EA030624B1 - Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины - Google Patents

Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины Download PDF

Info

Publication number
EA030624B1
EA030624B1 EA201492111A EA201492111A EA030624B1 EA 030624 B1 EA030624 B1 EA 030624B1 EA 201492111 A EA201492111 A EA 201492111A EA 201492111 A EA201492111 A EA 201492111A EA 030624 B1 EA030624 B1 EA 030624B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
plug
wellbore
fluid
pressure
bypass channel
Prior art date
Application number
EA201492111A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201492111A1 (ru
Inventor
Шаратх Савари
Арунеш Кумар
Джейсон Т. Скорсон
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of EA201492111A1 publication Critical patent/EA201492111A1/ru
Publication of EA030624B1 publication Critical patent/EA030624B1/ru

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01MTESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G01M99/00Subject matter not provided for in other groups of this subclass
    • G01M99/008Subject matter not provided for in other groups of this subclass by doing functionality tests
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02Well-drilling compositions
    • C09K8/03Specific additives for general use in well-drilling compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/426Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502Oil-based compositions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08Fiber-containing well treatment fluids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/003Means for stopping loss of drilling fluid
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/02Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material
    • G01N11/04Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material through a restricted passage, e.g. tube, aperture

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
  • Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Measuring Arrangements Characterized By The Use Of Fluids (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

Как правило, оценка характеристик пробки, включающей упрочняющие ствол скважины материалы, может обеспечить возможность разработки более эффективных добавок и текучих сред для упрочнения ствола скважины, поскольку характеристики пробки могут определять действие упрочняющих ствол скважины материалы в пробке на упрочнение забойной зоны ствола скважины. Оценка таких характеристик может включать приложение дифференциального давления к пробке, сформированной в перепускном канале инструмента, включающего по меньшей мере один датчик, приближенный к пробке в перепускном канале, и затем измерение по меньшей мере одной характеристики, выбранной из группы, состоящей из нормального давления пробки, нормального смещения пробки и любой их комбинации, с помощью по меньшей мере одного датчика.

