RU2057780C1 - Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы - Google Patents
Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2057780C1 RU2057780C1 SU905011106A SU5011106A RU2057780C1 RU 2057780 C1 RU2057780 C1 RU 2057780C1 SU 905011106 A SU905011106 A SU 905011106A SU 5011106 A SU5011106 A SU 5011106A RU 2057780 C1 RU2057780 C1 RU 2057780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- drilling
- polymer
- borehole
- lost circulation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 title claims abstract 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 75
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims abstract description 28
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 24
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 229910001410 inorganic ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims abstract 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 57
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 42
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- -1 anion carboxylate Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000009395 breeding Methods 0.000 claims 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 144
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 16
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 15
- 239000000047 product Substances 0.000 description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 11
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- FQHYQCXMFZHLAE-UHFFFAOYSA-N 25405-85-0 Chemical compound CC1(C)C2(OC(=O)C=3C=CC=CC=3)C1C1C=C(CO)CC(C(C(C)=C3)=O)(O)C3C1(O)C(C)C2OC(=O)C1=CC=CC=C1 FQHYQCXMFZHLAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910003480 inorganic solid Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M Lactate Chemical compound CC(O)C([O-])=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- UUMMHAPECIIHJR-UHFFFAOYSA-N chromium(4+) Chemical compound [Cr+4] UUMMHAPECIIHJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical class Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical class CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000010985 leather Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003170 water-soluble synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Sliding-Contact Bearings (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Использование: бурение скважин в нефтеносной формации, в частности для снижения или предотвращения потери циркуляции буровой жидкости. Сущность: в процессе бурения в буровую жидкость вводят реагент, обеспечивающий снижение проницаемости разбуриваемых пород в количестве до 100 % от объема буровой жидкости. В качестве указанного реагента используют непрерывно текучий гель, содержащий полиакриламид или карбоксилатсодержащий акриловый полимер, хромовый комплекс и водный растворитель. Хромовый комплекс образован по крайней мере одним электроположительным катионом Cr+ 3, по меньшей мере одним электроотрицательным анионом карлоксилата и электроотрицательным кислородом, или гидроксилом, или неорганическим ионом, или молекулой воды или их смесью. 2 з. п. ф-лы, 7 табл.
Description
Изобретение касается способа бурения в подземных нефтеносных формациях, более конкретно способа снижения потерянной циркуляции буровой жидкости во время бурения в подземных нефтеносных формациях.
Буровая жидкость циркулирует от наземной поверхности вниз в пробуриваемую скважину до забоя скважины и затем обратно к поверхности во время бурения в подземных формациях, которые содержат углеводороды. Буровые жидкости специально предназначены выполнять ряд функций, в том числе охлаждение и смазку буровой коронки, удаление буровой породы из буровой скважины, поддержание веса буровой трубы и буровой коронки, обеспечение гидростатического напора для сохранения целостности стенок буровой скважины, предотвращение значительного потока текучих сред поперек забоя буровой скважины в самой буровой скважине и наоборот.
Большинство общепринятых традиционных буровых жидкостей, известных в данной области техники именуется "буровыми растворами", которые являются дисперсиями твердых частиц в жидкости. Примерами буровых растворов являются водные дисперсии глин (например, бентонита) и/или гипса. Буровые растворы также обычно содержат одну или больше полимерных добавок в целях управления ("потерянной циркуляцией", представляющей чрезмерную подачу потока буровых жидкостей через забой буровой скважины в самой буровой скважине и в формации (см. например, патенты США N 4740319 на имя Пателя и др. N 4726906 на имя Чена и др. N 4675119 на имя Фаррара и др. N 4282928 на имя Макдональда и др. Растворы, содержащие такие материалы, как полимерные добавки, которые препятствуют утечке буровых жидкостей из буровой скважины в подземную формацию именуются "жидкостью для потерянной циркуляции".
Бурение отражается на продолжающейся эволюции разработок жидкостей для потерянной циркуляции, которые эффективно управляют потерянной циркуляцией в широком диапазоне операционных условий.
Многие жидкости для потерянной циркуляции, известные в этой области техники, являются неудовлетворительными по причине операционных ограничений, сдерживающих их полезность. Например, некоторые жидкости для потерянной циркуляции неэффективны в присутствии солевых растворов высокой концентрации. Другие подвергаются тепловому разложению, когда оказываются в условиях высоких операционных температур. Наиболее значительный недостаток состоит в отсутствии жидкостей для потерянной циркуляции в этой области техники, которые эффективно управляют потерянной циркуляцией в случаях, когда бурение происходит через пустоты, встречающиеся в подземных формациях.
Таким образом, существует потребность в жидкости для потерянной циркуляции, которая эффективно предотвращает или снижает потерянную циркуляцию буровой жидкости в самом широком диапазоне встречающихся условий бурения. Особенно существует потребность в жидкости для потерянной циркуляции, которая не только снижает потерянную циркуляцию в соответствующих подземных пластах породы, но и также имеет удовлетворительную стойкость и целостность для снижения потерянной циркуляции в пустотах, находящихся в прямом сообщении с буровой скважиной, такие, как трещины и сети трещин.
Настоящее изобретение обеспечивает способ для предотвращения или снижения потерянной циркуляции во время бурения традиционными способами в подземной нефтеносной формации. В способе используется в качестве жидкости для потерянной циркуляции, постоянно протекающий структурированный полимерный гель. Потерянная циркуляция нежелательна с экономической точки зрения, потому что она требует от оператора постоянно пополнять буровую скважину дорогой буровой жидкостью. Потерянная циркуляция также нежелательна с точки зрения рабочих операций и техники безопасности, потому что это может нанести ущерб зоне рентабельной добычи и в исключительных случаях может привести к выбросу из нефтеносной зоны с последующим пожаром скважины.
Гель используется в настоящем изобретении в соответствии с некоторыми вариантами реализации. В одном варианте реализации гель подается в буровую скважину при начале проведения буровой операции, как одна (единая) жидкость буровой скважины, выполняющая двойную роль. Альтернативно гель подается в буровую скважину как добавка в традиционную буровую жидкость, также присутствующую в буровой скважине. Гель функционирует в единственной роли жидкости для потерянной циркуляции. Наконец, гель может функционировать в оздоровительной роли путем подачи его в буровую скважину только после обнаружения потерянной циркуляции.
