Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости



Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости
Вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости

 


Владельцы патента RU 2495073:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к буферным жидкостям, которые используют при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - устойчивость буферной жидкости, хорошее восстановление при деформации сдвига, снижение стоимости в большом диапазоне температур. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин включает водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества и амфифильного полимера, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру

где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси. Способ обработки скважины при операции цементирования включает закачку указанной выше буферной жидкости перед цементным раствором для цементирования скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям, которые используются при операциях цементирования в нефтяных и газовых скважинах и тому подобных. В частности, настоящее изобретение относится к использованию вязкоупругих поверхностно-активных веществ.

Предыстория

При бурении скважин, таких как нефтяные или газовые скважины, буровой раствор, широко известный как “mud” (буровой глинистый раствор), циркулирует по скважине и содействует удалению выбуренной породы, стабилизации стенок скважины и уравновешиванию давления флюидов в пласте вокруг скважины. В различные моменты времени в ходе бурения скважины и после окончания бурения обсадные трубы скважины цементируются в скважине. Это достигается путем размещения обсадных труб в скважине и закачиванием цементного раствора вниз по обсадным трубам с поверхности и вверх по кольцевому пространству между обсадными трубами и стенками скважины, где ему дают возможность разместиться и укрепить обсадную колонну и обеспечить зональную изоляцию.

При операциях цементирования буровой раствор, остающийся в скважине, должен быть откачан до закачивания цемента для улучшения схватывания цемента с обсадными трубами и стволом скважины. Откачивание обычно производится путем прокачивания химической промывочной жидкости с растворами поверхностно-активных веществ через скважину. После этого через скважину прокачивается буферная жидкость для замещения бурового раствора до поступления цементного раствора. У буферной жидкости должен быть специфический реологический профиль для замещения бурового раствора и химической промывочной жидкости и для несения частиц, остающихся в скважине. Так как буферная жидкость вступает в контакт как с буровым раствором, так и с цементом, она должна иметь определенную совместимость с обоими материалами. Со стороны бурового раствора, флюид буферной жидкости должен быть совместим с частицами бурового раствора, соляным раствором (рассолом) и растворителями. Со стороны цемента, флюид буферной жидкости должен выдерживать высокий уровень pH, кальция и других цементирующих добавок. Сама по себе буферная жидкость также должна иметь способность к утяжелению соляными растворами или твердыми утяжелителями, чтобы выдерживать гидростатическое давление в скважине.

Вязкоупругие поверхностно-активные вещества (ПАВ) предлагались ранее для жидкостей для обработки скважины, в частности, в области гидравлического разрыва пласта. Они также предлагались и для других областей использования, касающихся контролируемого перемещения измельченных материалов. Примеры таких предлагаемых областей использования можно найти в патенте США US 6435277; патенте США US 6482866; патентной заявке WO 2005/014975 и в патентной заявке WO 2007/119211, которые раскрывают добавки для вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред и способы обработки месторождений нефти, включающие введение вязкоупругого поверхностно-активного вещества, блок-сополимера поли-этиленгликоль-пропиленгликоль и полинафталинсульфоната. Дальнейшие аспекты использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ можно найти в 'Expanding Applications for Viscoleastic Surfactants', Oilfield Review Winter 2004/2005.

WO 2004/057155 описывает способ гидравлического разрыва подземных пластов, включающий закачивание водного флюида, включающего вязкоупругое поверхностно-активное вещество и полимерную добавку.

US 2003/221832 предлагает заполняющий флюид для использования между гидравлическим цементным раствором и буровым раствором. Тем не менее, не упоминается об использовании вязкоупругого флюида.

Сущность изобретения

Первый аспект настоящего изобретения относится к буферной жидкости для использования в операции цементирования нефтяной скважины, включающей водный раствор вязкоупругого поверхностно-активного вещества.

Вязкоупругое поверхностно-активное вещество может включать амфотерное поверхностно-активное вещество, которое обычно содержится в количестве менее 5%. В предпочтительном варианте осуществления изобретения, амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру

где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, возможно, содержать амин; n=2÷4; и p=1÷5; и их смеси.

Буферная жидкость может также включать амфифильный полимер в качестве реологического усиливающего агента. Реологичекий усиливающий агент может включать блок-сополимер полипропиленгликоля и полиэтиленгликоля; и полинафталинсульфонат. Реологический усиливающий агент обычно содержится в количестве менее 0,02%.

Могут быть добавлены дополнительные компоненты для регулирования плотности буферной жидкости до заранее установленного уровня, например тяжелый соляной раствор, такой как раствор бромида кальция и/или хлорида кальция.

Буферная жидкость дополнительно может включать вспомогательное поверхностно-активное вещество.

Второй аспект настоящего изобретения относится к способу обработки скважины во время операции цементирования, включающему закачку буферной жидкости согласно первому аспекту настоящего изобретения в скважину перед цементным раствором для цементирования скважины.

Закачке буферной жидкости может либо предшествовать химическая промывка, либо она может быть закачена в скважину без химической промывки, предшествующей закачиванию буферной жидкости.

Предпочтительно, цементный раствор следует незамедлительно за буферной жидкостью.

Буферная жидкость может быть замешана в периодическом режиме или смешана в процессе, а также может быть как вспененной, так и не вспененной.

Дальнейшие аспекты настоящего изобретения будут понятны из последующего описания.

Краткое описание чертежей

На фигуре 1 показан график изменения вязкости от температуры для одного из вариантов осуществления изобретения в присутствии регулятора плотности; и

на фигуре 2 показан график изменения вязкости от температуры для варианта осуществления изобретения при другом pH.