Description

Изобретение относится к разработке добавок и текучих сред для упрочнения ствола скважины на основе оценки характеристик пробки, включающей упрочняющие ствол скважины материалы, в том числе к имеющим к этому отношение способам, устройствам и системам. Как правило, характеристики пробки могут определять упрочняющее призабойную зону скважины действие упрочняющих ствол скважины материалов пробки.
Потеря циркуляции является одним из важнейших факторов, обусловливающих непродуктивную продолжительность бурения. Потеря циркуляции возникает вследствие утечки бурового раствора в пласт через нежелательные протоки, например проницаемые интервалы скважины, естественные трещины, и искусственно образованные трещины. Обработки для устранения потери циркуляции могут быть использованы для восстановления ствола скважины закупориванием нежелательных протоков, прежде чем может быть возобновлено бурение.
Бурение чаще всего выполняют при таком положительном гидростатическом давлении (репрессии), что давление в стволе скважины (эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора) поддерживают в пределах диапазона плотности бурового раствора, т.е. интервала между поровым давлением (или давлением смятия труб) и давлением гидравлического разрыва пласта, см. фиг. 1. Т.е. давление поддерживают достаточно высоким, чтобы прекратить поступление текучих сред подземного пласта в ствол скважины, и достаточно низким, чтобы не создавать или чрезмерно расширять трещины, окружающие ствол скважины. Термин "положительное гидростатическое давление", как применяемый здесь, имеет отношение к величине давления в стволе скважины, которое превышает поровое давление. Термин "поровое давление", как используемый здесь, имеет отношение к давлению текучих сред в пласте. Положительное гидростатическое давления необходимо для предотвращения поступления текучих сред подземного пласта в ствол скважины. Термин "давление гидравлического разрыва пласта", как применяемый здесь, имеет отношение к пороговому давлению, где давления, приложенные к пласту в превышение давления гидравлического разрыва пласта из ствола скважины, будут вызывать образование одной или более трещин в подземном пласте. Более широкие диапазоны плотности бурового раствора позволяют проводить бурение со сниженным риском потери циркуляции.
В традиционных подземных месторождениях диапазон плотности бурового раствора может быть широким, фиг. 1. Однако в пластах, имеющих проблематичные зоны, например истощенные зоны, высокопроницаемые зоны, области с высокой тектонической активностью с высокими in-situ напряжениями, или находящиеся под давлением сланцевые зоны под соляными пластами, которые часто встречаются в месторождениях с многообразными литографиями, диапазон плотности бурового раствора может быть более узким и более изменчивым, фиг. 2. Когда положительное гидростатическое давление становится выше давления гидравлического разрыва пласта, предполагается образование трещины, и может возникать потеря циркуляции. Один профилактический метод сокращения риска потери циркуляции состоит в упрочнении или стабилизации ствола скважины путем применения упрочняющих ствол скважины материалов. Один способ упрочнения ствола скважины включает создание трещин с одновременным закупориванием трещин. Этот способ синхронного растрескивания-закупоривания повышает сжимающее тангенциальное напряжение в области забойной зоны скважины в подземном пласте, что проявляется в увеличении инициирующего растрескивание давления или давления повторного раскрытия трещины, тем самым расширяя диапазон плотности бурового раствора, фиг. 3. Степень упрочнения ствола скважины, т.е. расширение диапазона плотности бурового раствора, мог бы зависеть от свойств пробки в плане ее способности противостоять более высоким давлениям, как, помимо прочего, описано в настоящем изобретении. Если пробка выходит из строя, это приводит к потере циркуляции и непродуктивной продолжительности бурения.
Прочность пробки может зависеть, помимо всего прочего, от поддерживания искусственно созданной расклиненной трещины в открытом состоянии, и/или сохранения повышенного окружного (кольцевого) напряжения, которое требуется для раскрытия трещин, и/или изоляции концов трещин от текучей среды и давления в стволе скважины. Фиг. 4 представляет иллюстрацию некоторых из скважинных давлений, имеющих отношение к упрочнению ствола скважины. Фиг. 4 также иллюстрирует изоляцию концов трещин от ствола скважины пробками, включающими упрочняющие ствол скважины материалы. Понимание того, как пробки, которые включают упрочняющие ствол скважины материалы, реагируют на разнообразные давления, проявляющиеся в стволе скважины, может быть благоприятным фактором для разработки текучих сред для упрочнения ствола скважины или добавок к ним, которые лучше упрочняют ствол скважины, тем самым сводя к минимуму потерю текучей среды и в результате этого сокращая время простоя буровой установки и расходы.
- 1 030624
Сущность изобретения
Изобретение относится к разработке добавок и текучих сред для упрочнения ствола скважины на основе оценки характеристик пробки, включающей упрочняющие ствол скважины материалы, в том числе к имеющим к этому отношение способам, устройствам и системам. Как правило, характеристики пробки могут сказываться на упрочняющем призабойную зону скважины действии упрочняющих ствол скважины материалов пробки. В одном первом варианте осуществления настоящего изобретения способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержащий этапы, на которых создают текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал; пропускают текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойств текучей среды, включающего по меньшей мере один датчик, приближенный к перепускному каналу, таким образом, чтобы сформировать пробку, которая включает упрочняющий ствол скважины материал в перепускном канале; прилагают разность давлений к пробке в перепускном канале; и измеряют по меньшей мере одну характеристику пробки, выбранную из группы, состоящей из нормального давления пробки, оказываемого пробкой на стенку перепускного канала, нормального смещения пробки, испытываемой пробкой в перепускном канале, и любой их комбинации, с помощью по меньшей мере одного датчика.
В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения способ разработки добавки для упрочнения ствола скважины, содержащий этапы, на которых определяют характеристики пробки в соответствии со способом по первому варианту осуществления, в котором определяют по меньшей мере одно значение параметра, выбранного из группы, состоящей из длительного повышенного кольцевого напряжения, сопротивления пробки сжатию, сопротивления пробки сдвигу, и любой их комбинации, на основе по меньшей мере одной характеристики пробки; и используют по меньшей мере одно вышеуказанное значение для разработки добавки для упрочнения ствола скважины. В еще одном дополнительном варианте осуществления настоящего изобретения способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержит этапы, на которых создают первую текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал; пропускают первую текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойств текучей среды таким образом, чтобы сформировать пробку, которая включает упрочняющий ствол скважины материал в перепускном канале; причем инструмент включает в себя по меньшей мере один датчик, выбранный из группы, состоящей из динамометра, динамометрического датчика, пьезоэлектрического датчика, магнитного датчика, ультразвукового датчика, и тензодатчика, и приближенный к перепускному каналу, заменяют первую текучую среду второй текучей средой, не содержащей упрочняющий ствол скважины материал, причем пробка остается в перепускном канале; прилагают множество равномерных повышений разности давлений к пробке в перепускном канале с использованием второй текучей среды; измеряют по меньшей мере одну характеристику пробки, выбранную из группы, состоящей из нормального давления пробки, оказываемого пробкой на стенку перепускного канала, нормального смещения пробки, оказываемого пробкой на стенку на стенке перепускного канала, и любой их комбинации.
Признаки и преимущества настоящего изобретения будут без труда понятны квалифицированным специалистам в этой области технологии по прочтении нижеследующего описания предпочтительных вариантов исполнения.
Краткое описание чертежей
Нижеследующие фигуры включены для иллюстрирования определенных аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исключительные варианты исполнения. Раскрытый предмет изобретения допускает существенные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты по форме и действию, как будет угодно квалифицированным специалистами в этой области технологии, имеющим благоприятную возможность ознакомиться с настоящим изобретением.
Фиг. 1 иллюстрирует диапазон плотности бурового раствора для традиционного ствола скважины;
фиг. 2 - диапазон плотности бурового раствора для проблематичного ствола скважины;
фиг. 3 - диапазон плотности бурового раствора для упрочненного ствола скважины;
фиг. 4 иллюстрирует некоторые из скважинных давлений, имеющие отношение к упрочнению
ствола скважины;
фиг. 5 представляет неограничивающее изображение сужающейся камеры, не обязательно в масштабе;
фиг. 6А-6Е - иллюстрации в разрезе неограничивающих примеров конфигураций "инструмент/датчик";
фиг. 7А, 7В - вид в разрезе и вид сверху, соответственно, инструмента, имеющего многочисленные узловые датчики, вмонтированные в инструмент поблизости от перепускного канала инструмента;
фиг. 7C, 7D - вид в разрезе и вид сверху, соответственно, инструмента, включающего обойму и вставку, где вставка имеет два слоя с многочисленными проволочными датчиками поблизости от перепускного канала инструмента;
фиг. 8А - неограничивающую иллюстрацию пробки, прилагающей нормальное давление пробки на перепускной канал инструмента, имеющего датчики;
фиг. 8В - неограничивающую иллюстрацию пробки, создающей нормальное смещение пробки в пе- 2 030624
репускном канале инструмента, имеющего датчики;
фиг. 9 - неограничивающее изображение устройства для закупоривания пор, не обязательно в масштабе;
фиг. 10А-С - иллюстрации пригодных процедур приложения давления, которые могут быть применены к пробке, с измерением в то же время нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки.
Подробное описание изобретения
Изобретение относится к разработке добавок и текучих сред для упрочнения ствола скважины на основе оценки характеристик пробки, включающей упрочняющие ствол скважины материалы, в том числе к имеющим к этому отношение способам, устройствам и системам. Как правило, характеристики пробки могут определять упрочняющее призабойную зону скважины действие упрочняющих ствол скважины материалов пробки.
Изобретение в некоторых вариантах осуществления представляет системы и устройства для оценки упрочняющих ствол скважины материалов (WSM) в отношении их способностей упрочнять ствол скважины. При лучшем понимании характеристик и способностей индивидуальных WSM и/или комбинаций WSM могли бы быть разработаны текучие среды для упрочнения ствола скважины, чтобы обеспечить улучшенное упрочнение ствола скважины, например большее или длительное расширение диапазона плотности бурового раствора с более прочными пробками из WSM, и текучие среды и добавки, которые более эффективно достигают расширения диапазона плотности бурового раствора, в особенности в подземных пластах с многообразными литографиями, где поверхность раздела между двумя литографиями может создавать интервал ствола скважины, который является более чувствительным к растрескиванию и потере текучей среды. Соответственно этому, настоящее изобретение также представляет в некоторых вариантах осуществления способы, имеющие отношение к оценке WSM, в том числе способы, которые продолжаются вплоть до разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины или добавки к ней на основе этой оценки.
Усиленное или эффективное упрочнение ствола скважины также может предусматривать в некоторых вариантах исполнения способность надежно пробуривать длинные интервалы ствола скважины, что приводит к меньшей непродуктивной продолжительности бурения и к снижению затрат. Кроме того, более длинные пробуренные интервалы позволяют использовать более длинные секции обсадной колонны. Поскольку каждая последующая секция обсадной колонны имеет меньший диаметр, чем предшествующая секция, более эффективное упрочнение ствола скважины может в конечном итоге обеспечить возможность создания более глубоких буровых скважин и способность достигать ранее нетронутых ресурсов.
Во время бурения и других операций в необсаженной буровой скважине ствол скважины может испытывать пульсации давления в результате, помимо прочего, инициирования течения статической или почти статической текучей среды, и спуска бурильной трубы или обсадной колонны. Эти пульсации давления могут кратковременно превышать давление гидравлического разрыва пласта на участке подземного пласта и создавать образование точки потери текучей среды (например, трещины или микротрещины). Упрочнение ствола скважины может подавлять образование точек потери текучей среды, что затем устраняет необходимость в ремонтных обработках и простоях оборудования.
Как правило, после пробуривания интервала ствола скважины на поверхность подземного пласта устанавливают обсадную колонну вдоль ствола скважины, чтобы предотвратить обрушение ствола скважины, повреждение подземного пласта, поглощение текучей среды в подземный пласт и тому подобное, в то время как пробуривают дополнительные интервалы ствола скважины. Один способ обсадки ствола скважины включает стадии, в которых вытесняют буровой раствор текучей средой с более высокой плотностью и затем цементируют. Во время вытеснения бурового раствора необсаженная колонна может быть чувствительной к повреждению, например, с образованием точки потери текучей среды, поскольку текучая среда с более высокой плотностью обусловливает положительное гидростатическое давление, которое, как правило, является более близким к давлению гидравлического разрыва пласта. Расширение диапазона плотности бурового раствора может благоприятно сокращать и/или устранять образование точки потери текучей среды во время вытеснения текучей среды и проведения работ по обсадке.
В дополнение, после того как обсадная колонна установлена в стволе скважины, местоположение в стволе скважины, где обсаженный ствол скважины переходит в необсаженный ствол скважины (например, в месте башмака обсадной колонны), может быть одним из самых слабых мест в стволе скважины (т.е. зоной с наибольшим потенциалом растрескивания и возможностью потери текучей среды в пласт). В некоторых операциях WSM вводят в ствол скважины сначала при более высокой концентрации для создания "прочного башмака" путем упрочнения части ствола скважины, на которой имеет место переход от обсаженного участка к необсаженному. Настоящее изобретение в некоторых вариантах осуществления предусматривает разработку текучих сред для упрочнения ствола скважины, которые могут быть способными образовывать башмаки с более высокой прочностью и более длительным сроком службы. Усиленные башмаки, которые упрочняют стволы скважин на переходе от обсаженного участка к необсаженному, дополнительно обеспечивают перечисленные выше преимущества, подобно способности
- 3 030624
надежно пробуривать более длинные интервалы ствола скважины.
Следует отметить, что, когда в начале списка численных значений стоит слово "около", это "около" модифицирует каждое число списка численных значений. Следует отметить, что в некоторых списках численных диапазонов некоторые перечисленные нижние пределы могут быть больше, чем некоторые перечисленные верхние пределы. Квалифицированному специалисту в этой области технологии будет понятно, что выбранная подгруппа потребует выбора верхнего предела, превышающего выбранный нижний предел.
Для простоты термин "испытательные упрочняющие ствол скважины материалы" (TWSM), как используемый здесь, имеет отношение к WSM, применяемым в связи с измерением характеристики пробки, включающей WSM, с помощью инструмента согласно настоящему изобретению. Далее, как используемый здесь, термин "разработанные упрочняющие ствол скважины материалы" (DWSM) имеет отношение к WSM, применяемым в текучих средах для упрочнения ствола скважины для использования в скважинных операциях на основе характеристики пробки, включающей TWSM (включая любое выведенное из нее значение, что более подробно описано ниже). Т.е. любой WSM может быть использован как TWSM или как DWSM.