Полезность настоящего способа вытекает из специфической композиции геля, используемого в качестве жидкости для потерянной циркуляции. Композиция полимерного геля содержит карбоксилатсодержащий полимер, агент сшивания в виде комплекса хромового карбоксилата и водный растворитель. Компоненты геля предварительно смешиваются и сшиваются для образования непрерывно текучего геля, который эффективно препятствует потоку буровой жидкости уходить в подземный пласт породы, когда подается в буровую скважину во время операции бурения. Гель не причиняет ущерба подземной формации и может быть реверсирован, если остаточный гель нежелательно накапливается вблизи забоя буровой скважины.
Гель, используемый согласно настоящему изобретению, имеет полезность в широком диапазоне операционных усилий. Гель является эффективным в присутствии раствором солей высокой концентрации и является стойким к тепловому разложению при температурах, обычно встречающихся во время операции бурения. Далее, гель может образовываться в течение очень широкого диапазона периодов начальных работ, типов реологии, прочности и вязкости. Тем не менее гель является относительно нечувствительным к небольшим изменениям условий, при которых он образуется. Таким образом, гель легко подходит для приготовления на месте бурения, когда управление процессом часто неточное, как например, дистанционные опасные разрабатываемые месторождения в прибрежных морских зонах или в открытом море.
Дополнительно к вышеназванным операционным преимуществам гель, используемый согласно настоящему изобретению, может предоставлять практические преимущества по сравнению с жидкостями для потерянной циркуляции, известных в этой области техники. Настоящий способ является эффективным с точки зрения затрат на его использование, так как компоненты геля легко доступны и относительно недорогие. Гель может применяться с традиционным нефтебуровым оборудованием. Наконец, композиция геля относительно нетоксична для окружающей среды и безопасна для работы с ней.
Гели, аналогичные тем, которые используются в способе согласно настоящему изобретению, имеют известную полезность в соответствии с улучшенными способами обработки (СIТ), как показано в патентах США N 4683949 и N 4744499 на имя Сиданска и др. Однако требования эксплуатационных характеристик геля для потерянной циркуляции отличаются от эксплуатационных характеристик гелей СIТ. Композиция и результирующие свойства жидкости для потерянной циркуляции должны быть специфическими в отношении требований эксплуатационных характеристик буровой операции. Настоящее изобретение удовлетворяет эту потребность в области техники своим способом, в котором используется композиция полимерного геля для управления потерянной циркуляцией во время бурения нефтеносных скважин в широком диапазоне условий.
Настоящее изобретение является способом для снижения потерянной циркуляции во время проведения буровых операций в соответствии со способами, известными специалистам в этой области техники. Способ согласно настоящему изобретению может быть инициирован либо как предотвращающий потерю циркуляции, либо, как средство устранения потерянной циркуляции, когда последняя уже произошла. Потерянная циркуляция определяется по вводу буровой жидкости во вновь пробуриваемую формацию, породы, значительно сниженного объема буровой жидкости, возвращающейся на поверхность или неспособности поддержать колонну буровой жидкости в буровой скважине.
Способ инициируется путем образования композиции сшитого полимерного геля на поверхности земли для подачи в пробуриваемую скважину. Термин "сшитый полимерный гель" относится к непрерывной трехмерной сшитой полимерной сети, имеющей высокую молекулярную массу. Гель содержит жидкостную среду, такую, как вода, которая содержится в твердотельной полимерной сетке. Слияние жидкости и твердотельного компонента в однофазную систему образует гель с единым поведением фазы.
Композиция геля, используемого в настоящем изобретении, содержит полимер, сшивающий агент и водный растворитель. Полимер является карбоксилатсодержащим полимером, который является сшивающимся водорастворимым полимером, имеющим одну или больше карбоксилатных групп или альтернативно имеющим одну или больше групп, способных гидролизоваться до карбоксилатных групп (например, амидные группы). Карбоксилатсодержащий полимер, удовлетворяющий эти критерии, может быть либо синтетическим полимером, либо биополимером. Средняя молекулярная масса полимера в диапазоне от 10000 примерно до 50000000, предпочтительно от 100000 до 20000000 и наиболее предпочтительно примерно от 200000 до 15000000.
Предпочитаемый полимер согласно настоящему изобретению является полимером акриламида, который здесь определяется, как сшивающийся, водорастворимый синтетический полимер, содержащий одну или больше акриламидных групп. Полезные акриламидные полимеры включают в себя полиакриламид, частично гидролизованный полиакриламид, и термополимеры, содержащие акриламид, акрилат и третьи продукты. Как здесь определено, полиакриламид (РА) является полимером акриламида, имеющим менее 1% акриламидных групп в карбоксилатной форме. Частично гидролизованный полиакриламид (РНРА) является полимером акриламида, имеющим от 1% до 10% акриламидных групп в карбоксилатной форме. Акриламидный полимер может быть получен согласно любому традиционному способу, известному в этой области техники, но предпочтительно имеет свойства акриламидного полимера, полученного по способу, описанному в патенте США N Ре. 32.114 на имя Аргабрайта и др.
Сшивающий агент, согласно настоящему изобретению, является комплексом хромового карбоксилата. Термин "комплекс", как здесь определяется, является ионом или молекулой, содержащей два или более взаимосвязанных ионных радикальных или молекулярных продуктов.
Комплекс, согласно настоящему изобретению, включает в себя по крайней мере, один или больше продуктов электроположительного хрома III и один или больше продуктов электроотрицательного карбоксилата. Комплекс может также выгодно содержать электроотрицательные гидроокись или кислорода. Считается, что когда два или больше продуктов хрома III присутствует в комплексе, продукты кислорода или гидроокиси могут помогать связывать продукты хрома III. Каждый комплекс факультативно может содержать дополнительные продукты, которые не являются существенными для функции сшивания полимера комплекса. Например, неорганические моно- и/или дивалентные ионы, которые функционируют просто для уравновешивания электрического заряда комплекса, или одна или больше молекул воды могут быть связаны с каждым комплексом. Показательные формулы таких комплексов включают в себя:
[Cr3(OH)2(CH3CO2)6]NO3 ·6H2O
[Cr3(H2O)2(CH3CO2)6](CH3CO2)3 ·H2O
"Трехвалентный хром" и "хромовый ион" эквивалентны терминам, охватываемыми термином "продукты хром III", как здесь используются.
[Cr3(OH)2(CH3CO2)6]NO3 ·6H2O
[Cr3(H2O)2(CH3CO2)6](CH3CO2)3 ·H2O
"Трехвалентный хром" и "хромовый ион" эквивалентны терминам, охватываемыми термином "продукты хром III", как здесь используются.
