СВЕРХВЫСОКОВЯЗКИЕ ТАМПОНЫ И СПОСОБЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ В СИСТЕМЕ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2020 года по МПК E21B21/08 C09K8/40 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Раскрытые здесь изобретения относятся в целом к операциям бурения и разведки углеводородов и более конкретно относятся к буферам, передающим давление флюида, к их производству и применению в процессах бурения и разведки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

В операциях разработки, вскрытия пластов и эксплуатации резервуаров природных углеводородов используют разные типы буровых жидкостей. Типичные операции включают гидравлический разрыв подземных формаций, повышение проницаемости подземных формаций, каротаж, борьбу с выносом песка и т.п. Особый интерес в плане предлагаемых изобретений представляют жидкости, пригодные для использования в операциях бурения с регулируемым давлением (БРД), особенно при высоких температурах и высоком давлении углеводородов в ситуациях, когда плотность стандартных буровых жидкостей не достаточна для спускоподъемных операций, каротажа или других операций.

Бурение с регулируемым давлением (БРД) было предложено сравнительно недавно, и в некоторых аспектах оно аналогично бурению с отрицательным дифференциальным давлением, применяемому для тонкого регулирования давления в кольцевом пространстве буровой скважины в ходе бурения, что уменьшает проблемы, связанные с бурением. Первичной целью концепции БРД является сохранение сбалансированного давления в буровой скважине в пределах допусков, определяемых давлением в порах, устойчивостью скважины и давлением вскрытия пласта. Например, БРД можно использовать для регулирования давления и его поддержания на уровне между давлением в порах и давлением гидроразрыва при одновременной компенсации притока жидкости, который может произойти во время бурения без подпитки такого притока. В методе БРД используются многие средства для снижения рисков и затрат на буровые скважины путем управления профилем давления в кольцевом пространстве скважины. Типичные методики, применяемые до настоящего времени, включали регулирование противодавления, плотности жидкости, реологии жидкости, уровня жидкости в кольцевом пространстве, трения при вращении и геометрии пор [см. Hannigan, D., SPE paper 92600, 2005].

Как показано во многих работах, проблемы глубоких скважин могут быть вызваны отклонением давления в скважине за пределы допустимого градиента давления во время бурения, что приводит к непроизводительной потере времени. Например, на небольшой глубине, если давление в буровой скважине становится ниже градиента давления, вода или газ могут проникать в буровую скважину и произойдет выброс; в других случаях буровая скважина может стать неустойчивой и рухнуть на ствол бурения. Главной проблемой при повышении давления выше допустимого градиента является потеря циркуляции с выбросом бурового раствора в пласт и последующее разрушением резервуара. Эти отклонения давления объясняют многие проблемы бурения, которые в свою очередь определяют затраты на бурение и работу скважины. Поэтому для решения проблем бурения необходимы новые способы и системы управления давлением в скважине при бурении на основе технологий бурения с регулируемым давлением (БРД).

Раскрытые здесь изобретения и выводы из них относятся к вязким изолирующим буферам (переводится так же как вязко-упругие составы или высоковязкие пачки), называемым здесь буферами, передающими давление флюида (FPTP), которые применяют в операциях бурения с регулируемым давлением (БРД). Буферы FPTP служат барьером, препятствующим смешению менее плотной буровой жидкости, используемой в операции бурения, с более тяжелой жидкостью, применяемой для обеспечения такого перепада суммарного давления в колонне с жидкостью, который был бы достаточен для управления скважиной при спускоподъемных операциях, проведении стандартного каротажа или других подземных операций.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предложены композиции сверхвысоковязких буферов для обработки скважины, называемых также буферами, передающими давление жидкости (FPTP), пригодных для операций бурения с регулируемым давлением (БРД), в которых композиция имеет суммарную вязкость более 100000 сП (определенную при 0.0660 сек^-1), плотность бурового раствора по меньшей мере 7.0 фунт/гал и состав буферов остается стабильным более 24 час.

Согласно первому варианту настоящего изобретения описан буфер FPTP, используемый в операции бурения с регулируемым давлением (БРД), состав которого включает маслянистую фазу (углеводородное масло), тиксотропный загуститель, активатор, эмульгатор/увлажнитель, добавку для регулирования водоотдачи бурового раствора и утяжелитель бурового раствора. Согласно аспектам этого варианта, тиксотропный загуститель представляет собой органофильную глину, присутствующую в количестве примерно 6-16 фунт/баррель и более предпочтительно примерно 10-14 фунт/баррель. Согласно другим аспектам этого варианта, утяжелитель бурового раствора представляет собой твердый материал, который выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций.

Согласно следующему варианту настоящего описания, раскрыт сверхвысоковязкий буфер для применения в операциях бурения с регулируемым давлением (БРД), причем в состав буфера входит минеральное масло с низким содержанием ароматики, органофильная глина, полярный активатор, эмульгатор/увлажнитель, добавка, регулирующая водоотдачу бурового раствора, и утяжелитель бурового раствора. Согласно аспектам этого варианта, органофильную глину включают в композицию в количестве примерно 6-16 фунт/баррель и активатор включают в количестве примерно 0.1 масс. доли от количества органофильной глины в композиции. Согласно следующим аспектам этого варианта, утяжелитель представляет собой твердый материал, который выбирают из группы, состоящей из барита, кальцита, гематита, ильменита или их комбинаций. В одном дополнительном аспекте этого варианта утяжелитель предпочтительно является баритом.