Некоторые варианты исполнения могут включать измерение характеристики пробки, содержащей по меньшей мере один TWSM, с использованием устройства для закупоривания пор, в котором пробку заклинивают в перепускном канале инструмента согласно настоящему изобретению.
Как используемый здесь, термин "инструмент" имеет отношение к устройству, которое включает по меньшей мере один перепускной канал, протяженный от первого конца насквозь до противоположного конца устройства, где перепускной канал моделирует отверстие в подземном пласте (например, пору, трещину или микротрещину). Как применяемый здесь, термин "устройство для закупоривания пор" в основном имеет отношение к устройству и/или системе, способным прилагать дифференциальные давления вдоль перепускного канала инструмента таким образом, чтобы формировать пробку в перепускном канале, и/или прилагать дифференциальные давления к пробке, зажатой в перепускном канале инструмента, и более подробно описан ниже.
Перепускной канал в основном определяется входным отверстием, выходным отверстием и стенками. В некоторых вариантах исполнения перепускной канал может быть искусственным (например, обработанным на станке или созданным приложением давления к небольшому отверстию, сформированному в инструменте), естественным (например, естественной трещиной в образце керна), или их комбинацией (например, естественной трещиной, которую искусственно продлили, чтобы она имела как входное отверстие, так и выходное отверстие).
В некоторых вариантах исполнения входное и выходное отверстия могут иметь, по существу, одинаковую форму, но различаться по величине. В некоторых вариантах исполнения инструмент согласно настоящему изобретению может иметь перепускной канал с входным отверстием и выходным отверстием в форме щели (т.е., по существу, с прямоугольной формой, длина которой по меньшей мере в 50 раз больше ширины), искусственной или вручную сделанной трещины, или любым их сочетанием.
Подходящий инструмент согласно настоящему изобретению в некоторых вариантах исполнения может иметь искусственный перепускной канал с входным отверстием при наименьшем размере между около 1000 и около 6000 мкм, выходным отверстием с наименьшим размером между около 100 и около 300 мкм и длиной (т.е. расстоянием между входным отверстием и выходным отверстием) между около 5 и 20 см. Квалифицированному специалисту в этой области технологии при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением должно быть понятно, что размер и форма искусственного перепускного канала инструмента согласно настоящему изобретению могут зависеть, помимо всего прочего, от типа пласта, или микротрещин в пласте, где WSM может быть использован в операциях по упрочнению ствола скважины.
В порядке неограничивающего примера перепускной канал может представлять собой сужающуюся щель. Как правило, сужающаяся щель представляет собой искусственный перепускной канал со стенками, которые сужаются от размера и формы входного отверстия до размера и формы выходного отверстия. Сужение может быть под постоянным углом, под двумя или более углами с резким переходом между углами, под двумя или более углами с плавным переходом между углами (например, со скругленным переходом), или при любом их сочетании. Неограничивающий пример инструмента согласно настоящему изобретению, имеющего перепускной канал в виде сужающейся щели, иллюстрирован на фиг. 5 с поперечником в точке входа 2500 мкм и с поперечником в точке выхода 1000 мкм.
В некоторых вариантах исполнения стенки (или по меньшей мере одна стенка) перепускного канала в инструменте согласно настоящему изобретению может быть регулируемой таким образом, чтобы обеспечивать возможность изменения расстояния между противолежащими стенками. В зависимости от конфигурации регулируемых стенок входное отверстие и/или выходное отверстие также могут быть регулируемыми, чтобы предусматривать корректирование входного отверстия и/или выходного отверстия на наименьшую величину.
В некоторых вариантах исполнения инструмент согласно настоящему изобретению может включать обойму и вставку, способную функционально сопрягаться с обоймой. Инструмент согласно настоя- 4 030624
щему изобретению, включающий обойму и вставку, может благоприятно обеспечивать возможность изменения размеров перепускного канала с большей легкостью и с меньшими затратами. Кроме того, введение датчиков во вставку, как описано ниже, может благоприятно предусматривать более простое техническое обслуживание и уход за датчиками, в том числе замену датчика.
В некоторых вариантах исполнения измерение характеристики пробки, заклиненной в перепускном канале инструмента согласно настоящему изобретению, может быть достигнуто с использованием по меньшей мере одного датчика, связанного с инструментом. Связанный с инструментом датчик включает, но не ограничивается таковыми, датчик, встроенный по меньшей мере в один участок инструмента, датчик, встроенный по меньшей мере в один участок компонента инструмента, датчик, размещенный по меньшей мере на одном участке инструмента, датчик, размещенный по меньшей мере на одном участке компонента инструмента, или любое их сочетание.
Фиг. 6А-Е представляют иллюстрации в разрезе неограничивающих примеров конфигураций "инструмент/датчик", где заштрихованные участки иллюстрируют, по меньшей мере, некоторые места, где датчик может быть связан с инструментом. Фиг. 6А представляет вид инструмента в разрезе, иллюстрирующий, что датчик может быть встроен в инструмент поблизости от перепускного канала инструмента. Фиг. 6В представляет вид инструмента в разрезе, иллюстрирующий, что стенка перепускного канала может иметь размещенный на ней слой, с которым может быть связан датчик. Фиг. 6С представляет вид инструмента в разрезе, иллюстрирующий, что перепускной канал может иметь многочисленные слои, где датчик связан с иным слоем, нежели слой, ближайший к перепускному каналу. Фиг. 6D представляет вид инструмента в разрезе, иллюстрирующий инструмент, включающий обойму и вставку, где вставка имеет более чем один слой, и датчик может быть связан с иным слоем, нежели ближайший к перепускному каналу слой. Фиг. 6Е представляет вид инструмента в разрезе, иллюстрирующий инструмент, включающий обойму и вставку, где вставка имеет более чем один слой, и датчик может быть связан с ближайшим к перепускному каналу слоем.
Датчики, пригодные для применения в сочетании с инструментом согласно настоящему изобретению, могут включать, но не ограничиваются таковыми, динамометры, динамометрические датчики, пьезоэлектрические датчики, тензодатчики, термометры, температурные сенсоры, магнитные датчики, ультразвуковые датчики и тому подобные или любое их сочетание. Датчики для применения в связи с инструментом согласно настоящему изобретению могут быть в форме узлового датчика, матрицы узловых датчиков, проволочного датчика, пластинчатого датчика и тому подобного, любого их сочетания или любой комбинации их. Датчики для применения в сочетании с инструментом согласно настоящему изобретению могут сообщаться с выходным устройством (например, компьютером, устройством отображения, и тому подобным) по проводам, беспроводной связью или с помощью любой их комбинации.
Квалифицированному специалисту в этой области технологии при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением должно быть понятно, что многочисленные конфигурации этого инструмента согласно настоящему изобретению могут включать датчик в надлежащем местоположении. В качестве неограничивающего примера фиг. 7А, 7В включают вид в разрезе и вид сверху, соответственно, инструмента, имеющего многочисленные узловые датчики, встроенные в инструмент поблизости от перепускного канала инструмента таким образом, что многочисленные датчики размещены в виде правильной матрицы по высоте и ширине двух длинных стенок, образующих перепускной канал, который имеет продолговатое поперечное сечение. В порядке еще одного неограничивающего примера фиг. 7C, 7D включают вид в разрезе и вид сверху, соответственно, инструмента, включающего обойму и вставку, где вставка имеет два слоя с многочисленными датчиками, встроенными в слой вставки, приближенный к перепускному каналу инструмента.
Надлежащие характеристики пробки, которые могут быть измерены в инструменте согласно настоящему изобретению, могут включать, но не ограничиваются таковыми, нормальное давление пробки и/или нормальное смещение пробки. Как используемый здесь, термин "нормальное давление пробки" имеет отношение к давлению, которое пробка, которая заклинена в перепускном канале, оказывает на стенки перепускного канала инструмента согласно настоящему изобретению. Следует отметить, что "нормальное давление пробки" не ограничивается давлением, прилагаемым только под углом 90° к стенке перепускного канала, но, скорее, представляет собой более общее понятие, относящееся к давлению под любым углом, которое пробка прилагает к стенке перепускного канала. Как применяемый здесь, термин "нормальное смещение пробки" имеет отношение к максимальному расстоянию, на которое стенка перепускного канала инструмента согласно настоящему изобретению смещается пробкой, заклиненной в перепускном канале, при данном давлении и/или дифференциальном давлении.
Некоторые варианты исполнения могут включать измерение нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки при многочисленных дифференциальных давлениях, которые пробка оказывает по направлению перепускного канала. Фиг. 8А представляет неограничивающую иллюстрацию пробки, заклиненной в перепускном канале инструмента, имеющего датчики, где датчики способны измерять нормальное давление пробки при данном дифференциальном давлении, оказываемом по направлению перепускного канала, где давление в сторону выходного отверстия перепускного канала является более высоким, чем давление в сторону входного отверстия перепускного канала. Фиг. 8В представляет
- 5 030624
неограничивающую иллюстрацию пробки, заклиненной в перепускном канале инструмента, имеющего датчики, где датчики способны измерять нормальное смещение пробки при данном дифференциальном давлении, оказываемом по направлению перепускного канала, где давление в сторону выходного отверстия перепускного канала является более высоким, чем давление в сторону входного отверстия перепускного канала.
Пригодные материалы, из которых могут быть сформированы инструмент согласно настоящему изобретению или его часть (например, участок вставки, обойма или покрытие), могут включать, но не ограничиваются таковыми, металл (например, нержавеющую сталь), пробку, искусственную пробку, образец керна, искусственный керн, песчаник, керамический материал, смолу, полимеры, полимерные композиты, эпоксидную смолу или любую комбинацию их. Поскольку датчики, используемые в связи с настоящим изобретением, в основном измеряют силы, действующие на стенку перепускного канала инструмента, материал между датчиком и поверхностью стенки в некоторых вариантах исполнения преимущественно может быть деформируемым, обратимо или необратимо. Подходящие деформируемые материалы могут включать, но не ограничиваются таковыми, пробку, искусственную пробку, смолы, полимеры, полимерные композиты, эпоксидные смолы, или любую комбинацию их.
В некоторых вариантах исполнения материал, который формирует инструмент согласно настоящему изобретению или его часть, может иметь проницаемость, варьирующую от нижнего предела, соответствующего непроницаемости, 1, 10, 25, 50, 100 или 500 нД и до верхнего предела около 10, 1 мД, 500, 100, 10 мкД или 500 нД, и причем проницаемость может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела, и охватывает любой поддиапазон между ними. В порядке неограничивающего примера, инструмент из нержавеющей стали может быть непроницаемым, тогда как инструмент, выполненный из песчаника, может иметь проницаемость около 10 мД. Квалифицированному специалисту в этой области технологии при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением должно быть понятно, что выбор проницаемости материала, который образует инструмент, может зависеть, помимо всего прочего, от типа пласта, или от микротрещин в пласте, где WSM может быть использован в операциях по упрочнению ствола скважины.
Как правило, способы согласно настоящему изобретению в некоторых вариантах исполнения включают стадии, в которых формируют пробку из TWSM в инструменте согласно настоящему изобретению, и затем прилагают давление или дифференциальное давление к пробке, в то же время измеряя нормальное давление пробки и/или нормальное смещение пробки для пробки из TWSM. В некоторых вариантах исполнения измерение нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки может происходить во время формирования пробки.
В качестве неограничивающего примера формирование пробки может включать применение устройства для закупоривания пор, один неограничивающий пример которого иллюстрирован в фиг. 9, включающего последовательно камеру для образца с объемом 500 мл, имеющую подвижный поршень, инструмент, имеющий проходящий через него перепускной канал с датчиком вдоль перепускного канала, и устройство для сбора фильтрата, если проводят тестирование (иллюстрированное в фиг. 9 как состоящее из опор, резервуара для фильтрата, крышки и клапана). Как показано в фиг. 9, камеру для образца позиционируют так, что давление может быть приложено снизу, чтобы вдавить образец в резервуар для образца через перепускной канал и собрать фильтрат в расположенном выше резервуаре для фильтрата. Эта перевернутая конфигурация может содействовать тому, чтобы предотвратить участие компонентов текучей среды для упрочнения ствола скважины, которые осаждаются во время статического испытания, в действии TWSM. Формирование пробки в устройстве для закупоривания пор в основном может быть достигнуто пропусканием текучей среды, содержащей изучаемый TWSM, через надлежащий инструмент при повышенных дифференциальных давлениях, пока не сформируется пробка, т.е. пока вся текучая среда (например, глинистый раствор, включающий текучие среды и твердые компоненты) в целом уже больше не сможет проходить через инструмент.
Как только пробка из TWSM сформирована в инструменте согласно настоящему изобретению, некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут предусматривать приложение давления или дифференциального давления к пробке из TWSM в устройстве для закупоривания пор; и измерение нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки из TWSM. В некоторых вариантах исполнения приложение давления к пробке из TWSM может быть выполнено в том же устройстве для закупоривания пор, или в ином устройстве для закупоривания пор. Кроме того, в некоторых вариантах исполнения приложение давления к пробке из TWSM может быть выполнено с помощью иной текучей среды, нежели текучая среда для упрочнения ствола скважины, например буровым раствором или базовой текучей средой бурового раствора. Применение еще одной текучей среды, в особенности текучей среды, не содержащей TWSM, может быть благоприятным для лучшего анализа характеристик пробки в отношении упрочнения ствола скважины.
В качестве неограничивающего примера после того, как пробка сформирована в инструменте, в устройство для закупоривания пор может быть загружен буровой раствор, который не содержит TWSM. Давление может быть приложено снизу, как было описано ранее, с интервалами в 100 psi (689,4 кПа), как иллюстрировано в фиг. 9. При каждом интервале могут быть измерены нормальное давление пробки
- 6 030624
и/или нормальное смещение пробки. В альтернативном варианте, нормальное давление пробки и/или нормальное смещение пробки могут измеряться непрерывно, т.е. во время повышения давления и поддерживания постоянного давления. Как показано на фиг. 9, приложение давления или дифференциального давления продолжают до давления, при котором пробка разрушается, т.е. давления, при котором пробка позволяет всему буровому раствору проходить через сужающуюся щель. Следует отметить, что, как описано в этом примере, испытание давления пробки включает тестирование инструмента в устройстве для закупоривания пор, в котором сформирована пробка. Однако в некоторых вариантах исполнения инструмент может быть перенесен во второе устройство для закупоривания пор для испытания после того, как пробка была сформирована.
