EA032791B1 - Композиции и способы обработки скважин с использованием наночастиц - Google Patents

Композиции и способы обработки скважин с использованием наночастиц Download PDF

Info

Publication number
EA032791B1
EA032791B1 EA201491980A EA201491980A EA032791B1 EA 032791 B1 EA032791 B1 EA 032791B1 EA 201491980 A EA201491980 A EA 201491980A EA 201491980 A EA201491980 A EA 201491980A EA 032791 B1 EA032791 B1 EA 032791B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
completion
nanooxide
nanoparticles
well
Prior art date
Application number
EA201491980A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201491980A1 (ru
Inventor
Карл Дж. Теймлитц
Крэйг У. Родди
Рикки Л. Ковингтон
Джайтен Чаттерджи
Д. Чэд Бреннайс
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US13/458,112 external-priority patent/US9199879B2/en
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of EA201491980A1 publication Critical patent/EA201491980A1/ru
Publication of EA032791B1 publication Critical patent/EA032791B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B82—NANOTECHNOLOGY
    • B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
    • B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B28/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements
    • C04B28/02—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing inorganic binders or the reaction product of an inorganic and an organic binder, e.g. polycarboxylate cements containing hydraulic cements other than calcium sulfates
    • 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
    • C09K8/032—Inorganic additives
    • 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
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • 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
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
    • C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
    • C04B2111/00—Mortars, concrete or artificial stone or mixtures to prepare them, characterised by specific function, property or use
    • C04B2111/00008—Obtaining or using nanotechnology related materials
    • 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
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Ceramic Engineering (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Composite Materials (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

Раскрытые варианты воплощения относятся к текучим средам и способам обработки скважин, в которых используются наночастицы. Примерные наночастицы выбраны из группы, состоящей из частиц нанооксида кремния, нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа и их сочетаний. Варианты воплощения также относятся к способам цементирования, которые включают использование наночастиц. Один из примерных способов цементирования включает введение цементной композиции в подземный пласт, при этом цементная композиция содержит цемент, воду и наночастицы оксида кремния. Варианты воплощения также относятся к использованию наночастиц в буровых растворах, текучих средах для заканчивания скважин, текучих средах для интенсификации добычи и текучих средах для очистки скважин.