Согласно еще одному варианту настоящего описания, раскрыт способ бурения подземной скважины с использованием буферов FPTP в сочетании с буровым раствором на нефтяной основе, используемым в операции бурения с регулируемым давлением (БРД), причем буровой раствор включает маслянистую жидкость, тиксотропный загуститель, эмульгаторы, увлажнители, добавки, регулирующие водоотдачу бурового раствора, и утяжелитель бурового раствора, каждый из которых описан в данном описании. Согласно аспектам данного варианта, буровой раствор может включать концентрированный солевой раствор для образования обращенной эмульсии (вода-в-масле), причем водная фаза диспергирована в маслянистой фазе и стабилизирована одним или несколькими эмульгаторами, эффективными в обращенных эмульсиях.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

Следующие фигуры составляют часть настоящего описания и включены для дальнейшей иллюстрации некоторых аспектов настоящего изобретения. Изобретение можно будет лучше понять путем рассмотрения одной или нескольких фигур в сочетании с подробным описанием приведенных здесь конкретных вариантов.

На ФИГ. 1А показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) по настоящему описанию, над которым находится концентрированный (12.5 фунт/гал) солевой раствор CaBr₂ и под буфером - концентрированный (17.0 фунт/гал) раствор ZnBr₂, в момент времени 0 час при вертикальной ориентации.

На ФИГ. 1В показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1А через 24 час при вертикальной ориентации.

На ФИГ. 1С показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1А через 48 час при вертикальной ориентации.

На ФИГ. 1D показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) по настоящему описанию, над которым находится концентрированный (12.5 фунт/гал) солевой раствор CaBr₂ и под буфером - концентрированный (17.0 фунт/гал) раствор ZnBr2, в момент времени 0 час при угле наклона 45°.

На ФИГ. 1Е показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1D через 24 час при угле наклона 45°.

На ФИГ. 1F показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1D через 48 час при угле наклона 45°.

На ФИГ. 1G показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) по настоящему описанию, над которым находится концентрированный (12.5 фунт/гал) солевой раствор CaBr₂ и под буфером - концентрированный (17.0 фунт/гал) раствор ZnBr2, в момент времени 0 час при угле наклона 60°.

На ФИГ. 1Н показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1G через 24 час при угле наклона 60°.

На ФИГ. 1I показан буфер FPTP (12.5 фунт/гал) с ФИГ. 1G через 48 час при угле наклона 60°.

На ФИГ. 2 показана пониженная вязкость буфера FPTP (12.5 фунт/гал с 6 фунт/гал органофильной глины) при смешении с концентрированным раствором CaBr₂/ZnBr₂ 15.0 фунт/гал при вертикальной ориентации буфера.

На ФИГ. 3А показано прохождение концентрированного раствора (15.0 фунт/гал CaBr₂/ZnBr₂) через буфер FPTP с пониженной вязкостью 12.5 фунт/гал (8 фунт/гал органофильной глины) в вертикальной ориентации.

ФИГ. 3В иллюстрирует вид сверху на буфер FPTP с пониженной вязкостью 12.5 фунт/гал (8 фунт/баррель органофильной глины) после того, как весь раствор CaBr₂/ZnBr₂ 15.0 фунт/гал прошел через буфер.

В то время как раскрытые здесь изобретения чувствительны к различным модификациям и альтернативным формам, только несколько конкретных вариантов были взяты в качестве примеров на рисунках и подробно описаны ниже. Эти фигуры и подробные описания этих конкретных вариантов никоим образом не ограничивают широту или объем предлагаемых концепций или приложенной формулы. Кроме того, фигуры и подробно описанные результаты предложены для иллюстрации концепций изобретения для специалистов в данной области с целью их реализации.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Приведенные выше фигуры и последующие описания конкретных структур и функций не служат ограничению объема предложений Заявителей или предлагаемой формулы. Кроме того, фигуры и описание предложены для того, чтобы показать специалистам реализацию изобретений, в отношении которых запрашивается патентная защита. Для специалистов будут понятны все особенности промышленного варианта изобретений, которые описаны или приведены в целях ясности понимания. Специалистам также будет очевидно, что разработка аспектов реального промышленного варианта, включая аспекты настоящих изобретений, потребуют многих конкретных решений для достижения конечной цели промышленного варианта. Такие решения могут включать, и возможно не ограничиваются этим, вопросы, связанные с системой, бизнесом, администрированием и другие вопросы, которые зависят от конкретной реализации, места и времени. В то время как усилия предпринимателей могут быть сложными и требующими много времени в абсолютном смысле, тем не менее такие усилия для специалистов, знакомых с данным описанием, сведутся к его обычному исполнению. Следует понимать, что раскрытые здесь изобретения чувствительны к многочисленным разным модификациям и альтернативным формам. Наконец, использование единичных терминов, таких как, без ограничений, «один», не ставят цель ограничить число пунктов. Кроме того, упоминаемые термины, такие как, без ограничений, «верх», «низ», «левый», «правый», «выше», «ниже», «вниз», «вверх», «сбоку» и т.п., использованы в настоящем описании для четкого конкретного отнесения к фигурам и не ставят целью ограничить объем изобретения или приложенной формулы.

