EA030624B1 - Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины - Google Patents
Способ разработки текучей среды для упрочнения ствола скважины Download PDFInfo
- 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
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 137
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 52
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 79
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 58
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 20
- 239000007799 cork Substances 0.000 claims description 16
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 claims description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 5
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 4
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 4
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 4
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 2
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 claims 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 23
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 20
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 12
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 12
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 8
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- -1 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 5
- 229920003043 Cellulose fiber Polymers 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 5
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N Acetaminophen Chemical compound CC(=O)NC1=CC=C(O)C=C1 RZVAJINKPMORJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 3
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical compound CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N Ethylamine Chemical compound CCN QUSNBJAOOMFDIB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N Pyrrole Chemical compound C=1C=CNC=1 KAESVJOAVNADME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N Tert-Butanol Chemical compound CC(C)(C)O DKGAVHZHDRPRBM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N isobutanol Chemical compound CC(C)CO ZXEKIIBDNHEJCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 2
- 229910003455 mixed metal oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical compound Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N Ammonium acetate Chemical compound N.CC(O)=O USFZMSVCRYTOJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005695 Ammonium acetate Substances 0.000 description 1
- 229920002748 Basalt fiber Polymers 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 1
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Polymers OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 241000555745 Sciuridae Species 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920005576 aliphatic polyanhydride Polymers 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019257 ammonium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229940043376 ammonium acetate Drugs 0.000 description 1
- SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N ammonium bromide Chemical compound [NH4+].[Br-] SWLVFNYSXGMGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000010539 anionic addition polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M caesium formate Chemical compound [Cs+].[O-]C=O ATZQZZAXOPPAAQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L calcium acetate Chemical compound [Ca+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O VSGNNIFQASZAOI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001639 calcium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000011092 calcium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229960005147 calcium acetate Drugs 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 1
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000012718 coordination polymerization Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 150000001923 cyclic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007515 enzymatic degradation Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 229920000587 hyperbranched polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000005300 metallic glass Substances 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 1
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 1
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 1
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002964 rayon Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000007151 ring opening polymerisation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007142 ring opening reaction Methods 0.000 description 1
- BEOLWJVNPROZQJ-AQSKNYQYSA-N rtd-1 Chemical compound C([C@@H]1NC(=O)CNC(=O)[C@H](CCCNC(N)=N)NC(=O)[C@H]([C@@H](C)O)NC(=O)[C@@H]2CSSC[C@H](NC1=O)C(=O)N[C@@H](CCCNC(N)=N)C(=O)N[C@H]1CSSC[C@H](NC(=O)[C@H](CCCNC(N)=N)NC(=O)[C@@H]3CSSC[C@@H](C(N[C@@H](CCCNC(N)=N)C(=O)N[C@@H](CCCNC(N)=N)C(=O)NCC(=O)N[C@H](C(=O)N3)C(C)C)=O)NC(=O)[C@H](CC(C)C)NC1=O)C(=O)N[C@H](C(N2)=O)[C@@H](C)CC)C1=CC=CC=C1 BEOLWJVNPROZQJ-AQSKNYQYSA-N 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 150000003462 sulfoxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000012209 synthetic fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 1
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229940102001 zinc bromide Drugs 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01M—TESTING STATIC OR DYNAMIC BALANCE OF MACHINES OR STRUCTURES; TESTING OF STRUCTURES OR APPARATUS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G01M99/00—Subject matter not provided for in other groups of this subclass
- G01M99/008—Subject matter not provided for in other groups of this subclass by doing functionality tests
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
- G01N11/02—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material
- G01N11/04—Investigating 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)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержащий этапы, на которыхсоздают текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал;пропускают текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойств текучейсреды, 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 иизмеряют 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. 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. 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. 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. 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. 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. Способ по п.1, в котором текучая среда включает масляную сплошную фазу и полярную органическую молекулу.
- 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. Способ по п.1, в котором стенка представляет собой регулируемую стенку.
- 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. 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. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию, в которой вводят буровой раствор в интервал ствола скважины, проходящий сквозь подземный пласт.
- 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. 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; ииспользуют по меньшей мере одно вышеуказанное значение для разработки добавки для упрочнения ствола скважины.
- 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. 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. 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. Способ по п.14, в котором стенка представляет собой регулируемую стенку.
- 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. Способ определения характеристик пробки, включающей упрочняющий ствол скважины материал, содержащий этапы, на которыхсоздают первую текучую среду, включающую упрочняющий ствол скважины материал; пропускают первую текучую среду через перепускной канал инструмента для измерения свойствтекучей 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. 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
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)
| 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)
| 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)
| 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 |
-
2012
- 2012-07-11 US US13/546,060 patent/US9388333B2/en active Active
-
2013
- 2013-06-26 BR BR112014031693A patent/BR112014031693A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-06-26 WO PCT/US2013/047827 patent/WO2014011391A2/en active Application Filing
- 2013-06-26 AU AU2013289034A patent/AU2013289034B2/en not_active Ceased
- 2013-06-26 EA EA201492111A patent/EA030624B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2013-06-26 CA CA2876005A patent/CA2876005C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-26 MX MX2014015050A patent/MX348923B/es active IP Right Grant
- 2013-06-26 EP EP13734627.6A patent/EP2872733B1/en not_active Not-in-force
-
2016
- 2016-06-09 US US15/177,684 patent/US10514324B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2016-06-17 AU AU2016204115A patent/AU2016204115B2/en not_active Ceased
Patent Citations (8)
| 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 |