Description

Предпосылки изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки скважин с использованием наночастиц и, более конкретно, в одном или более вариантах воплощения к композициям для цементирования скважин и/или текучим средам для заканчивания скважин, которые содержат наночастицы.
Вообще, обработка скважин включает широкий диапазон способов, которые могут быть осуществлены в нефтяных, газовых, геотермальных и/или водяных скважинах, таких как способы бурения, заканчивания и капитального ремонта (реконструкции) скважин. Способы бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин могут включать, но не ограничиваясь ими, способы бурения, гидроразрыва, кислотной обработки, каротажа, цементирования, установки гравийных фильтров, перфорирования и вытеснения (охвата). Многие из указанных видов обработки скважин предназначены для повышения и/или облегчения добычи желательных флюидов из подземной скважины.
В способах цементирования, таких как строительство скважин и вторичное цементирование, широко используют композиции для цементирования скважин. Например, при строительстве поземных скважин может быть применено введение в ствол скважины колонны труб (например, колонны обсадных труб или хвостовика) и цементирование на месте с использованием цементной композиции. Процесс цементирования колонны труб на месте повсеместно именуют первичным цементированием. В типичном способе первичного цементирования цементная композиция может быть закачана в кольцевое пространство между стеками ствола скважины и наружной поверхностью расположенной в нем колонны труб. В этом кольцевом пространстве цементная композиция схватывается, тем самым образуя трубчатую оболочку из затвердевшего, практически непроницаемого цемента, которая поддерживает и позиционирует колонну труб в стволе скважины и связывает наружную поверхность колонны труб с подземным пластом. Среди прочего, трубчатая оболочка из схватившегося цемента, окружающая колонну труб, выполняет функцию предотвращения миграции флюидов в этом кольцевом пространстве, а также защищает колонну труб от коррозии. Цементные композиции также могут быть использованы в способах вторичного цементирования, таких как цементирование под давлением и постановка цементных пробок.
В процессе работы трубчатая оболочка из цемента, образованная между стволом скважины и колонной труб, часто претерпевает структурные нарушения из-за движений труб, вызывающих появление напряжения сдвига в схватившемся цементе. Такие напряженные состояния, как правило, являются результатом относительно высоких давлений и/или температур текучей среды внутри зацементированной колонны труб в процессе испытания, перфорации, нагнетания текучих сред или добычи флюида. Например, такое напряжение может возникать в скважинах, подвергаемых интенсификации добычи при помощи пара или добычу горячих пластовых флюидов из высокотемпературных пластов. Высокое внутреннее давление и/или температура в трубе может стать причиной расширения колонны труб и в радиальном, и в продольном направлении, из-за чего в цементной трубчатой оболочке возникают напряжения, нарушающие сцепление цемента с наружной поверхностью трубы или стенками ствола скважины, или и с тем, и с другим, и поэтому создаются условия для утечки пластовых флюидов и т.п. Следовательно, может оказаться желательным, чтобы цементная композиция, используемая для цементирования колонн труб в стволах скважин, после схватывания развивала большую прочность и обладала достаточной способностью к упругой деформации (например, эластичностью и пластичностью), чтобы сопротивляться потере сцепления цемента с наружной поверхностью трубы или стенками ствола скважины, или и с тем, и с другим. Кроме того, может оказаться желательным, чтобы цементная композиция могла противостоять растрескиванию и/или раскрашиванию, которое может стать результатом воздействия других сил на цементную оболочку. Например, может оказаться желательным, чтобы цементная оболочка обладала такими структурными характеристиками, при которых ее структурная целостность предохранялась бы под действием сил, связанных со сдвигом пластов, давлением вышележащих пород, осадкой породы, тектоническим оползанием, движениями труб, толчками и ударами из-за последующего бурения и других скважинных операций.
Помимо включения компонентов, улучшающих механические свойства цемента, для ряда способов цементирования также может оказаться желательным включение в цементные композиции одного или более ускорителей схватывания с целью противодействия влиянию определенных составляющих и/или характеристик окружающей среды, которые слишком увеличивают время схватывания. Например, среди прочего, низкие температуры и добавки в цемент (например, понизители водоотдачи и диспергаторы) могут вызвать или способствовать избыточному увеличению времени схватывания цементной композиции.
Следовательно, в определенных ситуациях может оказаться желательным уменьшить время схватывания путем включения в цементную композицию ускорителя схватывания. То есть ускоритель схватывания может быть включен в состав цементной композиции для противодействия компонентам этой цементной композиции или условиям среды, окружающей цементную композицию, которые вызывают избыточное время схватывания.
Текучие среды для заканчивания скважин представляют собой другой тип текучих сред, которые могут быть применены при обработке скважин. Текучая среда для заканчивания (также иногда называемая раствором для заканчивания скважины), как правило, представляет собой жидкость без твердой фа
- 1 032791 зы, используемую, отчасти, для регулирования давления в скважине во время заканчивания скважины. Текучую среду для заканчивания обычно помещают в ствол скважины после бурения, но до начала добычи с целью облегчения заканчивания скважины, которое, как правило, включает подготовку забоя ствола скважины в соответствии с необходимыми нормативами, спуск в скважину эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и соответствующего забойного оборудования и, необязательно, осуществление, если нужно, операций по интенсификации добычи. Текучая среда для заканчивания должна в общем быть химически совместима с породой-коллектором и флюидом и не должна нарушать проницаемость пласта или другого оборудования, размещенного в стволе скважины, такого как скважинные фильтры. Чтобы избежать такого нарушения, текучую среду для заканчивания обычно тщательно фильтруют, чтобы удалить любые твердые вещества, которые могли бы быть занесены в нижнюю часть ствола скважины или забойное оборудование.
До сих пор в качестве текучих сред для заканчивания обычно использовали растворы солей, таких как хлориды, бромиды и формиаты. Однако эти растворы солей металлов могут быть дорогими, коррозионными и непростыми в обращении. Например, в большинстве случаев, растворы солей могут проявлять тенденцию к коррозии и повреждению забойного оборудования, особенно такого чувствительного по своей природе, как скважинные фильтры. Растворы солей также могут вызывать нежелательные реакции осаждения, в результате которых может нарушаться проницаемость продуктивного пласта. Кроме того, утилизация соляных растворов может быть сопряжена с трудностями и большими расходами, особенно на тех участках, где природоохранным законодательством запрещается размещение для захоронения хлоридов и других ионов в высоких концентрациях.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки скважин с использованием наночастиц и, более конкретно, в одном или более вариантах воплощения к композициям для цементирования скважин и/или текучим средам для заканчивания скважин, которые содержат наночастицы.
Одним вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц в состав текучей среды для заканчивания; и использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины.
Другим вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий обеспечение текучей среды для заканчивания, содержащей наночастицы; и введение этой текучей среды для заканчивания в ствол скважины.
Другим вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц, имеющих размер частицы от примерно 1 до примерно 100 нм, в состав текучей среды для заканчивания, при этом наночастицы включают по меньшей мере одну наночастицу, выбранную из группы, состоящей из нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа, нанооксида кремния и любого их сочетания; и использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины.
Признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области по прочтении нижеследующего описания конкретных вариантов воплощения.
Описание конкретных вариантов воплощения
Настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки скважин с использованием наночастиц и, более конкретно, в одном или более вариантах воплощения к композициям для цементирования скважин и/или текучим средам для заканчивания скважин, которые содержат наночастицы.
Варианты воплощения цементной композиции
Примерный вариант воплощения цементных композиций по настоящему изобретению включает цемент, воду и наночастицы оксида кремния. Специалистам в данной области будет ясно, что примерные цементные композиции, вообще, должны обладать плотностью, подходящей для определенного применения. Например, цементная композиция может обладать плотностью в диапазоне от примерно 4 фунтов на галлон (lb/gal) до примерно 20 фунтов на галлон. В примерных вариантах воплощения цементные композиции могут обладать плотностью в диапазоне от примерно 8 до примерно 17 фунтов на галлон. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут быть вспененными или невспененными или могут включать другие средства снижения их плотности, такие как полые микросферы, эластичные бусины с низкой плотностью или другие снижающие плотность добавки, известные в данной области. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежащую плотность для конкретного применения.
Примерные варианты воплощения цементных композиций по настоящему изобретению включают цемент. В соответствии с примерными вариантами воплощения настоящего изобретения может быть использован любой из множества разных цементов, пригодных для применения в операциях подземного цементирования. Подходящие примеры включают гидравлические цементы, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу, схватываются и затвердевают вследствие реакции с водой. К таким гидравлическим цементам относятся, помимо прочего, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их сочетания. В определенных вариантах воплощения гидравлический цемент мо
- 2 032791 жет включать портланд-цемент. Портланд-цементы, которые могут быть пригодны для использования в примерных вариантах воплощения настоящего изобретения, в соответствии с классификацией Американского института нефти подразделяют на классы А, С, Н и G (API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990).
Вода, используемая в примерных вариантах воплощения цементных композиций по настоящему изобретению, может представлять собой пресную воду или соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей, морскую воду, растворы солей, насыщенную соленую воду и т.д.). Вообще, вода может присутствовать в количестве, достаточном для образования поддающейся насосной перекачке пульпы. В примерных вариантах воплощения вода может присутствовать в цементных композициях в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 33 до примерно 200% от веса цемента в пересчете на сухой вес (bwoc). В примерных вариантах воплощения вода может присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 35 до примерно 70% bwoc.
Кроме того, примерные варианты воплощения цементных композиций содержат нанооксид кремния. Этот нанооксид кремния может быть описан как наночастицы оксида кремния. То есть нанооксид кремния по своей природе может представлять собой частицы, а не, например, коллоидный оксид кремния или суспензию оксида кремния в растворе. Так, в одном варианте воплощения наночастицы оксида кремния могут быть добавлены в цементную композицию в виде сухого порошка нанооксида кремния. Вообще, наночастицы оксида кремния могут быть определены как нанооксид кремния с размером частицы, меньшим или равным примерно 100 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 1 до примерно 100 нм (от примерно 1 х 10-9 до примерно 100х10-9 м). В определенных примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут иметь размер, меньший или равный примерно 50 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 5 до примерно 50 нм. В других примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут иметь размер, меньший или равный примерно 30 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 5 до примерно 30 нм. Однако следует отметить, что в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения наночастицы оксида кремния могут быть использованы в сочетании с частицами оксида кремния разных размеров. Например, некоторое число частиц оксида кремния с размером частиц более 100 нм может быть включено в цементную композицию в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения.
В настоящее время признано, что наночастицы оксида кремния, используемые в вариантах воплощения настоящего изобретения, которые могут включать диоксид кремния, могут оказывать влияние на определенные физические характеристики получающегося в результате цемента. Например, по сравнению с включением в состав цементного раствора коллоидного оксида кремния или более крупных частиц оксида кремния, включение в состав цементного раствора наночастиц оксида кремния может обеспечить улучшение механических свойств, таких как прочность на сжатие, прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Кроме этого, наночастицы оксида кремния также могут быть включены в состав цементной композиции в качестве ускорителя схватывания с целью сокращения времени схватывания получающейся в результате цементной композиции. Следовательно, цементная композиция в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может включать достаточное количество наночастиц оксида кремния с целью обеспечения желательных характеристик получающегося в результате цемента. В примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут присутствовать в цементной композиции в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 1 до примерно 25% bwoc. В примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут присутствовать в цементной композиции в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 5 до примерно 15% bwoc.
Другие добавки, пригодные для использования в ходе операций подземного цементирования, также могут быть введены в примерные варианты воплощения цементных композиций. Примеры таких добавок включают добавки против снижения прочности, ускорители схватывания, утяжелители, добавки для снижения веса, тяжелые добавки, материалы для борьбы с поглощением, добавки для регулирования водоотдачи, диспергаторы, пропивовспениватели, вспениватели и их сочетания. К конкретным примерам этих и других добавок относятся кристаллический оксид кремния (кремнезем), аморфный оксид кремния, соли, волокна, гидратируемые (гидрофильные) глины, остеклованный глинистый сланец, микросферы, зольная пыль, известь, латекс, тиксотропные добавки, их сочетания и т.п. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут без труда определить тип и количество добавок, применимых по конкретному назначению и для достижения желаемого результата.
Как станет понятно специалистам в данной области, примерные варианты воплощения цементных композиций по настоящему изобретению могут быть использованы во множестве вариантов подземных применений, включая первичное и вторичное цементирование. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут быть введены в подземный пласт и оставлены там до схватывания. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут включать цемент, воду и наночастицы оксида кремния. Например, в примерных вариантах воплощения первичного цементирования, цементная композиция может быть введена в пространство между подземным пластом и колонной труб, расположенной в подземном пласте. Цементная композиция может быть оставлена до схватывания в пространстве между
- 3 032791 подземным пластом и колонной труб с образованием затвердевшей массы. Кроме того, в примерных вариантах воплощения вторичного цементирования цементная композиция может быть использована, например, при операциях цементирования под давлением или при постановке цементных пробок. Один или более углеводород (например, нефть, газ и т.д.) может добываться через ствол скважины, проникающей в подземный пласт.