Заявителями разработаны новые составы для использования в бурении с регулируемым давлением (БРД) подземных пород. В частности были разработаны буферы FPTP, или «буферы для уравновешивания бурового раствора», которые используют для уравновешивания подземного резервуара с давлением в скважине при проведении различных операций разведки и добычи углеводородов.

Согласно аспектам настоящего изобретения, были разработаны буферы FPTP для регулирования и уравновешивания подземного давления внутри скважины во время операций бурения (причем использованный здесь термин «сверхвысокая вязкость» означает вязкость более примерно 100000 сП, определенную при 0.0660 сек^-1), включающие по меньшей мере жидкую фазу, тиксотропный загуститель, активатор и утяжелитель. Композиция может также необязательно включать один или несколько эмульгаторов и/или увлажнителей и добавки, регулирующие водоотдачу бурового раствора, в соответствии с загустителем.

Жидкая фаза, пригодная для использования в композициях для буферов FPTP по настоящему изобретению, включает, но не ограничивается этим, углеводороды и маслянистые жидкости. Используемый здесь термин «маслянистая жидкость» означает углеводород или масло, которое является жидким при 25°С и практически не смешивается с водой. Маслянистые жидкости, пригодные для использования, обычно включают такие вещества, как дизельное масло, минеральное масло (в том числе минеральные масла с низким содержанием ароматики), синтетическое масло типа полиолефинов или изомеризованных олефинов, сложноэфирные масла, глицериды жирных кислот, алифатические сложные эфиры, алифатические простые эфиры, алифатические ацетали и другие такие углеводороды и комбинации этих жидкостей. В одном варианте изобретения жидкая фаза включает маслянистую жидкость, которая является минеральным маслом с низким содержанием ароматических соединений. Использованный здесь термин «минеральное масло с низким содержанием ароматических соединений» означает, что масло содержит менее примерно 1% ароматических соединений.

Тиксотропные загустители, пригодные для использования, включают, но не ограничиваются этим, глины и в частности органофильные глины. Органофильная глина представляет собой хорошо известный промышленный тиксотропный загуститель для органических жидкостей. Подходящие органофильные глины также включают продукты реакции глин типа смектита и гекторита или других глин с органическими катионами, т.е. с четвертичными аммониевыми катионами (иногда называемыми желирующими реагентами для органофильных глин); смектитовые глины; каолиновые глины и т.п. Предпочтительными органофильными глинами, которые используют в качестве тиксотропного загустителя, согласно одному аспекту настоящего изобретения, являются смектитовые глины, которые выбирают из группы, состоящей из бентонита, гекторита, монтмориллонита, нонтронита, бейделлита, сапонита, стевенсита и их смесей, наиболее предпочтительными являются бентонит или гекторит. В случае, когда используемые глины являются продуктами реакции глины с четвертичной аммониевой солью, предпочтительные аммониевые катионы выбирают из группы, состоящей из метиламмониевой соли тригидрированной талловой кислоты, диметиламмониевой соли дегидрированной талловой кислоты, диметилбензиламмониевой соли талловой кислоты, метилбензиламмониевой соли дегидрированного таллового масла и их смесей. Примеры органоглин и желирующих соединений для глин, пригодных для использования в описанных здесь композициях, приведены в следующих патентах США, которые все включены ссылкой в части, относящейся к изобретению: патент США №2531427; патент США №2966506; патент США №4105578 и патент США №4208218. Примерами промышленных органофильных глин, пригодных для использования в описанных здесь композициях, являются CLAYTONE® IMG 400 от Southern Clay Products, Inc., Gonzalez, TX, U.S.A., или BENTONE® 38 Organoclay (доступный от многих поставщиков промышленный продукт на основе гекторита).

Активатор, пригодный для использования в композициях и способах по настоящему изобретению, включает любой подходящий активатор для использования вместе с тиксотропными загустителями на основе глины. Подходящие активаторы для использования в описанных здесь композициях, включают, но не ограничиваются ими, силикат натрия, фторид натрия, фторосиликат натрия, фторосиликат магния, фторосиликат цинка, карбонат кальция, карбонат натрия, карбонат калия, алкилкарбонаты, гидроксид кальция, гидроксид натрия, гидроксид калия, сульфат натрия, полярные апротонные соединения и их смеси. Согласно одному аспекту настоящего изобретения, полярный активатор представляет собой циклический карбонат пропиленкарбонат. Согласно другим аспектам настоящего изобретения, количество полярного активатора, вводимого в композиции для буферов, передающих давление жидкости, обычно меньше массовой доли тиксотропного загустителя в композиции. Согласно следующим аспектам настоящего изобретения, соотношение количества полярного активатора в композиции и количества тиксотропного загустителя составляет примерно от 1:5 до примерно 1:10 и составы в пределах этого интервала, и более предпочтительно, чтобы соотношение активатора и загустителя составляло примерно 1:7.

