипуляций с оборудованием могут включать, без ограничений, наращивания скорости насоса до рабочей величины, изменения скорости работы насоса, остановку насоса, введение по меньшей мере части трубы в загущенную жидкость, удаление по меньшей мере части трубы из загущенной жидкости, вращение трубы, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, вращение бурового долота или его компонента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, перемещение смешивающего элемента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, толкание поршня, по меньшей мере частично, через загущенную жидкость, вибрирование контейнера, содержащего загущенную жидкость, приложение давления к контейнеру, содержащему загущенную жидкость (например, сжатие баллона), применение текучей среды (жидкости или газа) под давлением к загущенной жидкости и любую из их комбинаций. Неограничивающие примеры оборудования, которым можно манипулировать, могут включать насосы, двигатели, забойные двигатели, вращающиеся устройства (например, смеситель), вибросита, трубы, прессы, картриджи с чернилами и т.п. системы транспортировки жидкостей, системы смешивания жидкостей, вращающиеся системы буровых установок, системы для угольной пульпы, системы наполнения контейнеров, системы опорожнения контейнеров, картриджи для принтеров и т.п. или их соответствующие подсистемы.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать измерение реологического свойства загущенной жидкости, определение ответа загущенной жидкости на усилие с применением МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, используя при этом измеренное реологическое свойство, и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие. В некоторых воплощениях настоящего изобретения реологические свойства могут быть использованы для определения условий работы. Измерение упомянутого реологического свойства может быть проведено при помощи лабораторного оборудования, полевых измерительных приборов, датчиков на оборудовании или внутри него, по производным характеристикам, полученным на основании работы оборудования в полевых условиях (например, расчет эффективной величины k, см. табл. 1, при "нормальной рабочей скорости", затем отладка манипуляций с оборудованием на основании эффективных значений k, полученных при работе оборудования в полевых условиях) или любой их комбинации. Подходящие реологические свойства для использования в сочетании с настоящим изобретением могут включать, без ограничений, напряжение сдвига, нормальное напряжение, колебательное напряжение, модуль сдвига, показания давления в процессе бурения (ДНЕ) и т.п. или любую их комбинацию. Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать, что реологические свойства могут зависеть, среди прочего, от концентрации компонентов, способных формировать гелевую микроструктуру в загущенной жидкости и природы взаимодействий между упомянутыми компонентами.
В качестве неограничивающего примера можно привести некоторые воплощения настоящего изобретения, которые могут включать измерение напряжения сдвига и нормального напряжения загущенной жидкости в лаборатории при различных концентрациях по меньшей мере одного компонента загущенной жидкости, например полимера, способного образовывать гелевые сети. Затем на буровой площадке загущенные жидкости могут быть приготовлены со специфическими концентрациями компонентов загущенной жидкости, которые могут представлять собой концентрации, исследованные или неисследованные в лаборатории. Специфические компоненты и их концентрации могут затем быть введены в алгоритм, включающий МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению с помощью компьютера таким образом, что этот алгоритм вводит соответствующие реологические значения в МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению. Затем этот алгоритм может рассчитать значения ответа на усилие реакции для конкретной жидкости, используемой на буровой, и эти значения ответа на усилие могут быть в дальнейшем использованы данным алгоритмом (или другим алгоритмом) для манипулирования оборудованием (например, скоростью, с которой разгоняются или замедляются насосы).
В качестве другого неограничивающего примера можно привести некоторые воплощения настоящего изобретения, которые могут включать измерения напряжения сдвига в загущенном буровом растворе при бурении с поточным реометром. Значения напряжения сдвига могут быть использованы при определении ответа загущенного бурового раствора на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению (возможно как часть алгоритма, хранящегося на компьютере или в качестве части компьютерной программы). Измерения в процессе работы и определение ответа на усилие могут выгодным образом обеспечить более точный учет растущего включения обломков выбуренной породы в загущенный буровой раствор в процессе бурения. Полученные в результате значения ответа на усилие могут быть использованы для отладки манипуляций с оборудованием, связанных с загущенным буровым раствором, например скорости вращения бурового долота, эффективности удаления выбуренной породы из загущенного бурового раствора путем изменения рабочих параметров вибросит или центрифуг, скорости нагнетания циркуляционных насосов и т.п.
- 9 030517
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать мониторинг эксплуатационных параметров, определение ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и отслеживаемых рабочих параметров и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие. Как описано выше, подходящие рабочие параметры, которые должны быть при этом измерены, могут включать, без ограничений, скорость потока загущенной жидкости, число оборотов трубы в минуту, рабочую скорость, положение трубы (например, глубину), крутящий момент, интенсивность вибрации, давление в скважине, скорость нагнетания и т.п. или любую их комбинацию.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать определение ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие таким образом, чтобы поддерживать давление в стволе скважины в пределах диапазона плотности бурового раствора, т.е. области между поровым давлением и давлением гидроразрыва подземного пласта, как описано выше со ссылкой на фиг. 1.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать в режиме реального времени численную аппроксимацию ФЭИР для того, чтобы определить ответ загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие, который в некоторых воплощениях изобретения может поддерживать давление в стволе скважины в пределах диапазона плотности бурового раствора. В некоторых воплощениях изобретения, повторные стадии могут необязательно включать измерение (или получение) реологического свойства загущенной жидкости.
В некоторых воплощениях изобретения измерения в режиме реального времени и/или численное приближение в режиме реального времени могут быть сделаны через определенные промежутки времени (например, два раза в час или раз в минуту), по существу, непрерывно (например, на лету), по требованию (например, по запросу работника) или при любой комбинации всех перечисленных выше. В некоторых воплощениях изобретения измерения в режиме реального времени могут быть поданы непосредственно в численные приближения в режиме реального времени таким образом, чтобы управлять оперативными процедурами в режиме реального времени.