Карбоксилатные продукты выгодно происходят из водорастворимых солей карбоксильных групп кислот, особенно низкомолекулярного веса моно-основных кислот. Карбоксилатные продукты, полученные из солей муравьиной, уксусной, пропионовой и молочной кислот, замещенных производных их и смесей их являются особенно предпочтительными. Карбоксилатные виды включают в себя следующие водорастворимые продукты: формат, ацетат, пропионат, лактат, замещенные производные и их смеси. Примеры факультативных неорганических ионов включают в себя ионы натрия, сульфата, нитрата и хлорида.
Хост (первичное ядро) комплексов описанного выше типа и способ их получения известны из области дубления кожи. Эти комплексы описаны в работе Шаттлворта и Руссела, помещенной в журнале "Общества химии товарной кожи, "Кинетика дубления хромом, часть I", Великобритания, 1965, т.49, с. 133-154, "Часть III", Великобритания, 1965, т.49, с. 251-260, "Часть IV", Великобритания, 1965, т. 49, с. 261-268, и в работе фон-Эрдмана, опубликованной в "Дас Ледер", под названием "Конденсация солей моноядерного хрома III в полиядерные соединения" Эдвард Ройтер Ферлаг, Дармштат Германия, 1963, т. 14, с. 249, Юди, Марвин Дж, Хром, том. I: химия хрома и его соединений, Рейнхольд паблишинг корп, Н-й 1956, с.229-233, и Коттон и Вилкинсон, Прогрессивная неорганическая химия, 3 издание, Джон Вилей и Сона инк, Н-й 1972, с. 836-839, также описывает типовые комплексы, которые могут быть в объеме настоящего изобретения. Настоящее изобретение не ограничивается специфическими комплексами и их смесями, которые описаны, а могут включать в себя другие, соответствующие вышеприведенным определениям.
Соли хрома и неорганического моновалентного катиона, например СzCl3, могут также объединяться с комплексом сшивающего агента для ускорения желатинизации полимерного раствора, как описано в патенте США N 4723605.
Гель образуется путем смешивания полимера, сшивающего агента и водного раствора на поверхности земли. Смешивание на поверхности широко охватывает наряду с другим смешивание компонентов геля в массу на поверхности перед подачей в скважину или одновременно смешивание компонентов вблизи устья буровой скважины с помощью совместно функционирующего средства смешивания во время подачи в скважину.
Смешивание производится, например, путем растворения исходных материалов для сшивающего агента в соответствующем водном растворе. Иллюстративные исходные материалы включают в себя твердотельные вещества CrAc3, H2O, Cr3Ac7(OH)2 или раствор, обозначенный как "50%-ный раствор хромового ацетата", выпускаемый промышленностью, например, фирмой "Мак-Жан-Рокс хемикал ко". 1250 Терминал тауер, Кливленд, Огайо 44113, США. Раствор сшивающего агента затем смешивался с водным раствором полимера для образования геля. Среди других альтернатив исходные материалы для сшивающего агента могут растворяться непосредственно в водном растворе полимера для образования геля в одной стадии.
Настоящий способ дает возможность использователю получить гель, имеющий заданную скорость желатинизации и заданные свойства геля в отношении прочности и тепловой стабильности из вышеописанной композиции. Скорость желатинизации определяется, как степень образования геля в зависимости от длительности времени, или, что является синонимом, от скорости сшивания в геле. Степень сшивания может количественно выражаться рядом переменных, включающих в себя вязкость, прочность и закупоривающую эффективность геля. Закупоривающая эффективность определяется, как нормализованное уменьшение скорости потока через узкое сужение или пористую среду, представляемую сшитым полимерным гелем относительно негелевой жидкости, такой, как раствор несшитого полимера, имеющий ту же концентрацию полимера, как гель. Прочность геля текучего геля определяется, как сопротивление геля просачиванию или протеканию. Тепловая стабильность является способностью геля выдерживать экстремальные температуры без разложения его.
Приспосабливание геля по типу настоящего изобретения для удовлетворения требований эксплуатационных характеристик, для конкретной операции бурения достигается частично путем корректирования независимых параметров желатинизации с зависимой переменной скорости желатинизации с зависимой переменной скорости желатинизации и результирующей прочностью и стабильностью геля. Независимые параметры желатинизации являются условиями желатинизации на поверхности и на месте применения, которые включают в себя: рН, температуру, ионную силу и специфическое электролитическое образование водного раствора, концентрацию полимера, пропорциональное отношение полимера к общей массе продуктов хрома III и карбоксилата в смеси, степени гидролиза полимера и средняя молекулярная масса полимера.
Рабочие диапазоны параметров желатинизации согласуются или корректируются с зависимыми переменными скорости желатинизации и свойствами результирующего геля с помощью средств, включающих в себя качественное испытание в колбах, количественный анализ вязкости, испытания на фильтрацию и эксперименты затопления сотова. Рабочие диапазоны ряда параметров желатинизации и их согласование с зависимыми переменными описываются ниже.
Нижний предел температуры геля на поверхности является точкой замерзания, и верхний предел является тепловым преде- лом стабильности полимера. Температура может регулироваться путем нагревания или охлаждения водного раствора. Увеличение температуры в заданном диапазоне повышает скорость желатинизации.
Начальное рН геля находится в диапазоне от 7 до 13. Хотя жеталинизация может происходить при кислотном рН, понижение начального рН ниже 7 не способствует желатинизации. Когда полимером является РНРА, увеличение рН в заданном диапазоне повышает скорость желатинизации.
Концентрация полимера в геле составляет около 500 частей на 1 млн вплоть до предела растворимости полимера в растворителе или реологических ограничений полимерного раствора, предпочтительно примерно от 750 до 200000 частей на 1 млн и наиболее предпочтительно примерно от 1000 до 50000 частей на 1 млн. Увеличение концентрации полимера повышает ско- рость желатинизации и предельную прочность геля при постоянном пропорциональном отношении полимера к сшивающему агенту.
Ионная сила водного растворителя может быть от ионной силы деионизированной дистиллированной воды до ионной силы рассола, имеющего ионную концентрацию, близкую к пределу растворимости рассола. Вообще свежая вода имеет концентрацию всех растворенных твердых веществ ниже 500 частей на 1 млн, и образуемый рассол имеет концентрацию всех растворенных твердых веществ выше 500 частей на 1 млн. Таким образом, свежая вода и полученные рассолы входят в полезный диапазон настоящего изобретения. Увеличение ионной силы раствора может увеличить скорость желатинизации.