Сверхвысоковязкие буферы FPTP могут также включать эмульгатор, увлажнитель или оба реагента (т.е. соединение, которое можно классифицировать либо как эмульгатор, либо как увлажнитель). Эмульгаторы и увлажнители, пригодные для использования в композициях по настоящему изобретению, включают азотсодержащие соединения, такие как четвертичные амины с одной или несколькими прямыми или разветвленными алкильными цепями, содержащими 6-20 атомов углерода. Эти соединения включают, но не ограничиваются ими, различные соли жирных кислот, включая окисленные мыла, предпочтительно кальциевые мыла, либо заранее сформованные либо приготовленные in-situ в жидкости; полиамиды; алкиламидоамины; имидазолины; алкилсульфонаты, сложные эфиры жирных кислот; лецитин и т.п. Эти соединения могут также включать так называемые первичные эмульгаторы и вторичные эмульгаторы. Примеры эмульгаторов, пригодных для использования в композициях и способах по настоящему изобретению, включают, но не ограничиваются ими, примеры, описанные в патентах США №№: 2876197; 2994660; 2962881; 2816073; 2793996; 2588808; 3244638; 4504276; 4509950; 4776966 и 4374737, которые все включены ссылками в части, относящейся к данному изобретению.

Предпочтительные растворимые в масле полимерные добавки для использования в данном изобретении включают стирол-бутадиеновые сополимеры, известные как БСК (бутадиен-стирольный каучук). Предпочтительно, чтобы содержание стирола в БСК составляло примерно 15-45 масс. % от БСК, более предпочтительно примерно 20-35 масс. % и наиболее предпочтительно примерно 20-25 масс. % от БСК. Известен способ получения БСК эмульсионной полимеризацией либо «горячим способом», либо «холодным способом». Горячий способ осуществляют при температуре примерно 50°С, в то время как холодную полимеризацию проводят примерно при 15-20°С. Холодным способом получают БСК с меньшим содержанием разветвлений, чем горячим способом, т.е. молекулы БСК, полученной холодным способом, содержат больше линейных молекул, чем БСК, полученные горячим способом. Предпочтительно получать БСК холодным способом. Также предпочтительно, чтобы в БСК отсутствовала поперечная сшивка. Другие маслорастворимые полимеры, применяемые в данном изобретении, включают, но не ограничиваются этим, полистирол, полибутадиен, полиэтилен, полипропилен и сополимеры, содержащие по меньшей мере два мономера, которые выбирают из группы, состоящей из стирола, бутадиена, изопрена, этилена и их производных и пропилена.

Согласно одному аспекту настоящего изобретения предпочтительно, чтобы утяжелитель, пригодный для использования в настоящем изобретении, представлял собой твердый материал, который выбирают из группы, состоящей из англезита (PbSO₄), барита (BaSO₄) и других барийсодержащих минералов или веществ, кальцита (СаСО₃), целестита/целестина (SrSO₄), крокоита (PbCrO0₄), гематита (Fe₂O₃), ильменита (FeTiO₃) или их комбинаций. Согласно некоторым аспектам настоящего изобретения, предпочтительно, чтобы утяжелитель представлял собой барит, твердое барийсодержащее соединение или минерал, или сульфат Strunz Class 07.А или 07.AD (как описано в Nickel-Strunz 10^th Ed. Mineralogical Tables, by Hugo Strunz and Ernest H. Nickel). Предпочтительный утяжелитель представляет собой природный минерал, состоящий в основном из сульфата бария BaSO₄ (хотя может включать другие минералы, например, свинец, цинк в виде сульфида цинка и т.п.), хотя можно использовать барит для бурения, например полученный из руд, содержащих сульфат бария, из одного источника или смешанный материал из нескольких источников. Примеры барийсодержащих минералов, которые можно использовать в качестве утяжелителя в композициях по настоящему изобретению, включают, но не ограничиваются этим, альстонит (СаВа(СО₃)₂), барит (BaSO₄), баритокальцит (ВаСа(СОз)2), цельзиан (BaAI₂Si₂O₈), кухаренкоит (Ba₃CeF(СО₃)₃), псиломелан (Ba(Mn²⁺)(Mn⁴⁺)₈O₁₆(OH)₄), санборнит (BaSi₂O₅) и витерит (ВаСО₃), а также их комбинации. Американский институт нефти (The American Petroleum Institute, API) разработал международные стандарты, которым должен соответствовать дробленый барит по соображениям операций бурения, в частности спецификацию API 13А, раздел 2, которые включены здесь ссылкой, причем эти стандарты включают минимальную плотность примерно 4.1-4.2 г/см³, средний по массе диаметр частиц примерно 5-75 мкм, количество водорастворимых щелочноземельных металлов (в виде кальция) менее примерно 40 м.д. и количество частиц барита размером менее примерно 6 мм не более 25 масс. %.