Способы манипулирования оборудованием могут выгодным образом занимать меньше времени при использовании МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению. В качестве неограничивающего примера, относящегося к спуско-подъемным операциям, проводимым с трубами (общая методика указана выше), при использовании МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению для того, чтобы определить ответ на усилие загущенной жидкости в стволе скважины, время для перемещения колонны труб вниз по стволу скважины для каждой трубы может быть уменьшено от одной десятой до половины своего значения, как показано в сравнении на фиг. 2А-2О Как описано выше со ссылкой на фиг. 2 А, каждая фигура включает три графика, иллюстрирующие (а) давление в стволе скважины в зависимости от времени, (б) скорость движения трубы в зависимости от времени и (в) ответ загущенной жидкости на усилие в зависимости от времени. Кроме того, в наглядном графике давления в стволе скважины (а), давление гидроразрыва пласта показано совместно с максимальным заданным давлением в стволе скважины. Область между кривой давления в стволе скважины в зависимости от времени и максимальным заданным давлением в стволе скважины является мерой эффективности работы, как показано на графике (а) фиг. 2А-2О То есть, чем больше площадь между этой кривой и максимальным заданным давлением в стволе скважины, тем меньше эффективность работы, так как при спуско-подъемных операциях, проводимых с колоннами труб, скорость операции во многом зависит от необходимости оставаться ниже давления гидроразрыва пласта, как это обычно бывает для большинства операций в стволе скважины.
Как описано выше, при использовании современных методов расчета (т.е. простых уравнений перепада давления, учитывающих максимальное предельное статическое напряжение сдвига геля), которые не принимают во внимание предысторию сдвигового деформирования загущенных жидкостей, одна и та же процедура для запуска трубы выполняется для каждой трубы, как показано на фиг. 2А (б), что может привести к неэффективным операциям.
В отличие от этого, при определении скорости движения колонны труб (т.е. пример манипуляции с оборудованием) с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению скорость движения может быть изменена так, чтобы минимизировать зону между кривой фактического давления в стволе скважины и максимальным заданным давлением в стволе скважины, как показано на графике (а) фиг. 2B, 2C.
Фиг. 2B (б) представляет собой иллюстрацию увеличения скорости движения трубы при сохранении общей процедуры линейного увеличения/замедления скорости. Фиг. 2C дает иллюстрацию еще одного применения МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, при котором процедура наращивания и замедления скорости трубы во время ее введения может быть изменена таким образом, чтобы обеспечить еще более высокую эффективность. На фиг. 2C (б) скорость движения трубы увеличивается с меньшим темпом и достигает более высокой максимальной скорости, чем на графике (б) фиг. 2А, 2B. Это позволяет давлению оставаться ближе к максимальному требуемому давлению в стволе скважины в течение все- 10 030517
го периода введения трубы. Принимая во внимание предысторию сдвигового деформирования загущенной жидкости (фиг. 2B, 2C по сравнению с фиг. 2А), можно предусмотреть такие операции с загущенными жидкостями, которые являются более быстрыми и эффективными, тем самым экономя время, что в некоторых воплощениях настоящего изобретения может привести к реальной экономии затрат. Как описано выше, ФЭИР по настоящему изобретению может быть определена на основании реологических данных, установлена на основании реакции оборудования на состояние загущенной жидкости, численно аппроксимирована в режиме реального времени или определена на основании каких-либо комбинаций этих способов.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения способы, использующие МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, могут быть связаны с подземным пластом. В некоторых воплощениях настоящего изобретения загущенная жидкость может быть использована для подземной операции, в которой эта загущенная жидкость находится в стволе скважины, проникающей в подземный пласт, вводится в ствол скважины, проникающей в подземный пласт, и/или циркулирует в стволе скважины, проникающей в подземный пласт. Соответствующие подземные операции могут включать, без ограничений, буровые работы, операции вскрытия продуктивного пласта, спуско-подъемные операции, выполняемые с трубами, операции по предотвращению поглощения бурового раствора, операции по интенсификации добычи, операции по предотвращению пескопроявления скважин, операции по заканчиванию скважин, операции по кислотной обработке пласта, операции по снижению образования отложений, операции по созданию водного барьера, операции по стабилизации неустойчивых глин, операции по разрыву пласта, операции по гидроразрыву пласта, совмещенному с установкой гравийного фильтра, операции гравийной набивки, операции по упрочнению ствола скважин и операции по предотвращению образования потеков и отслоения покрытий. Соответствующие подземные операции могут использоваться в формате полномасштабных операций или в виде пачек. В значении, использующемся в настоящем изобретении, "пачка" представляет собой вид относительно небольшого объема специально подготовленной жидкости для обработки пласта, помещенный или циркулирующий в скважине.
В качестве неограничивающего примера можно привести операцию цементирования, которая может включать закачивание цементного раствора (т.е. загущенной жидкости) в ствол скважины между поверхностью ствола скважины и бурильной колонной таким образом, чтобы создать кондукторную обсадную колонну. Как правило, в операциях цементирования этого типа, цементный раствор при введении его в ствол скважины замещает буровой раствор, который может представлять собой загущенный буровой раствор. Использование МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению как для загущенного бурового раствора, так и для цементного раствора может предпочтительно обеспечить более быструю замену и высокую эффективность вытеснения загущенного бурового раствора цементным раствором, предотвращая образование разрывов в стволе скважины. Образование разрывов в стволе скважины при операции этого типа может привести, среди прочего, к утечке жидкостей (буровых растворов и/или цементного раствора) в пласт и/или ослаблению кондукторной обсадной колонны, поскольку ствол скважины возле колонны был поврежден.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения способы, использующие МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, могут относиться к транспортировке загущенных жидкостей. В некоторых воплощениях настоящего изобретения транспортировка загущенных жидкостей может происходить в трубопроводах, в шлаковых ямах, в траншеях, путем свободного течения или путем любой их комбинации. В качестве неограничивающего примера можно привести транспортировку угольного шлама, которая может включать ряд насосов. Циклическая работа различных насосов может контролироваться с помощью программы, включающей МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения способы, использующие МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, могут относиться к производству загущенных жидкостей или других продуктов, включающих загущенные жидкости. Что касается способов производства, МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению может быть использована при транспортировке загущенных жидкостей, смешивании загущенных жидкостей, смешивании загущенных жидкостей с другими добавками, заполнении контейнеров загущенными жидкостями, опорожнении контейнеров с загущенными жидкостями и т.п. В качестве неограничивающего примера можно привести использующиеся в производственных процессах загущенные жидкости на нефтяной основе, которые могут быть смешаны с другими ингредиентами, причем движение смесителя, по меньшей мере частично, управляется при помощи МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению.