Массовое отношение полимера к продуктам хрома III и карбоксилата, включая смесь, составят от 1:1 до 500:1, предпочтительно от 2,5:1 до 100:1 и наиболее предпочтительно от 5:1 до 40:1. Уменьшение пропорционального отношения вообще увеличивает скорость желатинизации и увеличивает до определенной степени проч- ность геля, особенно при постоянной высокой концентрации полимера.
Степень гидролиза в отношении поли- мера акриламида составляет от 0 до 60% и предпочтительно от 0 до 30% В предпочитаемом диапазоне увеличение степени гидролиза в большинстве случаев увеличивает скорость желатинизации. Увеличение молекулярного полимера увеличивает прочность геля.
Из этих корреляций видно, что можно производить гели, которые удовлетворяют требования эксплуатационных характеристик данной ситуации бурения. Требования эксплуатационных характеристик включают в себя условия на месте бурения, такие, как температура, рабочие параметры бурения и геология залегающих пород. Аналитические способы, известные специалисту в этой области техники, используются для определения требований эксплуатационных характеристик.
Вообще гель должен иметь достаточную прочность, чтобы по существу устранять или снижать потерянную циркуляцию буровой жидкости, когда соответствующее количество геля подано в буровую скважину. Снижение потерянной циркуляции, означает, что степень потерянной циркуляции, происходящей при использовании геля, меньше, чем степень потерянной циркуляции, испытываемой при использовании традиционной буровой жидкости и при отсутствии геля. Гели согласно настоящему изобретению, удовлетворяющие эти критерии, обычно имеют динамическую вибрационную (колебательную) вязкость при 0,1 рад/с в интервале от 5х102 до 105 сПз и предпочтительно в интервале от 5х103 до 4х107 сПз. Прочность геля может быть усилена с помощью суспензии инертных твердых частиц в геле, включая инертные нерастворимые неорганические твердые вещества, такие, как песок или фиброгласс или инертные нерастворимые неорганические твердые вещества, такие, как целлюлозные и пластиковые волокна.
Количество геля, используемого в настоящем способе, зависит от геологических свойств подземной формации, а также условий операции бурения. Когда встречаются большие пустоты во время бурения, которые сообщаются с буровой скважиной, могут потребоваться большие количества геля для заполнения пустот и закупоривания забоя буровой скважины. В таких случаях объемы геля порядка 500 баррелей или больше могут быть необходимы для осуществления способа согласно настоящему изобретению. Однако, если большие пустоты не встречаются во время бурения, обычно требуемый объем геля будет составлять только величину примерно равную пробуренному стволу скважины, чтобы реализовать настоящее изобретение.
Считается, что гель функционирует, как жидкость для потерянной циркуляции путем покрытия и закупоривания забоя буровой скважины, чтобы предотвратить утечку жидкостей через забой. По существу, все снижение проницаемости, вызываемое гелем в формации породы, происходит непосредственно смежно с забоем буровой скважины, т. е. в пределах примерной 1 см от забоя буровой скважины. Гель значительно не проникает в матрицу формации породы свыше названного расстояния. Как результаты гель не наносит вреда формации породы в смысле, что он по существу, не препятствует последующему открытию нефтеносных залежей из формации породы или впрыску жидкостей в формацию породы.
Используемый здесь термин "забой буровой скважины" означает включающим в себя не только сторону пробуриваемого бурового отверстия, но и сторону любого пустотного пространства, находящегося в прямом сообщении с пробуренным буровым отверстием, в том числе зоны изломов, сетей изломов, пустот и других пустотных образований. Эти пустоты могут уходить далеко в сторону от буровой скважины в формации породы, но отличаются от матрицы формации породы путем наличия проницаемости почти равной проницаемости буровой скважины, тогда как проницаемость матрицы значительно ниже, чем любая иная.
Настоящее изобретение может быть реализовано в соответствии с рядом разных вариантов реализации. В одном варианте реализации изобретения гель подается в буровую скважину при начале буровых работ традиционной буровой операции. Гель циркулирует в буровой скважине во время операции бурения для выполнения функций буровой жидкости и предотвращения потерянной циркуляции.
В другом варианте реализации гель является жидкостью для потерянной циркуляции, добавляемой в традиционный буровой раствор. Термин "буровой раствор", как здесь используется, является буровым раствором, известным в этой области техники, который не содержит геля, используемого согласно настоящему способу. Гель добавляется в буровой раствор таким образом, что происходит равномерное перемешивание обоих без заметного физического разрушения геля. Буровая операция производится с помощью бурового раствора, проводимой традиционным способом, в то время, как гель действует в качестве средств предотвращения потерянной циркуляции. В этом случае гель может также выгодно усиливать реологические свойства бурового раствора.
Еще в одном варианте реализации настоящего изобретения гель используется в ремонтной или оздоровительной роли. Когда обнаружена потерянная циркуляция во время буровой операции с использованием традиционной буровой жидкости, гель заменяет весь объем буровой жидкости либо при продолжении операции бурения, либо во время приостановки операции бурения в буровой скважине. Если бурение не приостанавливалось во время ввода геля в буровую скважину, бурение продолжается с помощью геля, функционирующего в качестве буровой жидкости и жидкости предотвращения потерянной циркуляции. Если бурение приостанавливается, бурение может быть возобновлено после подачи геля в буровую скважину при одновременном использовании геля как буровой жидкости и как жидкости предотвращения потерянной циркуляции, и подавая дополнительную традиционную буровую жидкость в буровую скважину для ее действия в качестве буровой жидкости.
Во всех вариантах реализации настоящего изобретения, описанных выше, жидкость для предотвращения потерянной циркуляции может вводиться в буровую скважину как полностью гелевый (желатинизированный) состав или альтернативно, как частично гелевый состав.
Если жидкость вводится, как частичный гель, полная желатинизация затем происходит на месте использования. Введение частичных гелей составляет средство увеличения вязкости геля на месте применения с течением времени, что может быть выгодным в некоторых случаях.
"Частичный гель", как здесь используется, представляет собой по крайней мере, немного сшитый, но способный к дальнейшему сшиванию для получения результирующего полностью сшитого требуемого геля без добавления дополнительного сшивающего агента. Частичные гели имеют вязкость или эффективность закупоривания больше, чем у раствора несшитого полимера. Полная желатинизация означает, что композиция геля и его способность к дальнейшему сшиванию утрачена потому, что один или больше реагентов в исходном растворе себя исчерпали. Дальнейшее сшивание возможно только в случае, если в состав геля будут добавлены либо полимер, либо сшивающий агент, или оба вместе.