Согласно одному варианту, средний по массе диаметр частиц утяжелителя, пригодного для использования в раскрытых здесь композициях, находится в интервале примерно 5-50 мкм. В другом примере утяжелитель включает по меньшей мере 50 масс. % частиц в интервале примерно 10-50 мкм. В следующем варианте утяжелитель включает по меньшей мере 70 масс. % частиц в интервале примерно 5-50 мкм. Применение частиц таких размеров в сочетании с утяжелителями в примерной композиции дает возможность достигнуть цели - поддержать разделение жидкости на высокоплотный буровой раствор в верхнем слое и буровой раствор с меньшей плотностью внизу без нежелательного увеличения вязкости бурового раствора или потери герметичности самого буфера.

Описанные здесь буферы FPTP могут также содержать другие добавки, включая, но не ограничиваясь этим, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений и добавки, регулирующие водоотдачу бурового раствора. Буферы, передающие давление жидкости, могут содержать любые из обычно применяемых добавок, регулирующих водоотдачу бурового раствора, известных в промышленности, такие как гилсонит, асфальт, окисленный асфальт, органофильные лигниты и т.п. Примеры органофильных лигнитов, пригодных для композиций по настоящему изобретению, приведены в следующих патентах США №№: 3168475 (Jordan et al.); 3379650 (Beasley, et al.); 3494865 (Andrews, et al.); 4421655 (Cowan); 4597878 (House, et al.) и 4853465 (Cowan, et al.), которые все включены здесь ссылкой в части, имеющей отношение к данному изобретению.

Описанные здесь буферы FPTP можно использовать при разведке углеводородов, включая, но не ограничиваясь этим, бурение с регулируемым давлением (БРД) как в горизонтальном, так и вертикальном направлении, спуско-подъемные операции, стандартный каротаж, завершающие операции, работы по контролированию скважины, каротажные работы и т.п. В частности описанные здесь композиции особенно пригодны для подземной среды при высокой температуре и высоком давлении. В одном неограничивающем примере описанные здесь буферы FPTP термостабильны в широком интервале температур, и их можно использовать вместе с буровой жидкостью в скважинах бурения в подземных образованиях с различной геологией, причем такие пласты могут иметь температуру в интервале примерно 15-450°F.

Специалисты с интересом могут узнать, что буровые жидкости по настоящему изобретению при желании могут включать другие добавки, пригодные для операций бурения подземных скважин, в том числе, но не ограничиваясь этим, противопенные реагенты, антисептики, закупоривающие (тампонирующие) агенты; противокоррозионные реагенты; диспергенты, флокулянты; добавки, снижающие водоотдачу, пенообразователи, нейтрализаторы H₂S, смазки, поглотители кислорода, ингибиторы солевых отложений, загустители и утяжелители. Специалист в данной области, руководствуясь настоящим изобретением, сможет определить, нужны ли такие добавки в каждом конкретном случае. Кроме того, при использовании буферных композиций FPTP по данному изобретению в операциях бурения, таких как операции бурения с регулируемым давлением (БРД) и т.п., жидкость может содержать один или несколько солевых растворов. Подходящие солевые растворы для использования в композициях FPTP по настоящему изобретению включают, но не ограничиваются этим, как малоконцентрированные, так и высококонцентрированные солевые растворы, в том числе концентрированные растворы KCl, концентрированные растворы NaCl, концентрированные растворы CaCl₂, концентрированные растворы NaCO₂H, концентрированные растворы KCO₂H, концентрированные растворы CsCO₂H, концентрированные растворы NaBr, концентрированные растворы CaBr₂, концентрированные растворы KBr, концентрированные растворы CaCl/CaBr₂, концентрированные растворы ZnBr₂, концентрированные растворы ZnCl₂, концентрированные растворы ZnBr₂/CaBr₂ и концентрированные растворы ZnBr₂/CaBr₂/CaCl₂, каждый по отдельности или в соответствующей комбинации. Солевые растворы как малоконцентрированные, так и высококонцентрированные, можно описать, согласно некоторым аспектам настоящего изобретения, как водные растворы, содержащие примерно 10-350000 м.д. ионов металлов, таких как ионы лития, натрия, калия, магния, цезия, цинка или кальция. Согласно вариантам изобретения, концентрированные растворы, используемые и описанных здесь композициях, можно описать как содержащие примерно от 2 масс. % соли до предельного концентрирования (например, примерно 35 масс. % для CaCl₂) в зависимости от соли, используемой для получения концентрированного раствора. Концентрированные растворы, используемые в композициях по настоящему изобретению, могут также содержать разные количества других растворенных солей, в том числе, но не ограничиваясь этим, бикарбоната натрия, сульфата натрия, ацетата натрия, бората натрия, хлорида калия или хлорида натрия без ограничений.