Квалифицированному специалисту в этой области технологии при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением должны быть понятны многообразные пригодные процедуры приложения давления для создания давления или дифференциального давления на пробку, с измерением в то же время нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки. Примеры пригодных процедур приложения давления могут включать, но не ограничиваются таковыми, равномерное повышение давления или дифференциального давления, экспоненциальное повышение давления или дифференциального давления, ступенчатое повышение давления или дифференциального давления, равномерное снижение давления или дифференциального давления, экспоненциальное снижение давления или дифференциального давления, ступенчатое снижение давления или дифференциального давления, или любое их сочетание, или любую комбинацию их. В порядке неограничивающего примера фиг. 10А-10С представляют иллюстрации пригодных процедур приложения давления, которые могут быть применены для пробки, с измерением в то же время нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки.
Фиг. 10А иллюстрирует процедуру приложения давления, включающую, по порядку, постоянное давление при начальном пластовом давлении (равном давлению гидравлического разрыва пласта), равномерное повышение давления и затем выдерживание постоянного давления, равномерное повышение давления и затем выдерживание постоянного давления, равномерное снижение давления и затем выдерживание постоянного давления, равномерное повышение давления и затем выдерживание постоянного давления, и, наконец, равномерное снижение давления и затем выдерживание постоянного давления, большего, чем начальное пластовое давление.
Фиг. 10В иллюстрирует процедуру приложения давления, включающую, по порядку, начиная от начального пластового давления (равного давлению гидравлического разрыва пласта), экспоненциальное повышение и затем экспоненциальное снижение до постоянного давления, большего, чем давление образования пор, равномерное снижение давления и затем выдерживание постоянного давления при давлении образования пор и, наконец, экспоненциальное повышение и затем экспоненциальное снижение до постоянного давления, большего, чем пластовое давление. Эта процедура приложения давления и прочие ей подобные может эффективно моделировать пиковые повышения давления, которые могут происходить в стволе скважины, например, когда включаются насосы.
Фиг. 10С иллюстрирует процедуру приложения давления, включающую, по порядку, начиная от начального пластового давления (равного давлению гидравлического разрыва пласта), кратковременное выдерживание постоянного давления с последующим экспоненциальным повышением давления, еще одно выдерживание постоянного давления, затем экспоненциальное повышение давления с последующим более длительным выдерживанием постоянного давления, затем снижение давления в равномерном режиме и затем повторение процедуры приложения давления. Повторение в пределах процедуры приложения давления может обеспечить понимание выносливости пробки, включающей TWSM.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут включать формирование пробки из TWSM в устройстве для закупоривания пор; приложение давления или дифференциального давления к пробке из TWSM в устройстве для закупоривания пор; и измерение нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки из TWSM. Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут предусматривать формирование пробки из TWSM в устройстве для закупоривания пор; приложение серии давлений или дифференциальных давлений к пробке из TWSM в устройстве для закупоривания пор; и измерение нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки из TWSM по меньшей мере для одного из давлений или дифференциальных давлений в серии.
В некоторых вариантах исполнения нормальное давление пробки и/или нормальное смещение пробки могут быть использованы для расчета многочисленных значений, применимых к упрочнению ствола скважины, например, длительного повышенного кольцевого напряжения, сопротивления пробки сжатию, сопротивления пробки сдвигу, и любой комбинации их. В качестве неограничивающего примера, характеристики пробки могут быть применены для расчета диапазона кольцевых напряжений в стволе скважины, при которых может действовать пробка из WSM с данным составом. Например, нормальное давление пробки может быть прямо пропорциональным кольцевому напряжению в забойной зоне ствола скважины, т.е. повышение нормального давления пробки может проявляться в возрастании кольцевого напряжения в забойной зоне ствола скважины. Кроме того, сопротивление пробки сжатию также может быть пропорциональным нормальному давлению пробки и/или нормальному смещению пробки.
- 7 030624
В некоторых вариантах исполнения нормальное давление пробки, нормальное смещение пробки, и/или значения, применимые для упрочнения ствола скважины, могут быть использованы, по меньшей мере частично, для определения относительной способности ствола скважины к упрочнению для данного TWSM. Используемый здесь термин "относительный" как таковой относится к характеристикам способности ствола скважины к упрочнению, имеющим отношение как к относительному сравнению между двумя или более TWSM, так и к сравнению одного или более TWSM для масштаба упрочнения ствола скважины. Поскольку нормальное давление пробки, нормальное смещение пробки и/или значения, применимые для упрочнения ствола скважины, и, следовательно, относительные значения упрочнения ствола скважины зависят, помимо всего прочего, от конфигурации перепускного канала и материала инструмента, масштаб характеристик упрочнения ствола скважины может быть зависимым, помимо всего прочего, от конфигурации перепускного канала и материала(ов), из которых изготовлен инструмент или его компонент.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут включать определение относительного значения упрочнения ствола скважины для TWSM на основе, по меньшей мере частично, нормального давления пробки, нормального смещения пробки, и/или значений, применимых для упрочнения ствола скважины. Кроме того, если измерения нормального давления пробки и/или нормального смещения пробки выполняют при многочисленных давлениях и/или дифференциальных давлениях, то многочисленные нормальные давления пробки, нормальные смещения пробки, и/или значения, применимые для упрочнения ствола скважины, могут быть использованы для определения относительного значения упрочнения ствола скважины для TWSM.
Как правило, нормальное давление пробки, нормальное смещение пробки, и/или значения, применимые для упрочнения ствола скважины пробкой из TWSM, и/или относительная способность ствола скважины к упрочнению для TWSM, могут быть применены для разработки текучих сред для упрочнения ствола скважины и/или добавок для упрочнения ствола скважины.
В некоторых вариантах исполнения текучие среды для упрочнения ствола скважины и/или упрочняющие ствол скважины добавки могут включать DWSM, которые являются такими же, как TWSM, или отличаются от них. Сходства и различия могут быть по составу, концентрации, относительной концентрации, когда используют два или более WSM, распределению по величине и т.п. или по любой их комбинации. В качестве неограничивающего примера TWSM может включать углеродные волокна с аспектным отношением (длины к ширине) около 15 в комбинации с частицами кремнезема со средним диаметром около 250 мкм, тогда как DWSM разработанной добавки для упрочнения ствола скважины может включать углеродные волокна с аспектным отношением около 15 в комбинации с частицами кремнезема со средним диаметром около 500 мкм. В порядке еще одного неограничивающего примера серия TWSM может включать волокна из района (вискозы) с различающимися относительными концентрациями упругого графитированного углерода и размолотой скорлупы грецких орехов, тогда как DWSM разработанной текучей среды для упрочнения ствола скважины может включать волокна из района с различающимися относительными концентрациями упругого графитированного углерода и размолотой скорлупы грецких орехов в неиспытанной относительной концентрации.
Некоторые варианты исполнения могут включать введение текучей среды для упрочнения ствола скважины (или добавки для упрочнения ствола скважины) по меньшей мере в один интервал ствола скважины, проходящий сквозь подземный пласт, где текучая среда для упрочнения ствола скважины (или добавка для упрочнения ствола скважины) включает DWSM. Некоторые варианты исполнения могут предусматривать введение текучей среды для упрочнения ствола скважины (или добавки для упрочнения ствола скважины), включающей DWSM, в проходящий сквозь подземный пласт интервал ствола скважины таким образом, чтобы создавать упрочненный интервал ствола скважины.
Некоторые варианты исполнения могут включать упрочнение по меньшей мере одного участка ствола скважины во время операции бурения, т.е. при пробуривании по меньшей мере одного участка ствола скважины, пронизывающего подземный пласт. В некоторых вариантах исполнения буровой раствор может включать базовую текучую среду и DWSM. В некоторых вариантах исполнения буровой раствор может включать базовую текучую среду и разработанную добавку для упрочнения ствола скважины. Подходящие базовые текучие среды для буровых растворов включают базовые текучие среды, пригодные для текучей среды для упрочнения ствола скважины, и дополнительно предусмотрены здесь.
Некоторые варианты исполнения могут включать бурение ствола скважины до, после и/или во время упрочнения ствола скважины. В некоторых вариантах исполнения буровой раствор, не содержащий DWSM, может быть использован до или после текучей среды для упрочнения ствола скважины (или добавки для упрочнения ствола скважины), включающей DWSM. В таких вариантах исполнения текучие среды, последовательно введенные в ствол скважины, могут иметь одинаковые или различные составы, и/или одинаковые или различные характеристики, например плотность и/или вес. Некоторые варианты исполнения могут предусматривать, по существу, удаление, например вымывание, текучей среды (или добавки) из ствола скважины перед введением следующей текучей среды. Некоторые варианты исполнения могут включать изменение текучей среды в процессе обработки, чтобы обеспечить упрочнение ствола скважины с помощью DWSM, как необходимо.
- 8 030624
В некоторых вариантах исполнения буровой раствор, применяемый после упрочнения ствола скважины с помощью DWSM, может иметь повышенную эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора относительно бурового раствора, используемого до упрочнения ствола скважины. Как применяемая здесь, эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора имеет отношение к эффективной плотности, влияние которой на пласт оказывает циркулирующая текучая среда, которая принимает в расчет падение давления в затрубном пространстве у рассматриваемого места. Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора может зависеть от разнообразных параметров, включающих, но не ограничивающихся таковыми, вязкость бурового раствора, производительность насосной установки, вес бурового раствора, размер затрубного пространства и любую комбинацию их. Упрочнение ствола скважины повышает напряжения в забойной зоне ствола скважины, например, окружные напряжения, которые могут обеспечивать возможность поддерживания более широкого диапазона плотности бурового раствора.
В некоторых вариантах исполнения буровой раствор, применяемый после упрочнения ствола скважины с помощью DWSM, может иметь увеличенный вес бурового раствора сравнительно с буровым раствором, используемым до упрочнения ствола скважины.
В некоторых вариантах исполнения вес бурового раствора может варьировать от величин веса бурового раствора, соответствующих примерно поровому давлению, до величин веса бурового раствора, соответствующих приблизительно давлению гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариантах исполнения величины веса бурового раствора, соответствующие поровому давлению, могут варьировать от около 2 ppg (фунтов на галлон) (0,24 кг/л) до около 20 ppg (2,4 кг/л). Величины веса бурового раствора, соответствующие давлению гидравлического разрыва пласта, могут быть определены испытанием фильтрационных свойств пласта, которое является общеизвестным для квалифицированного специалиста в этой области технологии, когда выполняется для определения максимального давления, которое может выдержать пласт.
Упрочняющие ствол скважины материалы и текучие среды для упрочнения ствола скважины.
Материалы WSM, пригодные для применения в связи с изобретением, могут включать, но не ограничиваются таковыми, дисперсные материалы, волокна и любую комбинацию их. Дисперсный материал и/или волокно могут быть природными или искусственными, разложимыми или неразложимыми, и их смесями. Должно быть понятно, что термин "дисперсный материал" или "частица", как используемый здесь, включает все известные формы материалов, в том числе, по существу, сферические материалы, мелкозазубренные материалы, материалы с малым аспектным отношением, многогранные материалы (такие как кубические материалы), дискообразные, их сочетания и любую комбинацию их. Должно быть понятно, что термин "волокно", как применяемый здесь, включает все известные формы материалов с аспектными отношениями от средних до высоких, в том числе нити и совокупности нитей. В некоторых вариантах исполнения аспектное отношение волокна может варьировать от нижнего предела около 5, 10 или 25, до неограниченного верхнего предела. В то время как верхний предел аспектного отношения представляется неограниченным, аспектное отношение применимых волокон может варьировать от нижнего предела около 5, 10 или 25 до верхнего предела около 10000, 5000, 1000, 500 или 100, и причем аспектное отношение может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела, и охватывает любой поддиапазон между ними. В некоторых вариантах исполнения длина волокна может варьировать от нижнего предела около 150, 250, 500 или 1000 мкм до верхнего предела около 6000, 5000, 2500 или 1000, и причем длина волокна может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любой поддиапазон между ними. Волокна могут быть набухающими, т.е. увеличиваться в объеме при поглощении растворителя. Волокна могут представлять собой агрегаты нитей, где агрегат может иметь или может не иметь аспектное отношение от среднего до высокого.
В некоторых вариантах исполнения по меньшей мере один дисперсный материал может быть использован в комбинации по меньшей мере с одним волокном в текучей среде для упрочнения ствола скважины. Подходящие дисперсные материалы и/или волокно могут включать такие, которые содержат материалы, пригодные для применения в подземном пласте, включающие, но не ограничивающиеся таковыми, любой известный материал для борьбы с потерей циркуляции, материал для борьбы с поглощением бурового раствора, добавку для регулирования поглощения текучей среды, добавку в буровой раствор для избирательной закупорки, закупоривающий материал и тому подобные и любую комбинацию их. Примеры пригодных материалов могут включать, но не ограничиваются таковыми, песок, глинистый сланец, размолотый мрамор, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, металлические гранулы, высокопрочные синтетические волокна, упругий графитированный углерод, целлюлозные хлопья, древесину, смолы, полимерные материалы (сшитые или иные), политетрафторэтиленовые материалы, кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смоляные дисперсные материалы, содержащие кусочки ореховой скорлупы, кусочки оболочек семян, отвержденные смоляные дисперсные материалы, содержащие кусочки оболочек семян, кусочки фруктовых косточек, отвержденные смоляные дисперсные материалы, содержащие кусочки фруктовых косточек, композитные материалы и любую комбинацию их. Подходящие композитные материалы могут включать связующий материал и материал наполнителя, причем пригодные материалы наполнителя включают кремнезем, глинозем, пирогенный углерод, сажу,
- 9 030624
графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, сплошное стекло и любую их комбинацию.
В некоторых вариантах исполнения дисперсные материалы и/или волокна могут включать разложимый материал. Неограничивающие примеры пригодных разложимых материалов, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются таковыми, разложимые полимеры (сшитые или иные), обезвоженные соединения и/или смеси двух из них. При выборе надлежащего разложимого материала следует принимать во внимание продукты разложения, которые будут образовываться. Что касается разложимых полимеров, полимер считается здесь "разложимым", если разложение, помимо прочего, происходит в результате химического и/или радикального процесса, такого как гидролиз, окисление, ферментативная деградация, или распад под действием УФ-излучения. Полимеры могут представлять собой гомополимеры, статистические, линейные, сшитые, блок-сополимеры, привитые сополимеры, и звездообразные и гиперразветвленные полимеры. Такие пригодные полимеры могут быть получены реакциями поликонденсации, способами полимеризации с раскрытием цикла, свободнорадикальной полимеризации, анионной полимеризации, карбокатионной полимеризации, и координационной полимеризации с раскрытием цикла, и любым иным подходящим способом. Конкретные примеры пригодных полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза; хитин; хитозан; белки; ортоэфиры; алифатические сложные полиэфиры; полилактид; полигликолид; поли-е-капролактон; полигидроксибутират; полиангидриды; алифатические поликарбонаты; полиортоэфиры; полиаминокислоты; полиэтиленоксид; полифосфазены и любую комбинацию их. Из этих пригодных полимеров предпочтительны алифатические сложные полиэфиры и полиангидриды. Обезвоженные соединения могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением в качестве разложимого твердого дисперсного материала. Обезвоженное соединение пригодно для использования в настоящем изобретении, если оно будет разлагаться со временем по мере его повторной гидратации. Например, может быть пригодным дисперсный твердый безводный боратный материал, который разлагается с течением времени. Конкретные примеры дисперсных твердых безводных боратных материалов, которые могут быть использованы, включают, но не ограничиваются таковыми, безводный тетраборат натрия (также известный как безводная бура) и безводную борную кислоту. Разложимые материалы также могут быть объединены или смешаны. Одним примером пригодной смеси материалов является смесь полимолочной кислоты и бората натрия, когда смешение кислоты и основания могло бы приводить к нейтральному раствору, где это желательно. Еще один пример включал бы смесь полимолочной кислоты и борного ангидрида, смесь карбоната кальция и полимолочной кислоты, смесь оксида магния и полимолочной кислоты, и тому подобные. В определенных предпочтительных вариантах исполнения разложимый материал представляет собой карбонат кальция плюс полимолочную кислоту. Где применяют смесь, включающую полимолочную кислоту, в определенных предпочтительных вариантах исполнения полимолочная кислота присутствует в смеси в стехиометрическом количестве, например, где используют смесь карбоната кальция и полимолочной кислоты, смесь включает две части полимолочной кислоты на каждую часть карбоната кальция. Также могут быть пригодными прочие смеси, которые подвергаются необратимому разложению, если продукты распада не оказывают нежелательного вредного воздействия как на проводимость фильтрационного осадка, так и на добычу любой текучей среды из подземного пласта.
Конкретные примеры пригодных дисперсных материалов могут включать, но не ограничиваются таковыми, порошки BARACARB® (размолотый мрамор, производимый фирмой Halliburton Energy Services, Inc.), включающие продукты BARACARB® 5, BARACARB® 25, BARACARB® 150, BARACARB® 600, BARACARB® 1200; порошки STEELSEAL® (упругий графитированный углерод, производимый фирмой Halliburton Energy Services, Inc.), включающие порошки STEELSEAL®, STEELSEAL® 50, STEELSEAL® 150, STEELSEAL® 400 и STEELSEAL® 1000; порошки WALL-NUT® (размолотая скорлупа грецких орехов, производимая фирмой Halliburton Energy Services, Inc.), включающие продукты WALL-NUT® M, крупнозернистый WALL-NUT®, средний WALL-NUT® и мелкозернистый WALL-NUT®; продукты BARAPLUG® (соляные частицы заданного размера, производимые фирмой Halliburton Energy Services, Inc.), включающие BARAPLUG® 20, BARAPLUG® 50 и BARAPLUG® 3/300; BARAFLAKE® (карбонат кальция и полимеры, производимые фирмой Halliburton Energy Services, Inc.) и т.п. и любую их комбинацию.
Дополнительные примеры пригодных волокон могут включать, но не ограничиваются таковыми, волокна целлюлозы, включающие вискозные целлюлозные волокна, покрытые маслом целлюлозные волокна, и волокна, происходящие из растительного продукта, такие как бумажные волокна; углерод, в том числе углеродные волокна; обработанные в расплаве неорганические волокна, включающие базальтовые волокна, волластонитовые волокна, неаморфные металлические волокна, металлоксидные волокна, смешанные металлоксидные волокна, керамические волокна, и стеклянные волокна; полимерные волокна, включающие полипропиленовые волокна и волокна из полиакрилонитрила; металлоксидные волокна; смешанные металлоксидные волокна и тому подобные и любую комбинацию их. Примеры также могут включать, но не ограничиваются таковыми, PAN-волокна, т.е. полученные из полиакрилонитрила углеродные волокна; волокна PANEX® (углеродные волокна, производства фирмы Zoltek), включающие
- 10 030624
продукты PANEX® 32, PANEX® 35-0.125" и PANEX® 35-0.25"; PANOX® (окисленные PAN-волокна, производства фирмы SGL Group); волокна из района, включающие BDF™ 456 (вискозные волокна, производства фирмы Halliburton Energy Services, Inc.); полилактидные волокна ("PLA"); глиноземные волокна; целлюлозные волокна; волокна BAROFIBRE®, включающие продукты BAROFIBRE® и BAROFIBRE® С (целлюлозное волокно, производства фирмы Halliburton Energy Services, Inc.) и тому подобные и любую комбинацию их.
В некоторых вариантах исполнения концентрация дисперсного WSM в текучей среде для упрочнения ствола скважины (или в буровом растворе) может варьировать от нижнего предела около
0,01 фунта/баррель ("РРВ") (0,028 кг/м3), 0,05 РРВ (0,14 кг/м3), 0,1 РРВ (0,28 кг/м3), 0,5 РРВ (1,4 кг/м3), 1 РРВ (2,85 кг/м3), 3 РРВ (8,55 кг/м3), 5 РРВ (14,25 кг/м3), 10 РРВ (28,5 кг/м3), 25 РРВ (71,25 кг/м3) или 50 РРВ (142,5 кг/м3) до верхнего предела около 150 РРВ (427,5 кг/м3), 100 РРВ (285,3 кг/м3), 75 РРВ (213,8 кг/м3), 50 РРВ (142,5 кг/м3), 25 РРВ (71,25 кг/м3), 10 РРВ (28,5 кг/м3), 5 РРВ (14,25 кг/м3), 4 РРВ (11,4 кг/м3), 3 РРВ (8,55 кг/м3), 2 РРВ (5,7 кг/м3), 1 РРВ (2,85 кг/м3), или 0,5 РРВ (1,4 кг/м3), и причем концентрация дисперсного WSM может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любой поддиапазон между ними. В некоторых вариантах исполнения концентрация волоконного WSM в текучей среде для упрочнения ствола скважины (или в буровом растворе) может варьировать от нижнего предела около 0,01 РРВ (0,028 кг/м3), 0,05 РРВ (0,14 кг/м3), 0,1 РРВ (0,28 кг/м3), 0,5 РРВ (1,4 кг/м3), 1 РРВ (2,85 кг/м3), 3 РРВ (8,55 кг/м3), 5 РРВ (14,25 кг/м3), или 10 РРВ (28,5 кг/м3) до верхнего предела около 120 РРВ (342 кг/м3), 100 РРВ (285,3 кг/м3), 75 РРВ (213,8 кг/м3), 50 РРВ (142,5 кг/м3), 20 РРВ (57 кг/м3), 10 РРВ (28,5 кг/м3), 5 РРВ (14,25 кг/м3), 4 РРВ (11,4 кг/м3), 3 РРВ (8,55 кг/м3), 2 РРВ (5,7 кг/м3), 1 РРВ (2,85 кг/м3), или 0,5 РРВ (1,4 кг/м3), и причем концентрация волоконного WSM может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любой поддиапазон между ними. Квалифицированному специалисту в этой области технологии при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением должно быть понятно, что концентрации дисперсного и/или волоконного WSM могут влиять на вязкость текучей среды для упрочнения ствола скважины, и поэтому должны регулироваться для обеспечения надлежащей подачи указанного дисперсного и/или волоконного WSM в ствол скважины.
Подходящие текучие среды для суспендирования WSM и пригодные базовые текучие среды для применения в связи с настоящим изобретением могут включать текучие среды на масляной основе, текучие среды на водной основе, смешивающиеся с водой текучие среды, эмульсии "вода-в-масле", или эмульсии "масло-в-воде". Пригодные текучие среды на масляной основе могут включать алканы, олефины, ароматические органические соединения, циклические алканы, парафины, дизельные фракции, минеральные масла, десульфированные гидрированные керосины и любую комбинацию их. Пригодные текучие среды на водной основе могут включать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенные в ней соли), рассол (например, насыщенный водный раствор соли), морскую воду, и любую комбинацию их. Пригодные смешивающиеся с водой текучие среды могут включать, но не ограничиваются таковыми, спирты, например метанол, этанол, н-пропанол, изопропанол, н-бутанол, втор-бутанол, изобутанол и трет-бутанол; глицерины; гликоли, например полигликоли, пропиленгликоль и этиленгликоль; полигликольамины; полиолы; любые их производные; любые в комбинации с солями, например хлоридом натрия, хлоридом кальция, бромидом кальция, бромидом цинка, карбонатом калия, формиатом натрия, формиатом калия, формиатом цезия, ацетатом натрия, ацетатом калия, ацетатом кальция, ацетатом аммония, хлоридом аммония, бромидом аммония, нитратом натрия, нитратом калия, нитратом аммония, сульфатом аммония, нитратом кальция, карбонатом натрия, карбонатом калия и любой комбинацией их; любые в комбинации с текучей средой на водной основе и любую комбинацию их. Пригодные эмульсии вода-в-масле, также известные как обратные эмульсии масло-вводе, могут иметь отношение от нижнего предела более чем около 50:50, 55:45, 60:40, 65:35, 70:30, 75:25 или 80:20 до верхнего предела менее чем около 100:0, 95:5, 90:10, 85:15, 80:20, 75:25, 70:30 или 65:35 по объему, в расчете на базовую обрабатывающую текучую среду, где количество может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела, и охватывает любой поддиапазон между ними. Примеры пригодных обратных эмульсий включают такие, которые представлены в патентах США № 5905061, 5977031 и 6828279, каждый из которых включен здесь ссылкой. Следует отметить, что в отношении эмульсий вода-в-масле и масло-в-воде, может быть применена любая смесь вышеуказанных материалов, включая воду, которая представляет собой смешивающуюся с водой текучую среду. В некоторых вариантах исполнения текучая среда для упрочнения ствола скважины (или буровой раствор) необязательно может содержать полярную органическую молекулу. В некоторых вариантах исполнения добавление полярной органической молекулы к текучей среде на масляной основе может благоприятно повышать эффективность действия WSM в ней. Полярные органические молекулы могут представлять собой любые молекулы с диэлектрической постоянной более, чем около 2, например, простой диэтиловый эфир (диэлектрическая постоянная 4,3), этиламин (диэлектрическая постоянная 8,7), пиридин (диэлектрическая постоянная 12,3) и ацетон (диэлектрическая постоянная 20,7). Полярные органические молекулы, пригодные для применения в настоящем изобретении, могут включать любую полярную ор- 11 030624
ганическую молекулу, включающую протонные и апротонные органические молекулы. Пригодные протонные молекулы могут включать, но не ограничиваются таковыми, органические молекулы по меньшей мере с одной функциональной группой, из ряда спиртов, альдегидов, кислот, аминов, амидов, тиолов и любую комбинацию их. Пригодные апротонные молекулы могут включать, но не ограничиваются таковыми, органические молекулы по меньшей мере с одной функциональной группой, из ряда сложных эфиров, простых эфиров, нитритов, нитрилов, кетонов, сульфоксидов, галогенидов и любую комбинацию их. Пригодные полярные органические молекулы могут представлять собой циклические соединения, включающие, но не ограничивающиеся таковыми, пиррол, пиридин, фуран, любое их производное и любую комбинацию их. Пригодные полярные органические молекулы могут включать органическую молекулу с многочисленными функциональными группами, в том числе совокупностями протонных и апротонных групп. В некоторых вариантах исполнения буровой раствор может включать многообразные полярные органические молекулы. В некоторых вариантах исполнения полярная органическая молекула может присутствовать в текучей среде для упрочнения ствола скважины (или в буровом растворе) в количестве от нижнего предела около 0,01, 0,1, 0,5, 1, 5 или 10% до верхнего предела около 100, 90, 75, 50, 25, 20, 15, 10, 5, 1, 0,5 или 0,1 об.% относительно текучей среды для упрочнения ствола скважины (или бурового раствора), и причем концентрация полярной органической молекулы может варьировать от любого нижнего предела до любого верхнего предела, и охватывает любой поддиапазон между ними.
В некоторых вариантах исполнения в текучие среды для упрочнения ствола скважины (или в буровые растворы) необязательно могут быть включены прочие добавки. Примеры таких добавок могут включать, но не ограничиваются таковыми, соли, утяжелители, инертные твердые материалы, добавки для регулирования поглощения текучей среды, эмульгаторы, диспергаторы, ингибиторы коррозии, разжижители эмульсий, загустители эмульсий, повышающие вязкость добавки, поверхностно-активные вещества, дисперсные материалы, проппанты, материалы для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования величины рН, пенообразователи, деэмульгаторы, биоциды, сшивающие реагенты, стабилизаторы, хелатирующие реагенты, ингибиторы образования отложений, газ, сорастворители, окислители, восстановители, и любую комбинацию их. Специалисту с обычной квалификацией в этой области технологии, при благоприятной возможности ознакомиться с настоящим изобретением, будет понятно, когда добавка должна быть введена в текучую среду для упрочнения ствола скважины и/или в буровой раствор, а также какое надлежащее количество указанной добавки должно быть введено.
Поэтому настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также таких, которые изначально присущи ему. Раскрытые выше конкретные варианты исполнения являются только иллюстративными, так что настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике отличными, но эквивалентными путями, как представится квалифицированным специалистам в этой области технологии, имеющим благоприятную возможность ознакомиться с его указаниями. Кроме того, не предполагаются никакие ограничения в отношении показанных здесь деталей конструкции или проектирования, иные, нежели описанные в пунктах приведенной ниже патентной формулы. Поэтому очевидно, что раскрытые выше конкретные иллюстративные варианты исполнения могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все такие вариации рассматриваются входящими в пределы области и смысла настоящего изобретения. Иллюстративно раскрытое здесь изобретение может быть надлежащим образом реализовано на практике в отсутствие любого элемента, который не является конкретно раскрытым здесь, и/или любого необязательного элемента, представленного здесь. В то время как составы и способы описаны в терминах "включающий", "содержащий" или "включающий в себя" разнообразные компоненты или стадии, составы и способы также могут "состоять по существу из" или "состоять из" разнообразных компонентов и стадий. Все представленные выше числа и диапазоны могут варьировать до некоторой степени. Всякий раз, когда раскрыт численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, являются конкретно раскрытыми любое численное значение и любой включенный диапазон, попадающие в пределы диапазона. В частности, каждый раскрытый здесь диапазон значений (в форме "от около "а" до около "b", или эквивалентно "приблизительно от "а" до "b"), или эквивалентно "приблизительно от a-b") следует понимать как представляющий каждые число и диапазон, охватываемый пределами более широкого диапазона значений. Кроме того, термины в пунктах патентной формулы имеют свое очевидное, ординарное значение, если определенно не оговорено иное и ясно не определено патентовладельцем. Если имеется любое противоречие в использовании слова или термина в этом описании и в одном или более патентах или прочих документах, которые могут быть включены здесь ссылкой, должны приниматься определения, которые согласуются с настоящим описанием.
- 12 030624