IV. Устройства и системы.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения постоянные машиночитаемые среды могут быть закодированы так, что включают инструкции (например, алгоритм или ряд алгоритмов), исполняемые системой обработки информации для того, чтобы провести способ определения ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие. Эти инструкции могут в некоторых воплощениях настоящего изобретения включать программный код для получения какой-либо величины; определяющей посредством процессора и на основании своего численного значения ответ загущенной жидкости на уси- 11 030517
лие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и выдачу выходного сигнала на основании ответа на усилие.
Подходящие величины, получаемые как изложено выше, для использования в сочетании с настоящим изобретением могут включать, без ограничений, реологические измерения, сделанные при помощи лабораторного оборудования, реологические измерения, сделанные при помощи полевых измерительных приборов, реологические измерения, сделанные при помощи датчиков, расположенных на оборудовании или внутри него, реологические измерения, производные от характеристик, полученных при помощи оборудования, реологические параметры, полученные на основании теории, значения эксплуатационных показателей при манипулировании оборудованием (например, рабочая скорость, крутящий момент, скорость нагнетания и/или давление), использующиеся композиционные параметры загущенной жидкости (например, химическая структура и/или концентрация по меньшей мере одного компонента), производные величины, полученные на основании упомянутых выше величин (например, величина или константа, выведенная на основании любого из реологических измерений), величины, связанные определенным соотношением с величинами, упомянутыми выше (например, значение или константа, связанные любым из реологических измерений или композиционных параметров загущенной жидкости), или любая их комбинация.
Подходящие выходные сигналы, полученные посредством использования настоящего изобретения, могут включать, без ограничений, электрический сигнал, способный манипулировать оборудованием, комплект инструкций для работника, о том, как обращаться с оборудованием, сигнализацию и любую их комбинацию. В качестве неограничивающего примера можно привести комплект инструкций для работника о том, как обращаться с оборудованием, причем этот комплект может включать в себя ряд шагов, которым нужно следовать (например, ряд скоростей бурения в зависимости от глубины в стволе скважины), заданных параметров для манипулирования оборудованием (например, возрастание скорости насоса или временной интервал для введения трубы при спуско-подъемных операциях, проводимые с колоннами труб), ряд напоминаний или сигналов для работника о том, когда проводить и/или изменять манипуляции с оборудованием (например, серию красных/желтых/зеленых огней, которые обеспечивают обратную связь в ходе работ при какой-либо операции), и т.п. В качестве другого неограничивающего примера сигнал может быть пригоден для предупреждения работника о том, когда давление в стволе скважины находится в пределах заданного стандартного отклонения давления гидроразрыва, тем самым предупреждая работника о том, что следует изменить манипуляции с оборудованием (например, замедлить введение трубы при спуско-подъемных операциях, проводимые с колоннами труб, замедлить поток загущенной жидкости, или вращать трубу быстрее или медленнее).
В некоторых воплощениях настоящего изобретения компьютеры, включающие в себя процессор, оперативную память и запоминающее устройство, могут выполнять компьютерную программу, содержащую исполняемые команды (например, алгоритм или набор алгоритмов), которые заставляют компьютер выполнить регрессию для определения ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие. Подходящие выходные сигналы приведены выше. В некоторых воплощениях изобретения исполняемые команды могут также заставить компьютер измерить (или получить как производную величину) реологическое свойство загущенной жидкости. Подходящие реологические измерения приведены выше. В некоторых воплощениях настоящего изобретения исполняемые команды могут быть способны принимать входной сигнал, например входные данные, перечисленные выше.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения постоянные машиночитаемые среды или компьютеры могут дополнительно содержать по меньшей мере одну библиотеку, к которой исполняемые команды могут получить доступ посредством постоянной машиночитаемом среды или компьютера при определении ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению. В некоторых воплощениях настоящего изобретения библиотеки могут содержать сохраненные реологические величины для множества загущенных жидких композиций или их компонентов (по отношению к химической структуре и/или концентрации).
В некоторых воплощениях настоящего изобретения устройство или система может содержать постоянную машиночитаемую среду или компьютер в соответствии с любыми воплощениями настоящего изобретения, описанными выше.
Для простоты и легкости понимания такие устройства и системы будут называться "устройство для ответа на усилие" и "системы, чувствительные к напряжению" соответственно.
Подходящими устройствами, чувствительными к напряжению, могут быть взаимодействующие (прямо или косвенно) с загущенными жидкостями устройства, которые могут включать, без ограничений, насосы, двигатели, забойные двигатели, вращающиеся устройства (например, смеситель), вибросита, трубы, прессы, картриджи с чернилами и т.п.
Подходящие чувствительные к напряжению системы могут представлять собой системы, взаимодействующие (прямо или косвенно) с загущенными жидкостями, и могут включать, без ограничений, системы транспортировки жидкостей, системы смешивания жидкостей, вращающиеся системы буровых установок, системы для угольной пульпы, системы наполнения контейнеров, системы опорожнения кон- 12 030517
тейнеров, картриджи для принтеров и т.п. или их соответствующие подсистемы.