Жидкие композиции по настоящему изобретению включают по меньшей мере одну маслянистую жидкость и могут включать концентрированный солевой раствор для образования эмульсии, обращенной жидкости или обращенной эмульсии типа «вода-масло». Использованный здесь термин буровые жидкости (растворы) на нефтяной основе определяют как буровые жидкости на основе углеводородов. В обращенных эмульсиях типа «вода-масло» маслянистая жидкость образует «непрерывную» масляную фазу, а вода - внутреннюю водную фазу. Термин «эмульсия» относится к обычным эмульсиям, т.е. к системам, в которых вода является внешней, или непрерывной фазой, а масло диспергировано внутри внешней фазы. Термин «обращенная эмульсия» означает, что система углеводород-масло образует непрерывную, или внешнюю, фазу, а водная жидкость типа воды или концентрированного солевого раствора является внутренней фазой.

Соотношение воды (или концентрированного солевого раствора) и масла в эмульсиях по настоящему изобретению должно в целом быть максимально большим по концентрированному солевому раствору для поддержания стабильности эмульсии, т.к. буровая жидкость с высоким содержанием воды стоит дешевле и с ней легче работать, чем с буровой жидкостью, содержащей мало воды. Было установлено, что удовлетворительно работают соотношения масло/концентрированный солевой раствор в интервале примерно от 95 до 5 (95:5) или от 50 до 50 (50:50) в зависимости от конкретно выбранных компонентов масло/маслянистой жидкости. Таким образом, содержание воды (или концентрированного солевого раствора) в типичной буровой жидкости, приготовленной по указаниям данного изобретения, составляет, согласно некоторым вариантам, от примерно 0 об. % до примерно 50 об. %, наиболее предпочтительным является интервал примерно 5-40 об. %.

Следующие примеры включены для демонстрации предпочтительных вариантов изобретения. Специалистам в данной области важно знать, что методики, раскрытые в примерах, которые относятся к методикам, предложенным заявителями, лучше всего работают в данном изобретении, и таким образом их можно считать предпочтительными вариантами для реализации. Однако в свете настоящего описания специалистам в данной области важно знать, что в конкретные варианты можно внести много изменений и также получить подобные или аналогичные результаты, не отклоняясь от объема изобретения.

Кроме того, в примерах и выражениях или переводе результатов измерений из единиц США и S.I. в метрические единицы использованы следующие коэффициенты пересчета единиц США в метрические:

1 гал=3.785 л; 1 фунт=0.454 кг; 1 фунт/гал=0.1198 г/см³; причем 1 баррель=42 гал; 1 фунт/баррель=2.835 кг/м³; 1 фунт/100 фут²=0.4788 Па.

ПРИМЕРЫ

Пример 1: Приготовление сверхвысоковязких буферов FPTP.

Органофильную глину (CLAYTONE® IMG 400 от Southern Clay Products, Inc., Gonzalez, TX) добавили к 0.675 баррель минерального масла с низким содержанием ароматических веществ (PUREDRILL® НТ-30 от Petro-Canada, Calgary, Canada), хорошо перемешали и затем добавили 0.18 гал/баррель пропиленкарбоната (JEFFSOL® от Huntsman Petrochemical Corp., Houston, TX). Затем ингредиенты перемешали пропеллерной мешалкой в течение 10 мин при скорости 5000 об/мин с образованием «гель-глины». К этой гель-глине добавили 0.144 гал/баррель эмульгатора/увлажнителя (STAB 2-СА от Quim Export, Inc., Houston, TX) и раствор перемешивали в течение 5 мин при скорости 3000 об/мин. Затем добавили суспензию 4.32 гал/баррель растворимого в масле сополимера, содержащую 17.5 фунт/баррель бутадиен-стиролового каучука (SBR 8113 Crumb от ISP Elastomers, Port Neches, TX), растворенного в минеральном масле 39.9 гал/баррель с низким содержанием ароматических веществ (PUREDRILL® НТ-30 от Petro-Canada, Calgary, Canada), и раствор перемешивали еще 2 мин при скорости 3000 об/мин. Затем добавили сульфат бария (барит от Federal Wholesale Drilling Mud, Houston, TX) в концентрации 288 фунт/баррель и конечную жидкую композицию перемешивали еще 30 мин при скорости 5000 об/мин перед анализом и тестированием, описанными ниже.

Вязкость приготовленного таким образом сверхвысоковязкого буфера измеряли при низких скоростях сдвига (LSRV) на вискозиметре Брукфильда LVDII+ при 0.3 об/мин с использованием цилиндрического шпинделя №3. Результаты приведены ниже в таблице 1.