Claims (21)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержащий этапы, на которых
    создают текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал;
    пропускают текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойств текучей
    среды, включающего по меньшей мере один датчик, приближенный к перепускному каналу, таким образом, чтобы сформировать пробку, которая включает упрочняющий ствол скважины материал в перепускном канале;
    прилагают разность давлений к пробке в перепускном канале и
    измеряют по меньшей мере одну характеристику пробки, выбранную из группы, состоящей из нормального давления пробки, оказываемого пробкой на стенку перепускного канала, нормального смещения пробки, испытываемой пробкой в перепускном канале, и любой их комбинации, с помощью по меньшей мере одного датчика.
  2. 2. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой выводят по меньшей мере одно значение, выбранное из группы, состоящей из длительного повышенного кольцевого напряжения, сопротивления пробки сжатию, сопротивления пробки сдвигу и любой их комбинации по меньшей мере из одной характеристики.
  3. 3. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой определяют значение относительной пригодности ствола скважины к упрочнению для упрочняющего ствол скважины материала на основе, по меньшей мере частично, по меньшей мере одной характеристики.
  4. 4. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один датчик выбирают из группы, состоящей из динамометра, динамометрического датчика, пьезоэлектрического датчика, магнитного датчика, ультразвукового датчика и тензодатчика.
  5. 5. Способ по п.1, в котором добавка для упрочнения ствола скважины включает по меньшей мере один материал, выбранный из группы, состоящей из дисперсного материала, волокна и любой их комбинации.
  6. 6. Способ по п.1, в котором текучая среда включает одну, выбранную из группы, состоящей из текучей среды на водной основе, текучей среды на масляной основе, эмульсии "масло-в-воде" и эмульсии "вода-в-масле".
  7. 7. Способ по п.1, в котором текучая среда включает масляную сплошную фазу и полярную органическую молекулу.
  8. 8. Способ по п.1, в котором инструмент для измерения свойств текучей среды или его часть формируют из материала, включающего по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из нержавеющей стали, пробки, искусственной пробки, образца керна, искусственного керна, песка, песчаника, керамического материала, смолы, эпоксидной смолы и любой их комбинации.
  9. 9. Способ по п.1, в котором стенка представляет собой регулируемую стенку.
  10. 10. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой разрабатывают добавку для упрочнения ствола скважины, включающую второй упрочняющий ствол скважины материал, на основе по меньшей мере одного значения, выбранного из группы, состоящей из нормального давления пробки, нормального смещения пробки и любой их комбинации.
  11. 11. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой разрабатывают буровой раствор, включающий второй упрочняющий ствол скважины материал, на основе по меньшей мере одного значения, выбранного из группы, состоящей из нормального давления пробки, нормального смещения пробки и любой их комбинации.
  12. 12. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой вводят буровой раствор в интервал ствола скважины, проходящий сквозь подземный пласт.
  13. 13. Способ по п.1, в котором нормальное давление пробки оказывается пробкой на стенку перепускного канала под углом 90° относительно стенки перепускного канала и нормальное смещение пробки является максимальным смещением, оказываемым пробкой на стенку перепускного канала.
  14. 14. Способ разработки добавки для упрочнения ствола скважины, содержащий этапы, на которых определяют характеристики пробки в соответствии со способом по п.1;
    определяют по меньшей мере одно значение параметра, выбранного из группы, состоящей из длительного повышенного кольцевого напряжения, сопротивления пробки сжатию, сопротивления пробки сдвигу и любой их комбинации на основе по меньшей мере одной характеристики пробки; и
    используют по меньшей мере одно вышеуказанное значение для разработки добавки для упрочнения ствола скважины.
  15. 15. Способ по п.14, в котором первый упрочняющий ствол скважины материал и/или второй упрочняющий ствол скважины материал варьируют по меньшей мере по одному показателю, выбранному из группы, состоящей из относительной концентрации их компонентов, составу их компонентов, распределению по величине их компонентов и любой их комбинации.
    - 13 030624
  16. 16. Способ по п.14, в котором первый упрочняющий ствол скважины материал и/или второй упрочняющий ствол скважины материал по отдельности включают по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из дисперсного материала, волокна и любой их комбинации.
  17. 17. Способ по п.14, в котором инструмент для измерения свойств текучей среды формируют из материала, включающего по меньшей мере один, выбранный из группы, состоящей из нержавеющей стали, пробки, искусственной пробки, образца керна, искусственного керна, песка, песчаника, керамического материала, смолы, эпоксидной смолы и любой их комбинации.
  18. 18. Способ по п.14, в котором стенка представляет собой регулируемую стенку.
  19. 19. Способ по п.14, в котором нормальное давление пробки оказывается пробкой на стенку перепускного канала под углом 90° относительно стенки перепускного канала и нормальное смещение пробки является максимальным смещением, оказываемым пробкой на стенку перепускного канала.
  20. 20. Способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержащий этапы, на которых
    создают первую текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал; пропускают первую текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойств
    текучей среды таким образом, чтобы сформировать пробку, которая включает упрочняющий ствол скважины материал в перепускном канале; причем инструмент включает в себя по меньшей мере один датчик, выбранный из группы, состоящей из динамометра, динамометрического датчика, пьезоэлектрического датчика, магнитного датчика, ультразвукового датчика и тензодатчика, и приближенный к перепускному каналу;
    заменяют первую текучую среду второй текучей средой, не содержащей упрочняющий ствол скважины материал, причем пробка остается в перепускном канале;
    прилагают множество равномерных повышений разности давлений к пробке в перепускном канале с использованием второй текучей среды;
    измеряют по меньшей мере одну характеристику пробки, выбранную из группы, состоящей из нормального давления пробки, оказываемого пробкой на стенку перепускного канала, нормального смещения пробки, оказываемого пробкой на стенку на стенке перепускного канала, и любой их комбинации.
  21. 21. Способ по п.20, в котором нормальное давление пробки оказывается пробкой на стенку перепускного канала под углом 90° относительно стенки перепускного канала и нормальное смещение пробки является максимальным смещением, оказываемым пробкой на стенку перепускного канала.
    - 14 030624
EA201492111A 2012-07-11 2013-06-26 Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины EA030624B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/546,060 US9388333B2 (en) 2012-07-11 2012-07-11 Methods relating to designing wellbore strengthening fluids
PCT/US2013/047827 WO2014011391A2 (en) 2012-07-11 2013-06-26 Methods relating to designing wellbore strengthening fluids