Хотя предшествующее описание направлено на использование наночастиц оксида кремния, специалистам в данной области также ясно, что в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может оказаться желательным использовать другие типы наночастиц. К примерам таких наночастиц относятся нанооксид алюминия, нанооксид цинка, нанобор, нанооксид железа и их сочетания. В определенных примерных вариантах воплощения наночастицы могут быть частицами по своей природе, а не, например, коллоидными наночастицами или суспензией наночастиц в растворе. Кроме того, хотя предшествующее описание направлено на использование наночастиц оксида кремния в способах цементирования скважин, специалистам в данной области будет ясно, что данный метод также охватывает использование наночастиц в любом из множества различных видов подземной обработки. Например, наночастицы могут быть включены в состав любой из ряда текучих сред для обработки скважин, которые могут применяться при подземной обработке, включая буровые растворы, растворы для заканчивания, жидкости для интенсификации добычи и растворы для очистки скважин. В соответствии с другим вариантом воплощения наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для обработки скважин в качестве проппанта. Например, текучая среда для обработки скважин, содержащая наночастицы, может быть введена в подземный пласт под давлением, достаточным для создания или развития одной или более трещин в подземном пласте, или выше этого давления. Развитие трещины включает расширение ранее существовавшей трещины в пласте. По меньшей мере часть наночастиц может осаждаться в этих одной или более трещинах так, что при снятии давления трещины не смогут полностью сомкнуться, в результате чего образуются проводящие каналы, по которым текучие среды могут течь в ствол скважины (или из него).
Помимо использования наночастиц без оболочки варианты воплощения настоящего изобретения могут включать инкапсулирование наночастиц с целью способствования транспортировке и внедрению наночастиц в текучие среды для обработки скважин (например, цементные композиции). А именно, инкапсулирование наночастиц в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может включать заключение наночастиц внутри наружного покрытия или контейнера в дисперсной форме. Примерные способы инкапсулирования изложены в патентах США №№ 5373901, 6444316, 6527051, 6554071, 7156174 и 7204312, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.
Различные варианты инкапсулирования могут быть применены так, чтобы наночастицы (например, наночастицы оксида кремния) были заключены в оболочку, но при этом оставались по своей природе частицами и, таким образом сохраняли соответствующее им влияние на физические свойства цементных растворов. Например, наночастицы могут быть инкапсулированы внутри мешочка, капсулы, слоя, покрытия и т.п. Кроме этого, материал, используемый для инкапсулирования наночастиц, может быть подобран так, чтобы способствовать транспортировке и/или внедрению наночастиц в текучую среду для обработки скважин. Например, для упрощения обращения с наночастицами и/или для облегчения своевременного высвобождения наночастиц инкапсулирующий материал может быть разлагаемым. Это может упростить обращение с наночастицами, позволяя включать инкапсулированные наночастицы в состав текучей среды для обработки скважин без необходимости сначала удалять инкапсулированные частицы из инкапсулирующего материала. Кроме того, инкапсулирующий материал может быть предназначен разлагаться с определенной скоростью при контакте с определенными материалами (например, водой), в результате чего наночастицы высвобождались бы в текучую среду для обработки скважины в заданное время. Примерные водорастворимые материалы, которые можно использовать для инкапсулирования наночастиц, описаны в патентах США №№ 4961790 и 5783541, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.
В соответствии с примерными вариантами воплощения в цементных композициях по настоящему изобретению может быть по желанию применен объемный коэффициент заполнения, пригодный для конкретного варианта применения. Употребляемый здесь термин объемный коэффициент заполнения означает объем дисперсных материалов в текучей среде, деленный на общий объем текучей среды. Диапазон размеров предпочтительных дисперсных материалов, а также их соответствующие пропорции выбирают так, чтобы обеспечить максимальный объемный коэффициент заполнения с тем, чтобы текучая среда находилась в состоянии несвободного (замедленного) оседания. Известно, что в таком состоянии дисперсные материалы ведут себя коллективно как пористый твердый материал. Считается, что состояние несвободного оседания на практике соответствует намного более высокой концентрации твердого материала в текучей среде, нежели имеющаяся в некоторых традиционных цементных композициях.
Для достижения максимального объемного коэффициента заполнения варианты воплощения настоящего изобретения могут включать сочетание по меньшей мере трех признаков. Один - использование по меньшей мере трех дисперсных материалов, причем эти по меньшей мере три дисперсных материала попадают в диапазоны размеров, разъединённых друг с другом. В некоторых вариантах вопло
- 4 032791 щения каждый из трех дисперсных материалов может иметь разный размер частиц, выбранный из следующих диапазонов: от примерно 7 до примерно 50 нм, от примерно 0,05 до примерно 0,5 мкм, от примерно 0,5 до примерно 10 мкм, от примерно 10 до примерно 20 мкм, от примерно 20 до примерно 200 мкм, от примерно 200 до примерно 800 мкм и более чем примерно 1 мм. Например, первый дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 7 до примерно 50 нм, второй дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 0,05 до примерно 0,5 мкм, а третий дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 10 до примерно 20 мкм. В соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения первый дисперсный материал включает по меньшей мере один из нанооксида кремния, нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа или их сочетания. Другой признак вариантов воплощения настоящего изобретения может включать выбор пропорций трех дисперсных материалов с учетом смешивания так, чтобы текучая среда, будучи смешанной, находилась в состоянии несвободного оседания. Еще один признак может включать выбор пропорций этих трех дисперсных материалов друг относительно друга и в соответствии с их соответствующими диапазонами размеров так, чтобы в текучей системе, по меньшей мере, практически достигался максимальный объемный коэффициент заполнения для общей суммы всех дисперсных материалов. Более подробно объемный коэффициент заполнения описан в патентах США №№ 5518996 и 7213646, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.
Варианты воплощения текучих сред для заканчивания
Как указано ранее, наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения. Наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин с целью достижения целого ряда различных преимуществ. Например, наночастицы могут быть использованы для усиления или иного улучшения реологических свойств текучих сред для заканчивания скважин. В качестве еще одного примера наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин в качестве утяжеляющих материалов с целью повышения плотности текучей среды. Считается, что благодаря тому, что наночастицы обладают размером в нанодиапазоне, они не будут нежелательным образом забивать проницаемость пласта или иного забойного оборудования, такого как скважинные фильтры, и поэтому они могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин. Кроме того, включение наночастиц в состав текучих сред для заканчивания скважин может иметь и другие преимущества, особенно в пластах глинистых сланцев. Например, считается, что наночастицы могут предотвращать приток скважинных флюидов в нанопоры, часто имеющиеся в пластах глинистых сланцев, таких как нефтяные сланцы, путем закупоривания этих пор, благодаря чему происходит изоляция пласта глинистых сланцев от действия дестабилизирующих гидравлических сил со стороны ствола скважины и, соответственно, стабилизация пласта глинистых сланцев.
Вообще, наночастицы могут быть определены, как имеющие средний размер частицы менее 1 мкм. Например, наночастицы могут иметь средний размер частиц в диапазоне от примерно 1 нм до менее чем 1 мкм. В некоторых вариантах воплощения изобретения наночастицы могут иметь средний размер частиц в диапазоне от примерно 1 до примерно 800 нм и в качестве альтернативы от примерно 1 до примерно 100 нм. В одном конкретном варианте воплощения наночастицы могут иметь средний размер частицы в диапазоне от примерно 20 до примерно 100 нм. В конкретных вариантах воплощения наночастицы могут иметь размер частицы примерно 1, примерно 10, примерно 50, примерно 100, примерно 200, примерно 400, примерно 600 или примерно 800 нм. В некоторых вариантах воплощения наночастицы могут быть обеспечены в коллоидной форме, например коллоидной наночастицы, или суспензии наночастиц в текучей среде. В некоторых вариантах воплощения наночастица может представлять собой дисперсную наночастицу. Наночастицы могут быть инкапсулированы или иным образом заключены в оболочку, как описано выше. К примерам пригодных наночастиц относятся нанооксид алюминия, нанооксид цинка, нанобор, нанооксид железа и нанооксид кремния. Дополнительными примерами пригодных наночастиц являются другие наноразмерные материалы, в том числе наносульфат бария, нанотетроксид марганца, нанооксид магния, нанокарбонат кальция, нанографит, нанооксид бария, нанооксид церия, нанооксид лантана, нанодиоксид титана, наноглина и наноалюмосиликаты. Возможно использование сочетаний различных наночастиц. В некоторых вариантах воплощения наночастица не является растворимой в кислоте.
Наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания скважин в количестве, достаточном для конкретного применения. Например, наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания скважин в количестве, достаточном для утяжеления текучей среды до желательной плотности. В некоторых вариантах воплощения наночастицы могут присутствовать в текучей среде для заканчивания скважин в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 70% объема текучей среды для заканчивания скважин. В конкретных вариантах воплощения наночастицы могут присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне между любым из и/или включающем любое из нижеследующих значений: примерно 0,1, примерно 1, примерно 10, примерно 20, примерно 30, примерно 40, примерно 50, примерно 60 или примерно 70% объема текучей среды для заканчивания скважин. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежа
- 5 032791 щее количество наночастиц, применимое по конкретному назначению.
В некоторых вариантах воплощения текучие среды для заканчивания скважин могут включать основную текучую среду, такую как текучая среда на нефтяной основе или текучая среда на водной основе. Текучие среды на нефтяной основе могут содержать олефины, олефины с внутренней двойной связью, алканы, ароматические растворители, циклоалканы, сжиженный нефтяной газ, керосин, дизельные масла, сырые нефти, тяжелые нефти, газойль, топливные масла, парафиновые масла, минеральные масла, низкотоксичные минеральные масла, сложные эфиры, амиды, синтетические масла (например, полиолефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны, органосилоксаны, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их сочетания. Текучие среды на водной основе могут содержать пресную воду или соленую воду, например соляной раствор или морскую воду. Основная текучая среда может присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 25 до примерно 99% объема текучей среды для заканчивания скважин.
В вариантах воплощения настоящего изобретения в состав текучих сред для заканчивания скважин также могут быть включены другие добавки, пригодные для использования в операциях по заканчиванию. К примерам таких добавок относятся соли, поверхностно-активные вещества, понизители водоотдачи, газы, такие как азот или диоксид углерода, агенты модифицирования поверхности, вспениватели, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, агенты стабилизации глин, биоциды, понизители трения, противовспениватели, диспергаторы, хлопьеобразователи, поглотители H2S, поглотители CO2, поглотители кислорода, смазки, загустители, разжижители, смачивающие агенты и их сочетания. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут без труда определить тип и количество добавок, применимых по конкретному назначению.
Текучие среды для заканчивания скважин могут иметь плотность, желательную для конкретного применения. Вообще, текучая среда для заканчивания скважин должна обладать плотностью, достаточной, например, для регулирования пластового давления. Как описано ранее, наночастицы могут быть использованы в некоторых вариантах воплощения в качестве утяжеляющих агентов с целью повышения плотности текучей среды для заканчивания. Например, наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания в количестве, достаточном для утяжеления текучей среды для заканчивания. В некоторых вариантах воплощения изобретения текучая среда для заканчивания может обладать плотностью в диапазоне от примерно 7,5 до примерно 22 фунтов на галлон и в качестве альтернативы от примерно 12 до примерно 18 фунтов на галлон. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежащую плотность текучей среды для заканчивания скважин в соответствии с конкретным назначением.
Как станет ясно специалистам в данной области благодаря настоящему описанию, варианты воплощения текучих сред для заканчивания скважин по настоящему изобретению могут быть использованы во множестве разных операций по заканчиванию. Например, текучие среды для заканчивания скважин могут быть использованы в операциях, осуществляемых после бурения, но до начала добычи. В некоторых вариантах воплощения операция по заканчиванию может включать подготовку забоя ствола скважины в соответствии с необходимыми нормативами, спуск в скважину эксплуатационной насоснокомпрессорной колонны и соответствующего забойного оборудования или осуществление операций по интенсификации добычи. Например, текучая среда для заканчивания скважин может присутствовать в стволе скважины, пока в ствол скважины опущено оборудование, такое как фильтры, хвостовики и/или скважинные клапаны. В одном варианте воплощения текучая среда для заканчивания скважин может присутствовать в стволе скважины, пока выполняют перфорации в колонне обсадных труб, расположенной в стволе скважины. Помимо прочих функций, текучая среда для заканчивания скважин должна регулировать пластовое давление.
Один вариант воплощения настоящего изобретения может включать способ заканчивания скважины, включающий обеспечение текучей среды для заканчивания скважин, содержащей наночастицы, и введение этой текучей среды для заканчивания скважин в ствол скважины. В некоторых вариантах воплощения изобретения забойное оборудование может быть опущено в скважину, пока в стволе скважины находится текучая среда для заканчивания скважин. Забойное оборудование может включать, например, фильтры, хвостовики и/или скважинные клапаны. Одним конкретным примером того типа забойного оборудования, которое чувствительно к закупориванию содержащими твердые вещества текучими средами, такими как буровые растворы, являются фильтры с проволочной обмоткой. Фильтры с проволочной обмоткой могут быть использованы, например, там, где для механического задерживания пластового песка может потребоваться применение хвостовика с пористым фильтром. Поскольку наночастицы обладают размером в нанодиапазоне, они не должны вызывать нежелательное закупоривание забойного оборудования. Напротив, если в состав текучих сред для заканчивания скважин включены частицы микронного размера или крупнее, забойное оборудование, а также проницаемость пласта, были бы подвержены риску закупоривания.
Для содействия более полному пониманию данного метода приведены нижеследующие примеры некоторых конкретных вариантов воплощения изобретения. Эти примеры никоим образом не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
- 6 032791
Пример 1.
Приготовили пять различных цементных растворов (т.е. раствор А, раствор В, раствор С, раствор D и раствор Е). Затем провели испытание этих растворов и получившихся в результате застывших цементов с целью определения времени схватывания или загустевания и других физических свойств каждого из пяти различных растворов. Как указано ниже, соответствующие результаты испытаний пяти различных растворов показывают, что включение в состав раствора наночастиц оксида кремния (кремнезема) способствует уменьшению времени схватывания и увеличению прочности получившегося цемента по сравнению с цементами, полученными в результате включения иных кремнеземных компонентов, которые были испытаны.
Растворы А, В, С и D приготовили путем сухого замешивания сухих компонентов с цементом перед добавлением воды с образованием соответствующего раствора. Раствор Е приготовили путем сухого замешивания сухих компонентов с цементом перед добавлением воды, а затем добавления коллоидного оксида кремния с образованием соответствующего раствора. Кроме того, каждый из пяти растворов включал разный тип оксида кремния. Два из пяти растворов содержали наночастицы оксида кремния в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения, а другие три содержали оксид кремния различных форм и размеров (например, коллоидный оксид кремния и микрокремнезем). Хотя оксид кремния, включенный в состав каждого из пяти растворов, был разным, остальные компоненты, используемые в каждом из пяти растворов, были одинаковыми. А именно, в дополнение к определенному типу оксида кремния, каждый из пяти растворов содержал 100% bwoc цемента класса G, 0,5% bwoc замедлителя схватывания и достаточно воды для достижения плотности раствора приблизительно 12,00 фунтов на галлон. Конкретным замедлителем схватывания, использованным в данных растворах, был замедлитель схватывания цемента HR-5, который представляет собой сульфометилированный лигносульфонат. Следует отметить, что замедлитель схватывания цемента HR-5 поставляется компанией Halliburton Energy Services, Inc. и описан в патенте США № RE31190.