Для того, чтобы проверить работоспособность и герметичность сверхвысоковязкого буфера для изолирования высокоплотной буровой жидкости на нефтяной основе в верхней части скважины от более легкой маслянистой жидкости в более глубокой секции, провели ряд лабораторных испытаний с использованием как вертикальных, так и наклонных калиброванных цилиндров объемом 250 мл, моделирующих буровую скважину. Эти испытания имели целью определение длительной стабильности буферов, передающих давление флюида, в течение больших периодов времени. В типичном опыте с демонстрацией целей концентрированные солевые растворы заменили на буровые маслянистые жидкости выше и ниже буфера FPTP, с тем чтобы сделать более четко видимой границу раздела фаз между стадиями. Сначала в 250 мл стеклянный калиброванный цилиндр добавили 85 мл 12.5 фунт/гал концентрированного раствора CaBr₂ и затем добавили 85 мл 12.5 фунт/гал высоковязкого буфера, приготовленного как описано выше, поверх концентрированного солевого раствора, медленно добавляя его из шприца по стенке цилиндра. Наконец, добавили поверх буфера 17.0 фунт/гал концентрированного раствора ZnBr₂. Общий объем, помещенный в цилиндр, составил примерно 255 мл. Изучили положения: вертикальное, под углом наклона 45° и 60° - и наблюдения задокументировали фотографиями, сделанными в момент времени (0), 24 час и 48 час. Эти результаты показаны на фигурах 1A-1I. Как видно на этих фигурах, буфер оставался неповрежденным в течение всего изученного периода и концентрированный раствор не проникал через буфер FPTP даже при угле наклона цилиндра 45° и 60°.

Пример 2. Приготовление буферов FPTP с разными количествами тиксотропного загустителя.

Для демонстрации того, что буферы пониженной вязкости не могут создавать необходимый барьер для удержания более тяжелой жидкости, приготовили два буфера FPTP с пониженной концентрацией органофильной глины. Добавили 6-8 фунт/баррель органофильной глины (CLAYTONE® IMG 400 от Southern Clay Products, Inc., Gonzales, TX) к 0.772 баррель минерального масла с низким содержанием ароматики (PUREDRILL® НТ-30 от Petro-Canada, Calgary, Canada), равномерно диспергировали и затем добавили 0.12 гал/баррель пропиленкарбоната (JEFFSOL® от Huntsman Petrochemical Corp., Houston, TX). Затем ингредиенты перемешивали пропеллерной мешалкой в течение 15 мин при 4600 об/мин и получили «гель-глину». К этому гелю добавили 0.30 гал/баррель раствора эмульгатора/увлажнителя, перемешивали в течение 5 мин и затем добавили 298 фунт/баррель сульфата бария (барит от Federal Wholesale Drilling Mud, Houston, TX). Пред анализом и тестированием, описанными ниже, полученную полную композицию буфера перемешивали еще 15 мин при 3000 об/мин.

Вязкость определяли, как описано выше, и получили значения при 0.0636 сек^-1 и 0.0660 сек^-1. Результаты тестов на вязкость приведены ниже в Таблице 1.

Аналогично приведенному выше тесту в примере 1, для того чтобы получить работоспособные и герметичные сверхвысоковязкие буферы с разным количеством тиксотропных загустителей для изолирования высокоплотной буровой жидкости на нефтяной основе в верхней части скважины от более легкой маслянистой жидкости в более глубокой секции, провели ряд лабораторных испытаний с использованием вертикальных калиброванных цилиндров объемом 250 мл, моделирующих буровую скважину. В типичном опыте в целях демонстрации концентрированные солевые растворы заменили на буровые жидкости на нефтяной основе выше и ниже буферов FPTP для того, чтобы наглядно показать границу раздела между секциями. Вначале на дно 250 мл стеклянного калиброванного цилиндра добавили 85 мл 15.0 фунт/гал концентрированного раствора CaBr₂/ZnBr₂ и затем поверх него добавили 85 мл 12.5 фунт/гал высоковязкого буфера, приготовленного как описано выше, а затем еще 85 мл 15.0 фунт/гал концентрированного раствора CaBr₂/ZnBr₂ поверх буфера, медленно добавляя его из шприца по стенке цилиндра. Общий объем, введенный в цилиндр, составил примерно 255 мл, причем предпочтительно, чтобы концентрированный солевой раствор оставался над буфером FPTP, а не проникали вниз или практически не проникал. Установили вертикальное положение цилиндра и наблюдали визуально, как показано на фигурах 2, 3А и 3В в моменты времени (0) и через 2 час. Как видно на этих фигурах, буфер 6 фунт/баррель (12.5 фунт/гал) не создает барьера и смешивается с концентрированным раствором 15.0 фунт/галл по мере его добавления из пипетки, тогда как буфер 8 гал/баррель дает возможность концентрированному раствору 15.0 фунт/гал просачиваться через нижерасположенный концентрированный солевой раствор, таким образом перемещая буфер кверху.

Другие и последующие применения одного или нескольких описанных выше вариантов данного изобретения можно реализовать, не отклоняясь от его духа. Например, буфер FPTP можно применять в различных операциях при добыче других углеводородов, включая операции глушения скважин, таких как одновременное глушение и цементирование скважины под давлением (например, такое заглушение скважины, при котором вводят цемент и дают ему затвердеть, не нарушая циркуляцию в верхних зонах). Использованная здесь фраза «операция заглушения скважины» относится к операции введения в буровую скважину колонны с тяжелой жидкостью для предотвращения потока внутрипластовой жидкости без использования оборудовании для регулирования давления на поверхности, причем эта операция действует по принципу, согласно которому давление массы «жидкости для заглушения» или «бурового раствора для заглушения» будет достаточно велико по сравнению с давлением внутрипластовой жидкости. Кроме того, при подземных работах можно комбинировать различные варианты составов и способов приготовления композиций сверхвысоковязких буферов и способов их применения. Обсуждение отдельных элементов может включать многие элементы и наоборот.