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201492111A1 EA201492111A1 (ru) 2015-04-30
EA030624B1 true EA030624B1 (ru) 2018-09-28

Family

ID=48747800

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201492111A EA030624B1 (ru) 2012-07-11 2013-06-26 Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины

Country Status (8)

Country Link
US (2) US9388333B2 (ru)
EP (1) EP2872733B1 (ru)
AU (2) AU2013289034B2 (ru)
BR (1) BR112014031693A2 (ru)
CA (1) CA2876005C (ru)
EA (1) EA030624B1 (ru)
MX (1) MX348923B (ru)
WO (1) WO2014011391A2 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9388333B2 (en) 2012-07-11 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods relating to designing wellbore strengthening fluids
CA2930857C (en) 2014-01-17 2019-04-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions to use shape changing polymers in subterranean formations
MX2016010668A (es) * 2014-02-18 2016-11-08 Halliburton Energy Services Inc Material para perdida de circulacion con distribucion de tamaño de particulas multimodal.
US20150310392A1 (en) * 2014-04-24 2015-10-29 Linkedin Corporation Job recommendation engine using a browsing history
US9253226B2 (en) * 2014-06-30 2016-02-02 Linkedin Corporation Guided edit optimization
WO2016182577A1 (en) * 2015-05-14 2016-11-17 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole fluids with high dielectric constant and high dielectric strength
US11111742B2 (en) * 2017-03-16 2021-09-07 Saudi Arabian Oil Company Apparatus for loss circulation material performance evaluation
US11268381B2 (en) * 2017-03-16 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Additive manufacturing of a vugular loss zone simulating test device
US20200110015A1 (en) 2018-10-04 2020-04-09 Saudi Arabian Oil Company Vugular Loss Simulating Vug Tester for Screening and Evaluation of LCM Products
CN110006674B (zh) * 2018-11-09 2021-01-26 南京工程学院 一种高支模体系临界失稳实时预警的监测方法