V. Наборы.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения определение ответа загущенной жидкости на усилие с использованием МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа на усилие может быть сделано в различных местах. В качестве неограничивающего примера можно привести то, что загущенная жидкость может быть исследована в лаборатории с целью определения ее ответа на усилие, который затем переводят в комплект инструкций для манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, причем фактическое манипулирование происходит на участке ствола скважины, на заводе-изготовителе или в трубопроводе.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения ответ на усилие может быть определен для серии первых загущенных жидкостей (например, с различными концентрациями компонентов или с разными жидкостями в качестве основы) с использованием МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению, а комплект инструкций может быть разработан для манипулирования частью оборудования, связанного со второй загущенной жидкостью на основании ответа первых гелеобразных жидкостей на усилие. В качестве неограничивающего примера можно привести комплект инструкций, который может включать в себя таблицу, указывающую предпочтительные параметры манипуляций с оборудованием на основании концентрации по меньшей мере одного компонента загущенной жидкости.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может включать загущенную жидкость и комплект инструкций для манипулирования частью оборудования, связанного с загущенной жидкостью, на основе МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению. В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может включать компонент для приготовления загущенной жидкости и комплект инструкций для манипулирования частью оборудования, связанного с загущенной жидкостью, содержащей этот компонент, причем упомянутый комплект инструкций основан на МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может включать загущенную жидкость или ее компонент и библиотеку для использования в сочетании с постоянной машиночитаемой средой или компьютером по любому из воплощений изобретения, описанных в данном документе. В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может включать загущенную жидкость или ее компонент и ряд значений, которые представляют собой входные данные для постоянной машиночитаемой среды или компьютера согласно любым воплощениям изобретения, описанным в настоящем документе, на основании которых производятся выходной сигнал (например, любые выходные сигналы, перечисленные выше).
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать способ, содержащий обеспечение загущенной жидкости и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью на основании ответа загущенной жидкости на усилие, согласно тому, как это определяется моделью разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать способ, содержащий обеспечение загущенной жидкости; обеспечение компьютера; ввод входных данных, связанных с загущенной жидкостью в компьютер таким образом, чтобы произвести выходной сигнал; и манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании этого выходного сигнала. Компьютер может содержать процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы, причем программа включает исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с помощью модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы; и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать способ, содержащий обеспечение значения реологического свойства загущенной жидкости; определение первой процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа загущенной жидкости на усилие, определенного путем осуществления модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы, с использованием упомянутого выше значения реологического свойства; и выполнение второй процедуры манипулирования оборудованием на основе первой процедуры манипулирования оборудованием.
Некоторые воплощения настоящего изобретения могут включать в себя способ, содержащий в следующем порядке манипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью; получение обратной связи от оборудования; выполнение в режиме реального времени численного приближения функции эквивалентного интеграла работы; выполнение функции эквивалентного интеграла работы в модели разрушения гелевой микроструктуры для получения ответа загущенной жидкости на усилие и продолжение манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью на основании ответа ее на усилие.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения набор может содержать по меньшей мере один компонент загущенной жидкости и комплект инструкций для манипулирования частью оборудования,
- 13 030517
связанного с загущенной жидкостью, на основе модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения компьютер может содержать процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы, причем программа включает исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с помощью модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы; и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие.
В некоторых воплощениях настоящего изобретения постоянная машиночитаемая среда кодирована так, что может включать инструкции, исполняемые системой обработки информации для того, чтобы провести метод оценки процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, причем эти инструкции могут содержать программный код для восприятия значения реологического свойства загущенной жидкости; и определения посредством процессора и на основании этого значения процедуры манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, причем это определение предполагает использование модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы.
Для содействия лучшему пониманию настоящего изобретения ниже приведены примеры предпочтительных воплощений изобретения. Приведенные примеры ни в коем случае не должны расцениваться как ограничивающие или определяющие объем настоящего изобретения.
Примеры
Пример 1.
Применение МРГМ/ФЭИР по настоящему изобретению к расчету временных изменений давления в скважине представлено на фиг. 3. При этом моделирование увеличения эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора с концентрацией 13 фунт/галлон (1558 кг/м3) следует в течение периода наращивания скорости нагнетания от момента отсутствия потока до 600 галлонов (2,27 м3) в минуту. Для этого примера ниже применена модель простого одиночного экспоненциального распада.
i
Неустойчивая ЭЦП возникала после достижения истинной вертикальной глубины 5000 футов (1524 м), когда скорость нагнетания увеличивали до 600 галлонов (2,27 м3) в минуту (галлон/мин) в течение 3 с для бурового раствора с величиной прочности геля по API равной 30 фунтов (13,6 кг) на 100 футов2 (9,29 м2). На фиг. 3 представлено сравнение двух гипотетических загущенных жидкостей с одинаковым профилем роста нагнетания, в котором применяется модель экспоненциального распада, использующая константу быстрого распада (низшую k), и та же модель, но использующая константу медленного распада (высшую k). Полезность внедрения модели разрушения неустойчивого геля легко наблюдается при сравнении случаев быстрого и медленного разрушения. Для всех других условий сохраняется то же, загущенная жидкость с параметром быстрого разрушения производит значительно более низкий рост ЭЦП, чем та же жидкость с параметром медленного распада.
Реализация этой модели может возникать в ответ на условия скважины. Например, если давление гидроразрыва части ствола скважины возникает при ЭЦП, равной 13,2-13,3 фунт/галлон (1581,7-1593,7 кг/м3), то жидкость с быстрым разрушением геля будет наиболее подходящей для применения в упомянутой скважине.
Пример 2.