В любом случае все гели, используемые в способе согласно настоящему изобретению, являются реверсивными. Таким образом, если требуется усилить удаление остаточного геля из буровой скважины после операции бурения, это может быть достигнуто путем реверсирования геля с помощью традиционного прерывателя, таких, как пероксиды, гипохлориты и персульфаты. Прерыватель может быть включен в начальную композицию геля на поверхности для прерывания геля с течением времени или прерыватель может подаваться в буровую скважину отдельно и реверсировать гель при контактировании с ним в требуемое время.
Нижеприведенные примеры показывают реализацию и полезность настоящего изобретения, но не являются ограничивающими примерами изобретения.
Нижеприведенные данные полезны при интерпретировании качественных данных, изложенных в примерах.
Код прочности геля:
А. Нет детектируемого образованного геля: гель показывает ту же вязкость, что и первоначальный раствор полимера и гель визуально не обнаруживается.
А. Нет детектируемого образованного геля: гель показывает ту же вязкость, что и первоначальный раствор полимера и гель визуально не обнаруживается.
В. Высоко текучий гель: гель является лишь незначительно более вязким, чем у первоначального раствора полимера.
С. Текучий гель: большинство детектируемого геля течет в колбу при инверсии.
D. Умеренно текучий гель: только небольшая часть (примерно от 5 до 15%) геля не течет просто в колбу при инверсии, этот гель именуется, как "хвостовой" гель.
Е. Едва текущий гель: гель может едва течь в колбу, или значительная часть (более 15%) геля не течет после инверсии.
Растворы полимеров нижеследующих примеров были приготовлены путем разбавления водного раствора акриламидного полимера водным растворителем и объединения разбавленного полимерного раствора с раствором сшивающего агента в 0,12 л широкогорлой колбе для образования 0,05 л пробы. Проба желатинизировалась в этой закрытой колбе, и качественная прочность геля определялась путем периодического инвертирования колбы.
Когда были получены количественные данные о вязкости, гель подавался при переменных давлении и температуре по реометру (вискозиметру), имеющий вибрационный режим порядка 0,1 рад/с, и 100% напряжений деформации растягивания. Явная вязкость при скорости среза 0,1 с-1 регистрируется как функция времени.
Во всех примерах акриламидный раствор является частично гидролизованным полиакриламидом (РНРА), который гидролизован на 30% Раствор сшивающего агента является комплексом или смесью комплексов, содержащих ионы хрома III и ацетата, полученные в результате растворения твердого CrAc3 ·H2O или Cr3Ac7(OH)2 в воде или разбавления раствора, выпускаемого промышленностью под названием "50% раствор хромового ацетата". Водным растворителем является пресная (водопроводная) вода местности Денвер, Корорадо, США, если не оговорено иначе.
П р и м е р 1. РНРА имел мол.мас. 11000000 и водным растворителем был солевой раствор NaCl, имеющий концентрацию 5000 частей на 1 млн. рН раствора желатинизации было 8,6, температура 22оС, и отношение РНРА к хрому III 44:1.
Данные таблицы 1 показывают, что прочность геля могла изменяться путем изменения концентрации полимера в растворе желатинизации при одновременном сохранении отношения полимера к сшивающему агенту постоянным.
П р и м е р 2. РНРА имел мол.мас. 5000000 и имел концентрацию 8400 частей на 1 млн. в растворе желатинизации. Водный растворитель был солевым раствором NaCl, концентрацией 5000 частей на 1 млн. рН раствора желатинизации было 12,5, температура 22оС, отношение РНРА к хрому III 40:1.
Данные, приведенные в табл.2, показывают, что используемый гель может быть получен даже при относительно высоком рН.
П р и м е р 3. Ряд гелей был получен в условиях примера 2, но при нейтральном рН 7. Обычные соли нефтеносных районов добавлялись в растворы желатинизации во время образования геля.
Данные, приведенные в табл.3, показывают, что гели могут быть образованы со свойствами, делающими их относительно нечувствительными к количеству обычных солей в нефтеносных залежах.
П р и м е р 4. РНРА имел мол.мас. 11000000. Отношение полимера к сшиваемому агенту 66:1. Водный растворитель был синтетическим солевым раствором места нефтедобычи при рН 7,5 и температуре 22оС. Состав соляного раствора изложен ниже.
Данные, приведенные в табл.4, показывают, что используемые гели могут быть получены в солевых растворах нефтяных месторождений.
П р и м е р 5. РНРА был мол.мас. 5000000 и водный растворитель был солевым раствором нефтеносного месторождения, имеющим концентрацию Н2S выше, чем 100 част. на 1 млн. и общую концентрацию растворенных твердых веществ 0,33% Композиция растворителя показана ниже, рН раствора желатинизации было 8,5 и температура 60оС.
Данные, приведенные в табл.5, показывают, что используемые полезные гели могут быть образованы в присутствии Н2S и при повышенных температурах.
П р и м е р 6. РНРА был мол.мас. 5000000 и водный растворитель был NaCl концентрации 3000 частей на 1 млн. Концентрация РНРА в растворе желатинизации была 5000 частей на 1 млн. и отношение РНРА к хрому III было 32:1. рН раствора было 10,2 и температура 22оС.
Три эксперимента проводились для определения эффектов срезывающего усилия на гель. Гель в опыте 1 подвергался старению без перемешивания. Гель в опыте 2 помешивался в течение пяти минут при 1750 об/мин лопатками 5 см в закрытой колбе 6 см внутрен. диаметра после одного часа старения. Гель в опыте 3 пропускался принудительно через нейлоновую трубку длиной 10 см с внутренним диаметром 1,16 см со скоростью 100 см3 за 7,2 с, и при падении давления 410 кПа (скорость срезывающего усилия примерно 50000 с-1) после одного часа старения.
Данные, приведенные в табл.6, показывают, что гели сохраняют свою целостность даже после подвергания срезывающему усилию во время желатинизации.
П р и м е р 7. Два образца геля были приготовлены из РНРА, имеющего молекулярную массу 5000000, в водном растворителе примера 5. Гель первого образца сшивался с помощью хрома III, гель второго образца сшивался с помощью сливающей системы окисления-восстановления хрома IV. Отношение РНРА к сшивателю было оптимизировано в отношении каждой системы геля.