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5770805A (en) * 1995-10-19 1998-06-23 Institut Francais Du Petrole Method and device for measuring a parameter of a fluid having variable density
US6220350B1 (en) * 1998-12-01 2001-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. High strength water soluble plug
WO2001094742A1 (en) * 2000-06-06 2001-12-13 Sofitech N.V. Subterranean wellbore and formation emulsion sealing compositions
US20040231845A1 (en) * 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
WO2005121198A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Geosynthetic composite for borehole strengthening
US20070017675A1 (en) * 2005-07-19 2007-01-25 Schlumberger Technology Corporation Methods and Apparatus for Completing a Well
WO2007020436A2 (en) * 2005-08-17 2007-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions and methods for sealing subterranean formations
US20080060811A1 (en) * 2006-09-13 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method to control the physical interface between two or more fluids

Family Cites Families (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2473180A1 (fr) 1980-01-08 1981-07-10 Petroles Cie Francaise Methode de tracage de la boue de forage par determination de la concentration d'un ion soluble
US5023005A (en) * 1985-09-20 1991-06-11 Exxon Research & Engineering Company Solution of oil and sulfone adduct
GB2202048A (en) 1987-03-09 1988-09-14 Forex Neptune Sa Monitoring drilling mud circulation
US4957174A (en) 1989-06-29 1990-09-18 Conoco Inc. Method of controlling lost circulation in well drilling
GB9110451D0 (en) 1991-05-14 1991-07-03 Schlumberger Services Petrol Cleaning method
NO965327L (no) 1995-12-14 1997-06-16 Halliburton Co Sporbare brönnsementsammensetninger og metoder
EG21132A (en) 1995-12-15 2000-11-29 Super Graphite Co Drilling fluid loss prevention and lubrication additive
US5905061A (en) 1996-08-02 1999-05-18 Patel; Avind D. Invert emulsion fluids suitable for drilling
JP3290910B2 (ja) 1997-02-19 2002-06-10 東京エレクトロン株式会社 洗浄装置
US6016872A (en) 1997-03-17 2000-01-25 Forta Corporation Method for removing debris from a well-bore
US6085844A (en) 1998-11-19 2000-07-11 Schlumberger Technology Corporation Method for removal of undesired fluids from a wellbore
US6630429B1 (en) 1999-12-29 2003-10-07 Keet Stene Cremeans Lost circulation material and method of use
US6290001B1 (en) 2000-05-18 2001-09-18 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for sweep of cuttings beds in a deviated borehole
AU2001292847A1 (en) * 2000-09-20 2002-04-02 Sofitech N.V. Method for gravel packing open holes above fracturing pressure
US7456135B2 (en) 2000-12-29 2008-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling using flat rheology drilling fluids
MXPA03010715A (es) 2001-05-23 2005-03-07 Core Lab L P Metodo para determinar el grado de recuperacion de materiales inyectados en pozos petroliferos.
US6828279B2 (en) 2001-08-10 2004-12-07 M-I Llc Biodegradable surfactant for invert emulsion drilling fluid
US7066285B2 (en) 2002-01-16 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for preventing or treating lost circulation
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US6584833B1 (en) 2002-05-30 2003-07-01 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for analyzing well fluid sag
US7696131B2 (en) 2002-06-19 2010-04-13 Halliburton Energy Services, Inc. Diesel oil-based invert emulsion drilling fluids and methods of drilling boreholes
UA88611C2 (ru) 2003-05-13 2009-11-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ обработки буровой скважины для предотвращения или устранения поглощения бурового раствора
US9863240B2 (en) * 2004-03-11 2018-01-09 M-I L.L.C. Method and apparatus for drilling a probabilistic approach
US7226895B2 (en) 2004-04-06 2007-06-05 Baker Hughes Incorporated Drilling fluid systems for reducing circulation losses
US9540562B2 (en) 2004-05-13 2017-01-10 Baker Hughes Incorporated Dual-function nano-sized particles
US7264053B2 (en) 2005-03-24 2007-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using wellbore servicing fluids comprising resilient material
US7629297B2 (en) 2005-04-26 2009-12-08 Mano Shaarpour Lost circulation composition
US7341106B2 (en) 2005-07-21 2008-03-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for wellbore strengthening and controlling fluid circulation loss
US8132623B2 (en) 2006-01-23 2012-03-13 Halliburton Energy Services Inc. Methods of using lost circulation compositions
US7776797B2 (en) 2006-01-23 2010-08-17 Halliburton Energy Services, Inc. Lost circulation compositions
AU2007348497B2 (en) 2007-03-01 2010-08-19 Ihi Corporation Method for gasification in fluidized bed
US7900504B2 (en) * 2007-03-26 2011-03-08 M-I Llc High pressure fracture tester
US8172007B2 (en) 2007-12-13 2012-05-08 Intelliserv, LLC. System and method of monitoring flow in a wellbore
US8043997B2 (en) 2008-02-29 2011-10-25 Halliburton Energy Services Inc. Lost circulation material formulation and method of use
US8024962B2 (en) 2008-07-28 2011-09-27 Halliburton Energy Services Inc. Flow-through apparatus for testing particle laden fluids and methods of making and using same
US8151633B2 (en) 2008-12-05 2012-04-10 Halliburton Energy Services Inc. Methods and systems for characterizing LCM particle plugging and rheology in real time
EP2196516A1 (en) 2008-12-11 2010-06-16 Services Pétroliers Schlumberger Lost circulation material for drilling fluids
CN102300953A (zh) 2009-01-30 2011-12-28 M-I有限公司 脱流化循环漏失小段塞
US9085975B2 (en) * 2009-03-06 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo-mathematical models and process control
US7923413B2 (en) 2009-05-19 2011-04-12 Schlumberger Technology Corporation Lost circulation material for oilfield use
EP2261458A1 (en) 2009-06-05 2010-12-15 Services Pétroliers Schlumberger Engineered fibres for well treatments
US9388333B2 (en) 2012-07-11 2016-07-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods relating to designing wellbore strengthening fluids

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5770805A (en) * 1995-10-19 1998-06-23 Institut Francais Du Petrole Method and device for measuring a parameter of a fluid having variable density
US6220350B1 (en) * 1998-12-01 2001-04-24 Halliburton Energy Services, Inc. High strength water soluble plug
WO2001094742A1 (en) * 2000-06-06 2001-12-13 Sofitech N.V. Subterranean wellbore and formation emulsion sealing compositions
US20040231845A1 (en) * 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
WO2005121198A1 (en) * 2004-06-03 2005-12-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Geosynthetic composite for borehole strengthening
US20070017675A1 (en) * 2005-07-19 2007-01-25 Schlumberger Technology Corporation Methods and Apparatus for Completing a Well
WO2007020436A2 (en) * 2005-08-17 2007-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Rapid setting plugging compositions and methods for sealing subterranean formations
US20080060811A1 (en) * 2006-09-13 2008-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Method to control the physical interface between two or more fluids

Also Published As

Publication number Publication date
AU2013289034A1 (en) 2015-01-15
US9388333B2 (en) 2016-07-12
MX348923B (es) 2017-07-04
WO2014011391A3 (en) 2014-09-12
CA2876005C (en) 2018-07-10
AU2016204115A1 (en) 2016-07-07
US10514324B2 (en) 2019-12-24
EP2872733B1 (en) 2018-11-21
CA2876005A1 (en) 2014-01-16
EA201492111A1 (ru) 2015-04-30
US20160282234A1 (en) 2016-09-29
EP2872733A2 (en) 2015-05-20
US20140014332A1 (en) 2014-01-16
AU2013289034B2 (en) 2016-04-21
AU2016204115B2 (en) 2017-10-05
WO2014011391A2 (en) 2014-01-16
MX2014015050A (es) 2015-05-15
BR112014031693A2 (pt) 2017-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA030624B1 (ru) Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины
van Oort A novel technique for the investigation of drilling fluid induced borehole instability in shales
US20140367100A1 (en) Simultaneous Method for Combined Acidizing and Proppant Fracturing
US11168245B2 (en) Heavy oil as fracturing fluid to increase hydraulic fracturing efficiency
US20150361322A1 (en) Method for Enhancing Fiber Bridging
US9945771B2 (en) Measuring critical shear stress for mud filtercake removal
Li et al. A new experimental approach for hydraulic fracturing fluid damage of ultradeep tight gas formation
Vidick et al. How to solve lost circulation problems
Ogunberu et al. Curtailing water production in oil wells: A case for anionic polymers
Ezenweichu et al. THE CAUSES, EFFECTS AND MINIMIZATION OF FORMATION DAMAGE IN HORIZONTAL WELLS.
Yang et al. Evaluation and prevention of formation damage in offshore sandstone reservoirs in China
Seright et al. Effect of CR³+ on the rheology of xanthan formulations in porous media: Before and after gelation
WO2016076745A1 (en) Compositions and methods for reducing lost circulation
US10040985B2 (en) Compositons and methods for curing lost circulation
EP2714834B1 (en) Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids
Mavroudis Downhole environmental risks associated with drilling and well completion practices in the cooper/eromanga basins
Wu et al. EVALUATION OF THE DYNAMIC SEALING CHARACTERISTICS OF GEL IN HENAN OILFIELD
Morita et al. Safety of casing-shoe test and casing-shoe integrity after testing
Moreno Tellez Methodology for Assessing Transport Properties of Wells Used in the Geological Storage of Carbon Dioxide
MORLACCHI Laboratory and field data investigation on disproportionate permeability reduction to mitigate water production in oil industry
Enbaia et al. A STUDY OF THE PERFORMANCE AND CHARACTERIZATIONS OF CLEANUP FLUIDS FOR RESERVOIRS DRILLED BY USING OIL-BASED MUD

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