Испытания проводили в кольцевом контуре потока, который является частью оборудования для динамических испытаний в университете города Талса, причем в испытании несколько буровых растворов текли через вертикальный кольцевой участок трубы, и при этом отслеживалось снижение давления. Экспериментальный кольцевой контур потока предоставляет контроль температуры, кольцевой испытуемый участок и петлю рециркуляции. Образец бурового раствора (синтетическая инвертированная эмульсия с концентрацией 13,5 фунтов/галлон (1617,7 кг/м3)) приготавливали и смешивали в рециркуляционном резервуаре, а затем подвергали циркуляции по всей системе при 45°F (7,2°C) и скорости 15 галлонов/мин (0,057 м3). В этих испытаниях применяли вертикальный кольцевой испытуемый участок трубы длиной примерно 9 футов (2,7 м) и внутренним диаметром 2 дюйма (5,08 см) с другой трубой из нержавеющей стали, имеющей наружный диаметр 0,5 дюймов (1,27 см), внутри. Во время испытания использовали два датчика давления, расположенные на расстоянии 19 дюймов (48,26 см) друг от друга, для получения показаний перепада давления.
Эксперимент по потоку был устроен таким образом, что испытуемая жидкость в кольцевом участке была выделена из цикла при помощи двух шаровых клапанов. После того, как изолированная жидкость оставалась в покое в течение заданного периода времени (10- и 30-минутная проба), позволяющего вырасти гелевой микроструктуре в жидкости, клапаны были открыты вручную. При открывании контура текущая жидкость отводится из петли рециркуляции в статическую кольцевую колонку и снижение дав- 14 030517
ления в испытуемом участке измеряют как показатель разрушения гелевой микроструктуры. Эту процедуру выполняли дважды для каждого времени покоя, и измеренное падение давления для каждого испытания показано на фиг. 4А для 30-минутной пробы и на фиг. 4B для 10-минутной пробы.
Как показано в исходных данных на фиг. 4А, 4B, измеренное давление испытывало скачок, когда открывали шаровые клапаны. Первоначальный наблюдаемый скачок давления (примерно через первые 0,4 с) представляет собой результирующую совокупного воздействия инерции, трения и компонентов геля. После этого начального скачка давления доминирующее влияние на падение давления возникает со стороны колебаний, эффектов геля и его вязкости (от примерно 0,4 до примерно 2,75 с). После того как достигается устойчивое состояние (примерно на 2,75 с), падение давления представляет собой преимущественно эффект вязкости. Было обнаружено, что колебания в измерениях падения давления возникают за счет эластичности акрилового трубопровода вертикального испытуемого участка и за счет других компонентов в системе замкнутого кольцевого контура.
Из простого наблюдения за этими данными становится совершенно ясно, что возникает период разрушения, в течение которого гелевая микроструктура, возникшая благодаря своему росту, разрушается и давление в трубе уменьшается от максимума до устойчивого состояния. Это разрушение, если его моделировать и связать с инвариантными параметрами, будет наиболее полезно для прогнозирования переменного давления в скважине, обусловленного потоком загущенных жидкостей.
Для того чтобы выделить влияние геля на переменное давление, при оценке исходных данных был принят подход на основании первых основополагающих принципов, начиная с уравнений Навье-Стокса для движения жидкости. Проще говоря, уравнение Навье-Стокса говорит о том, что давление является суммой ряда параметров, вносящих в него вклад (как показано ниже), где элемент fi включен, главным образом, для того, чтобы описать вклад во временные изменения давления, причем, это уравнение в данном примере включает МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению и колебательные флуктуации давления, обусловленные эластичностью системы.
dP dV d2V dx P dt + dt2
+ Pg + fi
В этом примере применялись следующие принципы для вывода следующих ниже формул, которые, в свою очередь, использовались для моделирования результатов испытаний. Во-первых, применяли МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению, содержащую модель суммирования экспоненциальных распадов из табл. 1, для учета воздействия импульса, потери давления на трение и гидростатического давления. Кроме того, для учета колебательных флуктуаций давления в связи с эластичностью системы было включено слагаемое fi2. Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать, что могут быть использованы многие принципы и что для простоты можно применять лишь одни доминирующие принципы.
σ(ί) = σοο + Ate y(t)dt + fi2 ί
ΣΛ = 1
ί
&t=
^m~ &peak ~ σοο
f2i = cos(a)dti - φ)
где Pf представляет собой силовую функцию при ti=0,4 с (где ti эмпирически определяется из первого скачка давления);
od = ωη(1 - ωη 2)1/2 представляет собой затухающую частоту (определяется эмпирически); ζ является коэффициентом затухания (определяется эмпирически); φ представляет собой фазовый
угол (определяется эмпирически).
Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать, что для моделирования системы с эластичностью или иными колебаниями, представляющими собой ответы, сопряженные с ответом неустойчивого геля, могут быть использованы другие функции fi2 для учета колебательных флуктуаций давления за счет упругости системы.
Результаты упомянутой выше численной модели применяли к данным из фиг. 4А, 4Б. В обоих случаях было получено хорошее приближение неустойчивого давления, демонстрирующее эффективность такого подхода.
Эти примеры демонстрируют эффективность использования МРГМ/ФЭИР согласно настоящему изобретению для расчета ответа загущенных жидкостей на усилие при подземных работах. Ответ на уси- 15 030517
лие может быть применен для того, чтобы содействовать и/или определить манипуляции с оборудованием, причем это оптимизирует эффективность манипуляций с оборудованием, которые остаются в пределах данного диапазона плотности бурового раствора таким образом, чтобы случайно не произошло разрушения пласта, как показано в примере 1. Специалисту в данной области техники, извлекающему пользу из настоящего изобретения, следует понимать широкие возможности этих методов расчета в сочетании с манипулированием оборудованием в других областях, связанных с загущенными жидкостями, такими как жидкости для обработки, буровые растворы, буровые растворы для вскрытия пласта, изолирующие жидкости, жидкости для борьбы с поглощением бурового раствора, жидкости для воздействия на пласт, жидкости для борьбы с пескопроявлением, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для кислотной обработки, жидкости для ингибирования образования отложений, жидкости для образования водного барьера, жидкости, ингибирующие набухание глин, жидкости для гидроразрыва пласта, жидкости для гидроразрыва пласта с применением пропанта, жидкости для гравийной набивки, жидкости для упрочнения ствола скважины, жидкости, контролирующие образование потеков, угольные суспензии, коллоидные жидкости, жидкие суспензии частиц, пищевые жидкости (например, кетчуп и горчица), жидкости для личной гигиены (например, лосьоны, гели для волос, зубная паста), чернила, цементы, клеи, краски, отходы (например, суспензии отходов) и т.п. или любые их смеси.
Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ, как упомянутых выше, так и тех, которые ему присущи. Конкретные воплощения изобретения, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, которые используют настоящее изобретение. Кроме того, детали конструкции или конструкторские решения, показанные в настоящем описании, не имеют никаких ограничений, кроме тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные наглядные воплощения изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены, комбинированы или модифицированы, причем все такие изменения рассматриваются в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Изобретение, наглядно раскрытое в настоящем описании, может быть соответствующим образом осуществлено на практике в отсутствие любого элемента, не описанного конкретно выше, и/или любого дополнительного элемента, описанного в настоящем документе. Хотя композиции и способы описаны в терминах "включающий", "содержащий" или "включающий в себя" различные компоненты или стадии, эти композиции и способы могут также быть описаны терминами "состоит в основном из" или "состоит из" различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать в зависимости от количества. Если описан какой-либо численный диапазон с нижним и верхним пределами, то любое количество и любой включенный диапазон, попадающий в пределы данного диапазона, являются специально описанными. В частности, каждый диапазон величин (вида "от примерно а до примерно б", или, что эквивалентно, "от приблизительно а до б", или, что эквивалентно, "от а до приблизительно б"), раскрытый в настоящем изобретении, следует понимать так, что таким образом изложены каждое число и диапазон, входящий в этот широкий диапазон величин. Также термины в формуле изобретения имеют свое обычное, общеупотребительное значение, если иное толкование явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, понятия в единственном числе означают один или несколько элементов, вводимых этим понятием. Если имеется противоречие между употреблением слова или термина в данном описании и в одном или более патенте (патентах) или других документах, которые могут быть включены в данное описание посредством ссылок, то должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ манипулирования оборудованием скважины, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, включающийобеспечение наличия загущенной жидкости иманипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании ответа a(t) загущенной жидкости на усилие согласно тому, как его определяют при помощи модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей интеграл неустановившегося сдвига, испытываемогожидкостью, при инициировании механической нагрузки на нее и разрушении гелевой микроструктуры.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что модель разрушения гелевой микроструктуры, содержащая интеграл неустановившегося сдвига, включает по меньшей мере одну модель, выбранную из группы, состоящей из:- 16 030517σ(ί) = /Λ» + AtУл = 1&t=bmσ(ί) = (Too +fifrMt'а также любого гибрида этих моделей,где a(t) - ответ на усилие, наблюдаемый за время t;σ, - напряжение в стационарных условиях при скорости сдвига в условиях испытаний (т.е. при максимальном разрушении структуры);apeak - максимальное значение предельного статического напряжения сдвига в условиях, когда гелевая микроструктура полностью сформирована;У - скорость сдвига,ts - стационарное время (т.е. при У=0, в неподвижной жидкости),Ai - относительная максимальная величина каждого распада гелевой микроструктуры, где сумма всех Ai=1;n - коэффициент Хилла, который составляет не более 1; ki - распад для каждого моделируемого режима распада;Am - максимальное значение предельного статического напряжения сдвига, σρ^, за вычетом σ,;At - значение предельного статического напряжения сдвига за время ts, когда структура геля восстанавливается;KB - константа времени для построенной структуры, являющаяся функцией температуры, давления и кинетики.
- 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что манипуляции с оборудованием включают по меньшей мере одну манипуляцию, выбранную из группы, состоящей из наращивания скорости насоса до рабочей величины, изменения скорости работы насоса, остановки насоса, введения по меньшей мере части трубы в загущенную жидкости, удаления по меньшей мере части трубы из загущенной жидкости, вращения трубы, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, вращения бурового долота или его компонента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, перемещения смешивающего элемента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, толкания поршня, по меньшей мере частично, через загущенную жидкость, вибрирования контейнера, содержащего загущенную жидкость, приложения давления к контейнеру, содержащему загущенную жидкость, применения текучей среды под давлением к загущенной жидкости и любой из их комбинаций.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что загущенная жидкость находится в стволе скважины, проникающей в подземный пласт.
- 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что загущенная жидкость находится в трубопроводе.
- 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что загущенная жидкость является по меньшей мере одной жидкостью, выбранной из группы, состоящей из жидкости для обработки, бурового раствора, бурового раствора для вскрытия пласта, изолирующей жидкости, жидкости для борьбы с поглощением бурового раствора, жидкости для воздействия на пласт, жидкости для борьбы с пескопроявлением, жидкости для заканчивания скважин, жидкости для кислотной обработки, жидкости для ингибирования образования отложений, жидкости для образования водного барьера, жидкости, ингибирующей набухание глин, жидкости для гидроразрыва, жидкости для гидроразрыва пласта с применением пропанта, жидкости для гравийной набивки, жидкости для упрочнения ствола скважины, жидкости, контролирующей образование потеков, угольной суспензии, коллоидной жидкости, жидкой суспензии частиц, пищевой жидкости, жидкости для личной гигиены, чернил, цемента, клея, краски, отходов и любой их комбинации.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, отличающийся тем, что загущенная жидкость содержит по меньшей мере один компонент, выбранный из группы, состоящей из сшитого полимера, несшитого полимера, сшитого поверхностно-активного вещества, несшитого поверхностно-активного вещества, сшитого полимеризующегося поверхностно-активного вещества, несшитого полимеризующегося поверхностноактивного вещества, утяжелителя, коллоидной частицы, жидкого кристалла и любой их комбинации.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что загущенная жидкость содержит по меньшей- 17 030517мере один компонент, способный образовывать сеть поперечных связей, взаимодействуя по меньшей мере одним способом, выбранным из группы, состоящей из образования водородных связей, дипольдипольного взаимодействия, Лондоновских дисперсионных сил, π- π взаимодействия, магнитного притяжения, электронного притяжения и любой их комбинации.