Тикстотропные петли были постоянными экспериментами на срезывающее усилие, проводимыми при 22оС на реометре реометрического давления.
Данные, приведенные в табл.7, показывают, что гель, согласно настоящему изобретению, имеет значительно большую способность выдерживать срезывающее усилие по сравнению с гелем, полученным с помощью другой системы сшивающего его агента.
П р и м е р 8. РНРА имел мол.мас. 5000000 и водный растворитель был рассолом NaCl концентрации 3000 частей на 1 млн. Концентрация РНРА в растворе желатинизации была 5000 частей на 1 млн. рН раствора желатинизации была 10,2, температура была 105оГ, отношение РНРА к хрому III блыо 32:1. Раствор желатинизации подвергался старению в течение одного часа после перемешивания, в течение которого гель визуально не наблюдался в колбе. Образец геля 50 см3 помещался в держатель фильтра Миллипор. Подавалось давление 50 функт-дюйм 2 на гель в целях пропускания геля через 8-микронный ацетатцеллюлозный фильтр Миллипор диаметром 47 мм. Только 0,8 см3 раствора желатинизации прошло через фильтр по истечении 10 мин после приложения давления. Здесь раствор полимера 50 см3 без сшивающего агента прошел через фильтр за 2,6 мин при идентичных условиях опыта.
Результаты показывают, что раствор желатинизации достаточно сшивается только по истечении часа старения, чтобы сделать его по существу, нефильтрующимся. Аналогичным образом раствор желатинизации, который не может пройти через 8-микронный фильтр, не будет считаться удовлетворительно проникающим матрицу соответствующей формации породы, имеющий способность просачивания (пенетрации) менее 100 мд. Тем не менее экспериментальные испытания показывают, что раствор желатинизации остается высоко текучим для использования в качестве буровой жидкости.
П р и м е р 9. Выдержанный старением гель был получен путем сшивания РНРА с комплексом ацетата хрома. РНРА имел мол.мас. 11000000 и разбавлялся до концентрации 5000 частей на 1 млн в синтетической впрыскиваемой воде. Около 0,5 геля впрыскивалось в течение 14 ч поперек забоя (стороны) пробки керна из карбоната "Мидконтинет филд" при подаче дифференциального давления 42 фунт/дюйм 2 на отрезок пробки. Керновая пробка была длиной 2,7 см и диаметром 2,5 см. Светлый фильтрат, имеющий по существу вязкость воды, был получен из керновой пробки.
После впрыска геля керновая пробка заполнялась на два дня 8 объемами пор рассола, пока проницаемость керновой пробки не стабилизировалась на 4,1 микродарсий (мд) (Кконеч./Кначальн.=0,00012). После этого первые 4 мм кернового материала со стороны впрыска срезались с керна. Проницаемость остальной пробки слегка превышала начальную проницаемость пробки (35 мд).
Результаты показывают, что снижение проницаемости определяется материалом керна в первых 4 мм со стороны впрыска. Таким образом, гель по существу не наводняет формацию породы и не вызывает снижение проницаемости в матрице на значительном расстоянии от стенки буровой скважины.
Claims (3)
1. СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ УМЕНЬШЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОЙ ЖИДКОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В ФОРМАЦИИ НЕФТЕНОСНОЙ ПОРОДЫ, включающий введение в скважину в процессе ее бурения реагента, обеспечивающего снижение проницаемости разбуриваемых пород, отличающийся тем, что в качестве реагента, обеспечивающего снижение проницаемости разбуриваемых пород, используют приготовленный на поверхности непрерывно текучий гель, содержащий полиакриламид или карбоксилатсодержащий акриловый полимер, хромовый комплекс, образованный по меньшей мере одним электроположительным катионом Cr+ 3, по меньшей мере один электроотрицательным анионом карбоксилата электроотрицательным кислородом, или гидроксилом, или неорганическим ионом, или молекулой воды, или их смесью и водный растворитель указанных полимеров и хромового комплекса, при этом указанный непрерывно текучий гель используют в количестве до 100% от массы циркулирующей буровой жидкости.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного растворителя указанного полимера и хромового комплекса используют воду или водный раствор минеральных солей.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что непрерывно текучий гель имеет исходное pH 7,0 12,5.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/380,565 US4989673A (en) | 1989-07-14 | 1989-07-14 | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
| US380.565 | 1989-07-14 | ||
| PCT/US1990/002899 WO1991001430A2 (en) | 1989-07-14 | 1990-05-22 | Lost circulation fluid for oil field drilling operations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2057780C1 true RU2057780C1 (ru) | 1996-04-10 |
Family
ID=23501653
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU905011106A RU2057780C1 (ru) | 1989-07-14 | 1990-05-22 | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4989673A (ru) |
| CN (1) | CN1022119C (ru) |
| AU (1) | AU628608B2 (ru) |
| BR (1) | BR9007244A (ru) |
| CA (1) | CA2016417C (ru) |
| EG (1) | EG19240A (ru) |
| GB (1) | GB2248865B (ru) |
| MX (1) | MX166490B (ru) |
| NL (1) | NL9021077A (ru) |
| NO (1) | NO303403B1 (ru) |
| RO (1) | RO112773B1 (ru) |
| RU (1) | RU2057780C1 (ru) |
| TN (1) | TNSN90100A1 (ru) |
| WO (1) | WO1991001430A2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| USRE46028E1 (en) | 2003-05-15 | 2016-06-14 | Kureha Corporation | Method and apparatus for delayed flow or pressure change in wells |
| US9708878B2 (en) | 2003-05-15 | 2017-07-18 | Kureha Corporation | Applications of degradable polymer for delayed mechanical changes in wells |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5065820A (en) * | 1990-10-09 | 1991-11-19 | Atlantic Richfield Company | Control of lost circulation in wells |
| MX9202311A (es) * | 1992-03-20 | 1993-09-01 | Marathon Oil Co | Gel reforzado con fibra para usarse en proceso de tratamiento subterraneo. |
| US5495891A (en) * | 1994-11-08 | 1996-03-05 | Marathon Oil Company | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid |
| US5682951A (en) * | 1995-12-07 | 1997-11-04 | Marathon Oil Company | Foamed gel completion, workover, and kill fluid |
| US5706895A (en) * | 1995-12-07 | 1998-01-13 | Marathon Oil Company | Polymer enhanced foam workover, completion, and kill fluids |
| US5849674A (en) * | 1996-10-15 | 1998-12-15 | Phillips Petroleum Company | Compositions and processes for oil field applications |