Как изложено выше, каждый из пяти растворов включал разный тип оксида кремния и достаточно воды для придания получившемуся раствору плотности 12,00 фунтов на галлон. Растворы А и В содержали наночастицы оксида кремния в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения и 15,36 галлонов на мешок воды. А именно, раствор А содержал 15% bwoc наночастиц оксида кремния с размером приблизительно 30 нм, а раствор В содержал наночастицы оксида кремния с размером приблизительно 10 нм. Раствор С содержал 15% bwoc цементной добавки SILICALITE и 15,68 галлонов на мешок воды. Цементная добавка SILICALITE (уплотненная), поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, представляет собой аморфный оксид кремния обычно с размером частиц в диапазоне от примерно 2,5 до примерно 50 мкм. Раствор D содержал 15% bwoc цементной добавки MICROSAND и 15,77 галлонов на мешок воды. Цементная добавка MICROSAND, поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, представляет собой кристаллический оксид кремния, размолотый до практически однородного гранулометрического состава приблизительно 5-10 мкм. Раствор Е содержал 5,12 галлонов на мешок легкой цементной добавки GasCon 469™ и 10,09 галлонов на мешок воды. Легкая цементная добавка GASCOND 469 поставляется компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, и может быть определена как коллоидная суспензия кремниевой кислоты, содержащая взвешенные частицы кремниевой кислоты, обычно обладающие размером менее примерно 20 нм.
После того как пять растворов были приготовлены, провели испытания, направленные на определение различных физических характеристик, связанных с включением в состав каждой из соответствующих цементных композиций различных кремнеземных компонентов. Одно из этих испытаний провели с целью измерения времени загустевания, соответствующего каждому из пяти растворов. А именно, общее время загустевания (total thickening time - ТТТ), соответствующее каждому из пяти растворов, определили путем проведения испытания на время загустевания в соответствии с рекомендованной методикой 10 Американского института нефти, API Specification for Materials and Testing for Well Cements. Измерение ТТТ для каждого раствора основывалось на достижении каждым раствором консистенции 70 единиц Вердена (Вс) при 80°F. Результаты этих измерений приведены для каждого из пяти растворов в табл. 1 ниже.
Дополнительные испытания цементных растворов провели с целью определения свойств противодействия силам (например, прочность на сжатие, прочность связи при сдвиге и прочность на растяжение) для каждого из растворов. Каждое из испытаний по определению свойств противодействия силам осуществляли для соответствующих цементных растворов при температуре 80°F и после того как растворы схватывались в течение 72 ч. Испытания по определению свойств противодействия силам включали неразрушающее и разрушающее испытания на прочность ультразвуковым методом, испытание прочности на сжатие, испытание прочности связи при сдвиге и испытание прочности на растяжение. Неразрушающее и разрушающее испытания ультразвуковым методом проводили при помощи ультразвукового прибора контроля развития прочности цементного камня (ultrasonic cement analyzer - UCA) с целью определения величины UC.'A-2i| и величины UCAразр соответственно. Испытание прочности на сжатие и испытания анализатором UCA проводили в соответствии с рекомендованной методикой 10В Американского
- 7 032791 института нефти. Кроме того, были проведены испытания на прочность связи при сдвиге и прочность на растяжение при бразильском методе испытаний с целью определения величин прочности при сдвиге и прочности на растяжение, соответственно, для различных цементных композиций. Испытания на прочность связи при сдвиге осуществляли, как описано в SPE 764, озаглавленном A Study of Cement - Pipe Bonding (Изучение сцепления цемент - труба), L.G. Carter и G.W. Evans. Испытания на прочность на растяжение при бразильском методе испытаний осуществляли в соответствии со стандартом ASTM C496-96. Результаты испытаний, проведенных для каждой из пяти композиций, приведены в табл. 1 да лее.
Таблица 1
Раствор Тип оксида кремния ТТТ до 70 Вс (час:мин) иСА72ч (psi) иСАра3р (psi) Прочность на сжатие (psi) Прочность СВЯЗИ при сдвиге (psi) Прочность на растяжение при бразильском методе испытаний (psi)
А Наночастицы оксида кремния 30 нм 2 : 43 328 419 428 169 148,28
В Наночастицы оксида кремния 10 нм 5:00 500 481 402 51 14,72
С Аморфный оксид кремния 14 : 32 266 206 211 98 95,5
D Кристалличе ский оксид кремния 20:00+ 260 285 252 37,2 102,16
Е Коллоидный оксид кремния 20:00+ 225 219 374 42,4 84,71
Пример 2.
Образцы описанных выше растворов А, С, D и Е также подвергли испытаниям с целью определения различных дополнительных физических свойств, связанных с полученными схватившимися цементами, и подтверждения продемонстрированных выше относительных различий. Хотя при дополнительном испытании растворов использовались иные приборы и калибровочные настройки, данные испытаний указывают на то, что относительные различия между разными растворами аналогичны различиям, проиллюстрированным в примере 1. Так, как показано выше в примере 1, результаты соответствующих испытаний в примере 2 для пяти разных цементов показывают, что включение в состав цементной композиции наночастиц оксида кремния способствует повышению прочности получившегося цемента по сравнению с цементами, полученными в результате включения других кремнеземных компонентов, которые были испытаны.
Три образца каждого из трех обычных цементных растворов (раствор С, раствор D и раствор Е) и четыре образца раствора А подвергли испытанию с целью определения прочности на сжатие, модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Испытания на прочность на сжатие осуществляли в соответствии с методическими рекомендациями 10 Американского института нефти. Следует отметить, что измерения прочности на сжатие в примере 1 отличаются от измерений в примере 2, так как было использовано разное оборудование и разные калибровки. Однако относительные различия в прочности на сжатие для каждого из пяти растворов аналогичны. Модуль Юнга и коэффициент Пуассона определяли статистически посредством испытания на сжатие с использованием нагружающей рамы. Модуль Юнга или модуль упругости для каждого образца получали как отношение усилия простого растяжения, приложенного к каждому образцу, к итоговой деформации образца, параллельной растяжению. Коэффициент Пуассона для каждого образца определяли путем расчета отношения поперечной деформации к соответствующей осевой деформации, являющейся результатом равномерно распределенного осевого напряжения, ниже предела упругой деформации каждого образца. Величины, полученные для трех образцов каждого из пяти различных цементных растворов, приведены далее в табл. 2.
- 8 032791
Таблица 2
Раствор Образец Тип оксида кремния Прочность на сжатие (psi) Модуль Юнга Коэффициент Пуассона
Раствор А Образец 1 Наночастицы оксида кремния 30 нм 1257 2,26Е+05 A А
Раствор А Образец 2 Наночастицы оксида кремния 30 нм 1189 2,12Е+05 0,109
Раствор А Образец 3 Наночастицы оксида кремния 30 нм 1249 2,04Е+05 0,092
Раствор А Образец 4 Наночастицы оксида кремния 30 нм 1275 2,13Е+05 0,110
Раствор С Образец 1 Аморфный оксид кремния 466 2,53Е+05 0,064
Раствор С Образец 2 Аморфный оксид кремния 483 2,38Е+05 0,064
Раствор С Образец 3 Аморфный оксид кремния 506 2,40Е+05 0,053
Раствор D Образец 1 Кристаллический оксид 350 1,42Е+05 0,068
кремния
Раствор D Образец 2 Кристаллический оксид 397 1,50Е+05 0,063
кремния
Раствор D Образец 3 Кристаллический оксид 378 1,46Е+05 0,060
кремния
Раствор Е Образец 1 Коллоидный оксид 514 1,03Е+05 0,063
кремния
Раствор Е Образец 2 Коллоидный оксид 598 1,15Е+05 0,072
кремния
Раствор Е Образец 3 Коллоидный оксид 627 1,23Е+05 0,071
кремния
Раскрытые выше конкретные варианты воплощения изобретения являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может претерпевать различные модификации и альтернативные формы. Однако следует понимать, что изобретение не подразумевает ограничения раскрытыми конкретными вариантами воплощения. Напротив, настоящее изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты, входящие в рамки объема и существа настоящего изобретения, определенные прилагаемой формулой изобретения. Кроме того, каждый диапазон значений (в форме от примерно a до примерно b, или, что эквивалентно, от приблизительно a до b, или, что эквивалентно, приблизительно a-b), указанный в настоящем описании конкретных вариантов воплощения, следует понимать как относящийся к множеству всех подмножеств значений соответствующего диапазона значений и задающий любой диапазон, охватываемый более широким диапазоном величины.