- 9. Способ по любому из пп.1-8, отличающийся тем, что загущенная жидкость находится при температуре примерно 10°C или ниже.
- 10. Способ по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что загущенная жидкость находится при температуре примерно 0°C или ниже.
- 11. Способ по любому из пп.1-10, отличающийся тем, что загущенная жидкость находится при температуре от примерно 100 до примерно 350°C.
- 12. Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, включающийобеспечение наличия загущенной жидкости;обеспечение наличия компьютера, включающего в себя процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы, причем программа включает в себя исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с помощью модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы, т.е. интеграла неустановившегося сдвига, испытываемого жидкостью, при инициировании механической нагрузки на нее и разрушении гелевой микроструктуры; и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие;ввод входных данных, связанных с загущенной жидкостью, в компьютер таким образом, чтобы произвести выходной сигнал; иманипулирование оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, на основании выходного сигнала.
- 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что компьютерная программа взаимодействует с библиотекой.
- 14. Способ по п.12 или 13, отличающийся тем, что модель разрушения гелевой микроструктуры, содержащая функцию эквивалентного интеграла работы, включает по меньшей мере одну модель, выбранную из группы, состоящей из модели суммирования экспоненциальных распадов, модели распада на основании изотермы связывания, полиномиальной модели распада и любого гибрида этих моделей.
- 15. Способ по любому из пп.12-14, отличающийся тем, что входные данные представляют собой по меньшей мере один вариант, выбранный из группы, состоящей из реологического измерения, сделанного при помощи лабораторного оборудования, реологического измерения, сделанного при помощи полевых измерительных приборов, реологического измерения, сделанного при помощи датчиков, расположенных на оборудовании или внутри него, реологического измерения, производного от характеристик, полученных при помощи оборудования, реологического параметра, полученного на основании теории, значения характеристики оборудования, параметра состава загущенной жидкости, величины, полученной от и относящейся ко всем вышеизложенным вариантам, и любой их комбинации.
- 16. Способ по любому из пп.12-15, отличающийся тем, что выходной сигнал представляет собой по меньшей мере один сигнал, выбранный из группы, состоящей из электрического сигнала, способного манипулировать оборудованием, комплекта инструкций для работника о том, как обращаться с оборудованием, сигнализации и любой их комбинации.
- 17. Способ по любому из пп.12-16, отличающийся тем, что манипуляции с оборудованием включают по меньшей мере одну манипуляцию, выбранную из группы, состоящей из наращивания скорости насоса до рабочей величины, изменения скорости работы насоса, остановки насоса, введения по меньшей мере части трубы в загущенную жидкость, удаления по меньшей мере части трубы из загущенной жидкости, вращения трубы, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, вращения бурового долота или его компонента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, перемещения смешивающего элемента, по меньшей мере частично, в контакте с загущенной жидкостью, толкания поршня, по меньшей мере частично, через загущенную жидкость, вибрирования контейнера, содержащего загущенную жидкость, приложения давления к контейнеру, содержащему загущенную жидкость, применения текучей среды под давлением к загущенной жидкости и любой из их комбинаций.
- 18. Компьютер, включающий в себя процессор, оперативную память и запоминающее устройство для выполнения компьютерной программы по расчету ответа загущенной жидкости на усилие, причем программа включает в себя исполняемую команду, которая заставляет компьютер выполнить регрессию для получения ответа загущенной жидкости на усилие с помощью модели разрушения гелевой микроструктуры, содержащей функцию эквивалентного интеграла работы, т.е. интеграла неустановившегося сдвига, испытываемого жидкостью, при инициировании механической нагрузки на нее и разрушении гелевой микроструктуры; и произвести выходной сигнал на основании ответа на усилие.
- 19. Компьютер по п.18, отличающийся тем, что выходной сигнал выбирают из группы, состоящей из электрического сигнала, способного манипулировать оборудованием, комплекта инструкций для работника о том, как обращаться с оборудованием, сигнализации и любой их комбинации.- 18 030517
- 20. Устройство, связанное с манипулируемым оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, содержащее компьютер по п.18.(б)(В)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/408,005 US8938380B2 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure |
| PCT/US2013/025756 WO2013130261A2 (en) | 2012-02-29 | 2013-02-12 | Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201491097A1 EA201491097A1 (ru) | 2015-02-27 |
| EA030517B1 true EA030517B1 (ru) | 2018-08-31 |
Family
ID=47843382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201491097A EA030517B1 (ru) | 2012-02-29 | 2013-02-12 | Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, (варианты) и соответствующий компьютер |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8938380B2 (ru) |
| EP (1) | EP2820238B1 (ru) |
| AU (1) | AU2013226505B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014017116A8 (ru) |
| CA (1) | CA2860799C (ru) |
| EA (1) | EA030517B1 (ru) |
| MX (1) | MX349525B (ru) |
| WO (1) | WO2013130261A2 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8938380B2 (en) | 2012-02-29 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure |
| US20150159079A1 (en) * | 2013-12-10 | 2015-06-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Methods and compositions for conformance control using temperature-triggered polymer gel with magnetic nanoparticles |
| BR112017019039B1 (pt) * | 2015-04-07 | 2022-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc | Método para tratar uma zona de perda durante perfuração ou passagem de revestimento e método para tratar uma zona de perda em um furo durante perfuração com um sistema de cimento tixotrópico |