| US6102121A (en) * | 1997-10-31 | 2000-08-15 | BottomLine Industries, Inc. | Conformance improvement additive, conformance treatment fluid made therefrom, method of improving conformance in a subterranean formation |
| US6218343B1 (en) * | 1997-10-31 | 2001-04-17 | Bottom Line Industries, Inc. | Additive for, treatment fluid for, and method of plugging a tubing/casing annulus in a well bore |
| US6016871A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Hydraulic fracturing additive, hydraulic fracturing treatment fluid made therefrom, and method of hydraulically fracturing a subterranean formation |
| US6016879A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Lost circulation additive, lost circulation treatment fluid made therefrom, and method of minimizing lost circulation in a subterranean formation |
| US6098712A (en) * | 1997-10-31 | 2000-08-08 | Bottom Line Industries, Inc. | Method of plugging a well |
| US6016869A (en) * | 1997-10-31 | 2000-01-25 | Burts, Jr.; Boyce D. | Well kill additive, well kill treatment fluid made therefrom, and method of killing a well |
| WO2003048526A2 (en) * | 2001-12-03 | 2003-06-12 | Wyo-Ben, Inc. | Composition for use in sealing a porous subterranean formation, and methods of making and using |
| US20040129460A1 (en) * | 2002-08-01 | 2004-07-08 | Macquoid Malcolm | Method for using coconut coir as a lost circulation material for well drilling |
| US7866394B2 (en) * | 2003-02-27 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services Inc. | Compositions and methods of cementing in subterranean formations using a swelling agent to inhibit the influx of water into a cement slurry |
| US7642223B2 (en) * | 2004-10-18 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of generating a gas in a plugging composition to improve its sealing ability in a downhole permeable zone |
| US7690429B2 (en) * | 2004-10-21 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using a swelling agent in a wellbore |
| US7891424B2 (en) * | 2005-03-25 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services Inc. | Methods of delivering material downhole |
| US7870903B2 (en) * | 2005-07-13 | 2011-01-18 | Halliburton Energy Services Inc. | Inverse emulsion polymers as lost circulation material |
| EP2315818A1 (en) * | 2008-08-18 | 2011-05-04 | Services Pétroliers Schlumberger | Release of chemical systems for oilfield applications by stress activation |
| WO2012123011A1 (en) | 2011-03-11 | 2012-09-20 | Services Petroliers Schlumberger | Well treatment |
| CN102604609B (zh) * | 2012-02-07 | 2014-11-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 异部交联堵水调剖凝胶剂及其制备方法 |
| CN103509535B (zh) * | 2012-06-29 | 2016-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 水基钻井液的降滤失方法及降滤失剂的制备方法 |
| RU2016135596A (ru) * | 2014-03-31 | 2018-05-04 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Буровой раствор, способ бурения и способ контроля поглощения бурового раствора |
| US10233372B2 (en) * | 2016-12-20 | 2019-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation material for seepage to moderate loss control |
| CN108005610A (zh) * | 2017-10-13 | 2018-05-08 | 中国煤炭地质总局第勘探局 | 深孔钻探护壁堵漏工艺 |
| US10442972B2 (en) | 2018-01-29 | 2019-10-15 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Drilling fluid composition containing treated date pit particles and methods of use thereof |
| CA3044153C (en) | 2018-07-04 | 2020-09-15 | Eavor Technologies Inc. | Method for forming high efficiency geothermal wellbores |
| US10982499B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-04-20 | Saudi Arabian Oil Company | Casing patch for loss circulation zone |
| CN114961638B (zh) * | 2022-07-07 | 2023-06-20 | 大庆市佰昂石油科技有限公司 | 一种超分子凝胶-低温高强度凝胶套损固砂堵漏方法 |
Family Cites Families (32)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3081260A (en) * | 1960-03-25 | 1963-03-12 | Pan American Petroleum Corp | Low solids drilling fluid |
| US3208524A (en) * | 1960-09-26 | 1965-09-28 | Exxon Production Research Co | Process for controlling lost circulation |
| US3265631A (en) * | 1961-10-10 | 1966-08-09 | Gen Mills Inc | Gum gel compositions and compositions and processes for their production |
| US3243000A (en) * | 1965-06-23 | 1966-03-29 | Exxon Production Research Co | Method and composition for drilling wells and similar boreholes |
| US3740360A (en) * | 1970-11-12 | 1973-06-19 | Dow Chemical Co | Sealing composition and method |
| US3909421A (en) * | 1971-08-19 | 1975-09-30 | Preston G Gaddis | Method of making high viscosity aqueous mediums |
| US3921733A (en) * | 1972-02-09 | 1975-11-25 | Phillips Petroleum Co | Method of drilling a borehole using gelled polymers |
| US3818998A (en) * | 1972-06-27 | 1974-06-25 | Phillips Petroleum Co | Method of reducing lost circulation during well drilling |
| US3762485A (en) * | 1972-09-05 | 1973-10-02 | Milchem Inc | Process for the prevention of balling |
| US4043921A (en) * | 1975-09-10 | 1977-08-23 | Phillips Petroleum Company | Cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| US4282928A (en) * | 1977-07-08 | 1981-08-11 | The Dow Chemical Co. | Method for controlling permeability of subterranean formations |
| US4183406A (en) * | 1978-08-01 | 1980-01-15 | Exxon Production Research Company | Method of treating a borehole using gellable polymers |
| USRE32114E (en) * | 1981-06-19 | 1986-04-15 | Marathon Oil Company | Oil recovery process |
| US4740319A (en) * | 1984-04-04 | 1988-04-26 | Patel Arvind D | Oil base drilling fluid composition |
| CA1258734A (en) * | 1984-06-25 | 1989-08-22 | Roger C. Zillmer | Gel and process for preventing loss of circulation and combination process for enhanced recovery |
| GB8419805D0 (en) * | 1984-08-03 | 1984-09-05 | Allied Colloids Ltd | Aqueous drilling and packer fluids |
| GB8428985D0 (en) * | 1984-11-16 | 1984-12-27 | Allied Colloids Ltd | Water soluble polymers |
| US4726906A (en) * | 1984-11-23 | 1988-02-23 | Calgon Corporation | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds |
| US4664816A (en) * | 1985-05-28 | 1987-05-12 | Texaco Inc. | Encapsulated water absorbent polymers as lost circulation additives for aqueous drilling fluids |
| US4683949A (en) * | 1985-12-10 | 1987-08-04 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel |
| US4744418A (en) * | 1986-01-27 | 1988-05-17 | Marathon Oil Company | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications |
| US4844168A (en) * | 1985-12-10 | 1989-07-04 | Marathon Oil Company | Delayed in situ crosslinking of acrylamide polymers for oil recovery applications in high-temperature formations |
| US4744419A (en) * | 1986-01-27 | 1988-05-17 | Marathon Oil Company | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a crosslinked polymer |
| US4706754A (en) * | 1986-03-14 | 1987-11-17 | Marathon Oil Company | Oil recovery process using a delayed polymer gel |
| US4770245A (en) * | 1986-10-14 | 1988-09-13 | Marathon Oil Company | Rate-controlled polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4723605A (en) * | 1986-12-09 | 1988-02-09 | Marathon Oil Company | Accelerated polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4730675A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Marathon Oil Company | Plugging an abandoned well with a polymer gel |
| US4724906A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-16 | Marathon Oil Company | Wellbore cementing process using a polymer gel |
| US4730674A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Marathon Oil Company | Plugging a tubing/casing annulus in a wellbore with a polymer gel |
| US4722397A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-02 | Marathon Oil Company | Well completion process using a polymer gel |
| US4688639A (en) * | 1986-12-24 | 1987-08-25 | Marathon Oil Company | Polymer gelation process for oil recovery applications |
| US4779680A (en) * | 1987-05-13 | 1988-10-25 | Marathon Oil Company | Hydraulic fracturing process using a polymer gel |
-
1989
- 1989-07-14 US US07/380,565 patent/US4989673A/en not_active Expired - Lifetime
-
1990
- 1990-05-09 CA CA002016417A patent/CA2016417C/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-05-22 RU SU905011106A patent/RU2057780C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1990-05-22 BR BR909007244A patent/BR9007244A/pt not_active IP Right Cessation
- 1990-05-22 AU AU59465/90A patent/AU628608B2/en not_active Ceased
- 1990-05-22 WO PCT/US1990/002899 patent/WO1991001430A2/en active Application Filing
- 1990-05-22 RO RO149128A patent/RO112773B1/ro unknown
- 1990-05-22 NL NL9021077A patent/NL9021077A/nl active Search and Examination
- 1990-07-07 EG EG40790A patent/EG19240A/xx active
- 1990-07-10 CN CN90104513A patent/CN1022119C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1990-07-11 MX MX021536A patent/MX166490B/es unknown
- 1990-07-16 TN TNTNSN90100A patent/TNSN90100A1/fr unknown
-
1991
- 1991-09-10 GB GB9119289A patent/GB2248865B/en not_active Expired - Lifetime
-
1992
- 1992-01-13 NO NO920159A patent/NO303403B1/no not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Патент США N 4460052, кл. E 21B 33/137, опублик. 1984. * |
| Патент США N 4744419, кл. E 21B 33/138, опублик. 1988. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| USRE46028E1 (en) | 2003-05-15 | 2016-06-14 | Kureha Corporation | Method and apparatus for delayed flow or pressure change in wells |
| US9708878B2 (en) | 2003-05-15 | 2017-07-18 | Kureha Corporation | Applications of degradable polymer for delayed mechanical changes in wells |
| US10280703B2 (en) | 2003-05-15 | 2019-05-07 | Kureha Corporation | Applications of degradable polymer for delayed mechanical changes in wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2016417C (en) | 1994-10-18 |
| MX166490B (es) | 1993-01-12 |
| BR9007244A (pt) | 1992-03-17 |
| NO920159D0 (no) | 1992-01-13 |
| CN1022119C (zh) | 1993-09-15 |
| CN1048738A (zh) | 1991-01-23 |
| AU628608B2 (en) | 1992-09-17 |
| CA2016417A1 (en) | 1991-01-15 |
| NL9021077A (nl) | 1992-05-06 |
| WO1991001430A2 (en) | 1991-02-07 |
| GB9119289D0 (en) | 1991-12-11 |
| NO303403B1 (no) | 1998-07-06 |
| EG19240A (en) | 1995-04-30 |
| WO1991001430A3 (en) | 1991-03-07 |
| TNSN90100A1 (fr) | 1991-03-05 |
| GB2248865A (en) | 1992-04-22 |
| RO112773B1 (ro) | 1997-12-30 |
| GB2248865B (en) | 1993-02-24 |
| NO920159L (no) | 1992-01-13 |
| AU5946590A (en) | 1991-02-22 |
| US4989673A (en) | 1991-02-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2057780C1 (ru) | Способ предотвращения или уменьшения поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы | |
| US4957166A (en) | Lost circulation treatment for oil field drilling operations | |
| US4724906A (en) | Wellbore cementing process using a polymer gel | |
| US4683949A (en) | Conformance improvement in a subterranean hydrocarbon-bearing formation using a polymer gel | |
| US4633950A (en) | Method for controlling lost circulation of drilling fluids with hydrocarbon absorbent polymers | |
| CA2549128C (en) | Zeolite-containing remedial compositions | |
| CA1285133C (en) | Plugging an abandoned well with a polymer gel | |
| USRE29716E (en) | Method of drilling a borehole using gelled polymers | |
| US5495891A (en) | Foamed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling/lost circulation fluid | |
| EP1038090B1 (en) | An improvement in placing cement slurry in wells in the presence of geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| US4995461A (en) | Well kill treatment for oil field wellbore operations | |
| NO316235B1 (no) | Fremgangsmåte for å kontrollere fluidtap i permeable formasjoner som er gjennomboret av borehull | |
| WO2013165717A1 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| US4947935A (en) | Kill fluid for oil field operations | |
| WO1997021018A1 (en) | Polymer enhanced foam workover, completion, and kill fluids | |
| WO1997021021A1 (en) | Foamed gel completion, workover, and kill fluid | |
| EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| WO2017062532A1 (en) | Self sealing fluids | |
| US6025304A (en) | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel | |
| US5008025A (en) | Sulfonate-containing polymer/polyanionic cellulose combination for high temperature/high pressure filtration control in water base drilling fluids | |
| US5035287A (en) | Redox gel process for more uniform fluid flow in formations | |
| US3738934A (en) | Oil base drilling fluid composition and process | |
| RU2215016C1 (ru) | Технологическая жидкость для бурения, заканчивания и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и повышенных температур |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080523 |
|
| REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20080523 |