Порядок стадий можно реализовать в различной последовательности, если нет конкретных ограничений. Различные стадии, описанные здесь, можно комбинировать с другими стадиями, вставлять в заявленные стадии и/или разбивать на многие стадии. Аналогично, элементы, которые были описаны здесь функционально, могут быть реализованы как отдельные компоненты или скомбинированы в многофункциональные компоненты.

Настоящее изобретение описано в контексте предпочтительных или других вариантов, и не каждый вариант изобретения здесь описан. Специалистам в данной области очевидны модификации и изменения в описанных вариантах. Рассмотренные и нерассмотренные варианты не предназначены для ограничения объема или применимости изобретения. Изобретение включает все модификации и усовершенствования, которые попадают в объем или диапазон эквивалентов представленной формулы.

Группа изобретений относится к операциям бурения и разведки углеводородов. Способ регулирования давления в подземной буровой скважине включает подготовку буфера, передающего давление флюида (FPTP), перемешиванием композиции, содержащей маслянистую жидкость, органофильную глину и полярный активатор, до тех пор, пока композиция не образует гель-глину, введение буфера FPTP в скважину, в то время как первый буровой раствор на нефтяной основе находится в скважине, введение второй жидкости с большей плотностью в скважину на верхнюю поверхность буфера FPTP для достижения избыточного общего гидростатического давления в скважине. Буфер FPTP изолирует первый буровой раствор от второй жидкости. Повышается эффективность управления давлением в скважинах при спуско-подъемных операциях, каротаже и других подземных операциях. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 12 ил., 1 табл.

1. Способ регулирования давления в подземной буровой скважине, включающий

подготовку буфера, передающего давление флюида (FPTP), перемешиванием композиции, содержащей маслянистую жидкость, органофильную глину и полярный активатор, до тех пор, пока композиция не образует гель-глину;

введение буфера FPTP в скважину, в то время как первый буровой раствор на нефтяной основе находится в скважине;

введение второй жидкости с большей плотностью в скважину на верхнюю поверхность буфера FPTP для достижения избыточного общего гидростатического давления в скважине; при этом

буфер FPTP изолирует первый буровой раствор от второй жидкости.

2. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет плотность примерно от 7 фунт/гал до примерно 20 фунт/гал.

3. Способ по п. 1, в котором полярный активатор выбирают из группы, содержащей силикат натрия, фторид натрия, фторосиликат натрия, фторосиликат магния, фторосиликат цинка, карбонат кальция, карбонат натрия, карбонат калия, алкилкарбонаты, гидроксид кальция, гидроксид натрия, гидроксид калия, сульфат натрия, полярные апротонные соединения и их смеси.

4. Способ по п. 3, в котором полярный активатор представляет собой пропиленкарбонат.

5. Способ по п. 1, в котором композиция дополнительно содержит утяжелитель.

6. Способ по п. 5, в котором утяжелитель представляет собой материал, выбранный из группы, состоящей из англезита, барита, кальцита, целестита, крокоита, гематита, ильменита или их комбинаций.

7. Способ по п. 6, в котором утяжелитель представляет собой барит.

8. Способ по п. 1, в котором вторая жидкости большей плотности является буровым раствором.

9. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше, чем вязкость первой или второй жидкости.

10. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше чем 100000 сП, измеренную при 0,0660 сек^-1.

11. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP дополнительно содержит сополимер стирола и бутадиена.

12. Способ бурения подземной буровой скважины, включающий:

бурение подземной скважины с использованием первого бурового раствора на нефтяной основе;

подготовку буфера, передающего давление флюида (FPTP), перемешиванием композиции, содержащей маслянистую жидкость, органофильную глину и полярный активатор, до тех пор, пока композиция не образует гель-глину;

введение буфера FPTP в скважину; и

введение второго бурового раствора с большей плотностью в скважину для достижения избыточного общего гидростатического давления в скважине; при этом буфер FPTP изолирует первый буровой раствор от второго бурового раствора.

13. Способ по п. 12, в котором полярный активатор выбирают из группы, содержащей силикат натрия, фторид натрия, фторосиликат натрия, фторосиликат магния, фторосиликат цинка, карбонат кальция, карбонат натрия, карбонат калия, алкилкарбонаты, гидроксид кальция, гидроксид натрия, гидроксид калия, сульфат натрия, полярные апротонные соединения и их смеси.

14. Способ по п. 13, в котором полярный активатор представляет собой пропиленкарбонат.

15. Способ по п. 12, в котором композиция дополнительно содержит утяжелитель.

16. Способ по п. 15, в котором утяжелитель представляет собой барит.

17. Способ по п. 12, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше, чем вязкость первого или второго бурового раствора.

18. Способ по п. 12, в котором буфер FPTP дополнительно содержит сополимер стирола и бутадиена.