| WO2021061099A1 (en) * | 2019-09-24 | 2021-04-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fragile and normal viscoelastic components of drilling fluid gels |
| CN110717298B (zh) * | 2019-10-15 | 2020-09-22 | 西北工业大学 | 一种积分型静力渐进损伤破坏模型的试验数据处理方法 |
| US11459837B2 (en) * | 2020-12-23 | 2022-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to optimize tripping velocity profiles |
| US11733139B2 (en) | 2021-05-26 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for determining sag propensity |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4930576A (en) * | 1989-04-18 | 1990-06-05 | Halliburton Company | Slurry mixing apparatus |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5122549A (en) | 1989-03-10 | 1992-06-16 | Halliburton Company | Crosslinkable cellulose derivatives |
| US5067565A (en) | 1989-03-10 | 1991-11-26 | Halliburton Company | Crosslinkable cellulose derivatives |
| US4982793A (en) | 1989-03-10 | 1991-01-08 | Halliburton Company | Crosslinkable cellulose derivatives |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US8938380B2 (en) | 2012-02-29 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure |
-
2012
- 2012-02-29 US US13/408,005 patent/US8938380B2/en active Active
-
2013
- 2013-02-12 BR BR112014017116A patent/BR112014017116A8/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-02-12 CA CA2860799A patent/CA2860799C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-02-12 EA EA201491097A patent/EA030517B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-02-12 EP EP13708265.7A patent/EP2820238B1/en not_active Not-in-force
- 2013-02-12 AU AU2013226505A patent/AU2013226505B2/en not_active Ceased
- 2013-02-12 MX MX2014010303A patent/MX349525B/es active IP Right Grant
- 2013-02-12 WO PCT/US2013/025756 patent/WO2013130261A2/en active Application Filing
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4930576A (en) * | 1989-04-18 | 1990-06-05 | Halliburton Company | Slurry mixing apparatus |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| QI-HUI HU, JING-YIN LI, MING-YUAN ZHANG: "Effects of Fluid Viscoelasticity on the Performance of an Axial Blood Pump Model", ASAIO JOURNAL, vol. 58, no. 1, 1 January 2012 (2012-01-01), pages 32 - 39, XP055104733, ISSN: 10582916, DOI: 10.1097/MAT.0b013e3182383077 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8938380B2 (en) | 2015-01-20 |
| US20130220620A1 (en) | 2013-08-29 |
| CA2860799C (en) | 2016-10-11 |
| BR112014017116A8 (pt) | 2017-07-04 |
| EP2820238B1 (en) | 2016-01-13 |
| AU2013226505B2 (en) | 2016-03-03 |
| EA201491097A1 (ru) | 2015-02-27 |
| AU2013226505A1 (en) | 2014-07-24 |
| MX349525B (es) | 2017-08-02 |
| MX2014010303A (es) | 2014-10-13 |
| WO2013130261A2 (en) | 2013-09-06 |
| WO2013130261A3 (en) | 2014-07-10 |
| CA2860799A1 (en) | 2013-09-06 |
| EP2820238A2 (en) | 2015-01-07 |
| BR112014017116A2 (pt) | 2017-06-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Magzoub et al. | Loss circulation in drilling and well construction: The significance of applications of crosslinked polymers in wellbore strengthening: A review | |
| Jinsheng et al. | Research progress and prospect of plugging technologies for fractured formation with severe lost circulation | |
| Mohamed et al. | Significance and complications of drilling fluid rheology in geothermal drilling: A review | |
| Feng et al. | Review of fundamental studies on lost circulation and wellbore strengthening | |
| EA030517B1 (ru) | Способ манипулирования оборудованием, связанным с загущенной жидкостью, имеющей временную гелевую микроструктуру, (варианты) и соответствующий компьютер | |
| Wang et al. | Best practice in understanding and managing lost circulation challenges | |
| AU2014272163B2 (en) | Self-triggering lost circulation control in carbonate formation | |
| Dvoynikov et al. | Developments made in the field of drilling fluids by Saint Petersburg mining University | |
| CA3020152C (en) | Determining residual friction reducer concentrations for subterranean treatment fluids | |
| Saghafi et al. | Performance evaluation of optimized preformed particle gel (PPG) in porous media | |
| Jia et al. | Development of a highly elastic composite gel through novel intercalated crosslinking method for wellbore temporary plugging in high-temperature reservoirs | |
| Karimi et al. | Identification and selection of a stable gel polymer to control or reduce water production in gas condensate fields | |
| EA028131B1 (ru) | Целлюлозные нановискеры для обслуживания скважин | |
| Yan et al. | Wellbore instability induced by the coupling of high-pH fluid–shale reaction and fracture surface sliding in shale gas wells: Experimental and field studies | |
| Martyushev et al. | Development and study of a visco-elastic gel with controlled destruction times for killing oil wells | |
| Sadeghnejad et al. | Improved oil recovery by gel technology: Water shutoff and conformance control | |
| Bai et al. | Use of a polymer gel for killing a high-temperature and high-pressure gas well | |
| Shad et al. | Dynamic analysis of mud loss during overbalanced drilling operation: An experimental study | |
| Teimouri et al. | Investigation of acid pre-flushing and pH-sensitive microgel injection in fractured carbonate rocks for conformance control purposes | |
| Contreras Puerto | Wellbore strengthening by means of nanoparticle-based drilling fluids | |
| Yan et al. | Formation Damage Induced by Oil-Based Drilling Fluid in a Longmaxi Shale Gas Reservoir: A Comprehensive View of the Drilling, Stimulation, and Production Processes | |
| Ali et al. | A Review of Recent Developments in Nanomaterial Agents for Water Shutoff in Hydrocarbon Wells | |
| Magzoub | Development of polymer gel systems for lost circulation treatment and wellbore strengthening | |
| Marfo et al. | Modelling Gelation Time of Organically Cross-linked Water-shutoff Systems for Oil Wells | |
| WO2015020664A1 (en) | Dimer acid grafted polymer for stabilizing particulate in a well |
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 |