Claims (7)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц в состав текучей среды для заканчивания без твердой фазы, причем наночастицы выбраны из группы, состоящей из нанооксида кремния, нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа, наносульфата бария, нанотетроксида марганца, нанооксида магния, нанокарбоната кальция, нанографита, нанооксида бария, нанооксида церия, нанооксида лантана, нанодиоксида титана, наноглины, наноалюмосиликата и любого их сочетания, причем наночастицы имеют средний размер частиц менее 1 мкм и присутствуют в текучей среде для заканчивания в количестве от 10 до 70% от веса текучей среды для заканчивания, и текучая среда для заканчивания имеет плотность от 7,5 фунтов на галлон (0,8985 кг/л) до 22 фунтов на галлон (2,6356 кг/л);
    введение текучей среды для заканчивания в ствол скважины и использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины, где текучая среда для заканчивания включает основную текучую среду, состоящую из текучей среды на нефтяной основе и текучей среды на водной основе, и основная текучая среда присутствует в количестве от 25 до 99% объема текучей среды для заканчивания скважин, причем текучая среда для заканчивания включает по меньшей мере одну текучую среду на нефтяной основе, выбранную из группы, состоящей из олефина, алкана, ароматического растворителя, циклоалкана, сжиженного нефтяного газа, керосина, дизельного масла, сырой нефти, тяжелой нефти, газойля, топливного масла, парафинового масла, минерального масла, низкотоксичного минерального масла, сложного эфира, амида, полиолефина, полидиорганосилоксана, силоксана, органосилоксана, простого эфира, ацеталя, диалкилкарбоната и любого их сочетания.
    - 9 032791
  2. 2. Способ по п.1, в котором наночастицы имеют средний размер частицы в диапазоне от 1 нм до менее 1 мкм.
  3. 3. Способ по п.1, в котором наночастицы имеют средний размер частицы в диапазоне от 1 до 100 нм.
  4. 4. Способ по п.1, в котором текучая среда для заканчивания дополнительно включает по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из соли, поверхностно-активного вещества, понизителя водоотдачи, азота, диоксида углерода, агента модифицирования поверхности, вспенивателя, ингибитора коррозии, ингибитора образования отложений, агента стабилизации глин, биоцида, понизителя трения, противовспенивателя, диспергатора, хлопьеобразователя, поглотителя H2S, поглотителя СО2, поглотителя кислорода, смазки, загустителя, разжижителя, смачивающего агента и любого их сочетания.
  5. 5. Способ по п.1, дополнительно включающий спуск в скважину забойного оборудования, пока текучая среда для заканчивания находится в скважине.
  6. 6. Способ по п.1, дополнительно включающий спуск в скважину фильтра с проволочной обмоткой, пока текучая среда для заканчивания находится в скважине.
  7. 7. Способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц, имеющих средний размер от 1 до 100 нм, в состав текучей среды для заканчивания без твердой фазы, при этом наночастицы включают по меньшей мере одну наночастицу, выбранную из группы, состоящей из нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа, нанооксида кремния, наносульфата бария, нанотетроксида марганца, нанооксида магния, нанокарбоната кальция, нанографита, нанооксида бария, нанооксида церия, нанооксида лантана, нанодиоксида титана, наноглины, наноалюмосиликата и любого их сочетания, причем наночастицы присутствуют в текучей среде для заканчивания в количестве от 10 до 70% от веса текучей среды для заканчивания, и текучая среда для заканчивания имеет плотность от 7,5 фунтов на галлон (0,8985 кг/л) до 22 фунтов на галлон (2,6356 кг/л);
    введение этой текучей среды для заканчивания в ствол скважины;
    использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины и спуск в скважину забойного оборудования в текучую среду для заканчивания скважины, причем текучая среда для заканчивания включает основную текучую среду, состоящую из текучей среды на нефтяной основе и текучей среды на водной основе, где основная текучая среда присутствует в количестве от 25 до 99% от объема текучей среды для заканчивания скважины, причем текучая среда для заканчивания включает по меньшей мере одну текучую среду на нефтяной основе, выбранную из группы, состоящей из олефина, алкана, ароматического растворителя, циклоалкана, сжиженного нефтяного газа, керосина, дизельного масла, сырой нефти, тяжелой нефти, газойля, топливного масла, парафинового масла, минерального масла, низкотоксичного минерального масла, сложного эфира, амида, полиолефина, полидиорганосилоксана, силоксана, органосилоксана, простого эфира, ацеталя, диалкилкарбоната и любого их сочетания.
    Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA201491980A 2012-04-27 2013-04-26 Композиции и способы обработки скважин с использованием наночастиц EA032791B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/458,112 US9199879B2 (en) 2007-05-10 2012-04-27 Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
PCT/US2013/038343 WO2013163504A1 (en) 2012-04-27 2013-04-26 Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201491980A1 EA201491980A1 (ru) 2015-02-27
EA032791B1 true EA032791B1 (ru) 2019-07-31

Family

ID=48289719

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201491980A EA032791B1 (ru) 2012-04-27 2013-04-26 Композиции и способы обработки скважин с использованием наночастиц

Country Status (8)

Country Link
EP (1) EP2841523A1 (ru)
AR (1) AR090782A1 (ru)
AU (1) AU2013251467A1 (ru)
BR (1) BR112014026544A2 (ru)
CA (1) CA2870367A1 (ru)
EA (1) EA032791B1 (ru)
MX (1) MX355755B (ru)
WO (1) WO2013163504A1 (ru)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2022159271A1 (en) * 2021-01-20 2022-07-28 Championx Usa Inc. Methods and compositions for squeeze life enhancement

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080277116A1 (en) * 2007-05-10 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Well Treatment Compositions and Methods Utilizing Nano-Particles
US20100243236A1 (en) * 2009-03-30 2010-09-30 Chevron U.S.A. Inc. Nanoparticle-densified newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells
US20110237467A1 (en) * 2010-03-25 2011-09-29 Chevron U.S.A. Inc. Nanoparticle-densified completion fluids
US20110312857A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Amanullah Md Drilling, Drill-In and Completion Fluids Containing Nanoparticles for Use in Oil and Gas Field Applications and Methods Related Thereto

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080277116A1 (en) * 2007-05-10 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Well Treatment Compositions and Methods Utilizing Nano-Particles
US20100243236A1 (en) * 2009-03-30 2010-09-30 Chevron U.S.A. Inc. Nanoparticle-densified newtonian fluids for use as cementation spacer fluids and completion spacer fluids in oil and gas wells
US20110237467A1 (en) * 2010-03-25 2011-09-29 Chevron U.S.A. Inc. Nanoparticle-densified completion fluids
US20110312857A1 (en) * 2010-06-16 2011-12-22 Amanullah Md Drilling, Drill-In and Completion Fluids Containing Nanoparticles for Use in Oil and Gas Field Applications and Methods Related Thereto

Also Published As

Publication number Publication date
MX2014012972A (es) 2015-03-05
MX355755B (es) 2018-04-27
WO2013163504A1 (en) 2013-10-31
BR112014026544A2 (pt) 2017-06-27
AR090782A1 (es) 2014-12-03
AU2013251467A1 (en) 2014-10-23
EA201491980A1 (ru) 2015-02-27
CA2870367A1 (en) 2013-10-31
EP2841523A1 (en) 2015-03-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9199879B2 (en) Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US9512351B2 (en) Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
CA2758311C (en) Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
CA2681606C (en) Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
CA2831834C (en) A drilling fluid that when mixed with a cement composition enhances physical properties of the cement composition
CA2816126C (en) Magnesium chloride in alcoholic solvent for sorel cement
WO2010136760A1 (en) Cement compositions comprising latex and a nano-particle and associated methods
US8895487B2 (en) Cement composition containing an additive of a pozzolan and a strength retrogression inhibitor
US20150322327A1 (en) Sugar Cane Ash in Spacer Fluids
AU2015261738B2 (en) Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
EA032791B1 (ru) Композиции и способы обработки скважин с использованием наночастиц
EP2848666A1 (en) Well treatment fluids and methods utilizing nano-particles
AU2014256987B2 (en) Methods and systems for evaluating a boundary between a consolidating spacer fluid and a cement composition
CA2918017C (en) Liquid additive for cement resiliency
OA17534A (en) Cement set activators for set-delayed cement compositions and associated methods.

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