Путь (и) осуществления изобретения

Один особенно предпочтительный вариант осуществления изобретения может быть основан на существующих в настоящее время составах для гидравлического разрыва пластов с вязкоупругими ПАВ, использующих амфотерное поверхностно-активное вещество и амфифильный полимер. Амфотерное поверхностно-активное вещество может включать бетаиновую структуру

где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, возможно, содержать амин; n=2÷4; и p=1÷5; и их смеси. Особенно предпочтительными формами данных бетаинов являются R=C17H33, n=3 и p=1 (BET-O-30); и R=C21H41, n=3 и p=1 (BET-Е-40).

Амфифильный полимер действует как реологический усиливающий агент и может включать первый компонент в виде блок-сополимера полипропиленгликоля и полиэтиленгликоля; и второй компонент в виде полинафталинсульфоната.

Данный состав может обеспечить флюид с вязкоупругими ПАВ, который может быть использован в качестве флюида буферной жидкости при цементировании. Данный состав флюида может быть использован для превращения в гель тяжелых соляных растворов и, таким образом, отвечает требованиям к регулированию давления в скважине и другим требованиям к плотности. На фиг.1 показан график изменения вязкости от температуры для двух областей применения состава согласно варианту осуществления изобретения. В обоих случаях состав включает раствор 4,5% амфотерного поверхностно-активного вещества и 0,015% амфифильного полимера. Линия А показывает изменение вязкости при изменении температуры. Линия В показывает график, соответствующий линии А, в 13 фунт/г (1557,75 кг/м3) растворе, который включает бромид кальция и хлорид кальция в качестве регуляторов плотности. Как можно увидеть на фигуре 1, флюид имеет хорошие реологические показатели в тяжелом соляном растворе. Данный состав является также стабильным в базовой окружающей среде (высокое значение pH), как показано на фигуре 2, в которой линия С показывает изменение вязкости в зависимости от температуры при pH 10, а линия D соответствующее изменение при pH 12. Это дает возможность сохранить прочность геля в заполнителе при контакте с цементом. Состав также устойчив к определенной концентрации цементного диспергатора, такого как Daxad.

Добавление амфифильного полимера позволяет флюиду показать хорошее восстановление при деформации сдвига даже при очень низкой концентрации поверхностно-активного вещества (в примерах, данных выше, поверхностно-активное вещество содержится в концентрации менее 5%). Это дает возможность использовать флюид буферной жидкости при низкой концентрации поверхностно-активного вещества и обеспечить более низкую стоимость раствора в большом диапазоне температур.

Как свойства, позволяющие составу настоящего изобретения использоваться в качестве буферной жидкости, так и присутствие поверхностно-активного флюида означает, что он также может быть составлен таким образом, чтобы обеспечивать функцию химической промывки поверхности ствола скважины и обсадной трубы, чтобы достичь лучшего соединения. Один из вариантов осуществления настоящего изобретения включает использование одного флюида для выполнения функции как химической промывки, так и буферной жидкости для упрощения операций во время работы и дальнейшего снижения затрат. В отличие от катионогенных и анионогенных поверхностно-активных веществ, амфотерное поверхностно-активное вещество также обеспечивает повышенную устойчивость к нефти. Данная повышенная устойчивость к нефти может быть усилена использованием вспомогательных поверхностно-активных веществ, которые позволяют буферной жидкости сохранять вязкость при контакте с нефтяным буровым раствором.

При использовании, буферная жидкость может быть получена на поверхности путем замешивания в бетономешалке с последующей закачкой в скважину, или путем смешивания в процессе закачки в скважину. Она может быть получена как во вспененном, так и в не вспененном виде согласно требованиям.

Остальные изменения в пределах объема притязаний изобретения будут очевидны.

1. Буферная жидкость для использования в операциях цементирования нефтяных скважин, включающая водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества; и амфифильного полимера,
причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру

где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси.

2. Буферная жидкость по п.1, где амфотерное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве менее 5% от массы буферной жидкости.

3. Буферная жидкость по п.1, где амфифильный полимер включает блок-сополимер пропиленгликоля и полиэтиленгликоля.

4. Буферная жидкость по п.3, где алифатический полимер включает полинафталинсульфонат.

5. Буферная жидкость по п.1, где амфифильный полимер присутствует в количестве менее 0,02% от массы буферной жидкости

6. Буферная жидкость по п.1, дополнительно включающая вспомогательное поверхностно-активное вещество.

7. Способ обработки скважины при операции цементирования, включающий закачку буферной жидкости, включающей водный раствор хлорида кальция и/или бромида кальция; амфотерного вязкоупругого поверхностно-активного вещества; и амфифильного полимера, в скважину перед цементным раствором для цементирования скважины, причем амфотерное поверхностно-активное вещество имеет бетаиновую структуру

где R является углеводородной группой, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержать от 14 до 26 атомов углерода и, необязательно, содержать амин; n=2÷4; и р=1÷5; и их смеси.

8. Способ по п.7, где цементный раствор следует незамедлительно за буферной жидкостью.

9. Способ по п.7, где буферная жидкость замешивается в периодическом режиме до закачки в скважину, или смешивается в процессе закачки в скважину.

10. Способ по п.7, где буферная жидкость является вспененной или невспененной.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. .
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам ремонта скважин, подверженных заколонной циркуляции воды вследствие нарушения целостности цементного камня.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.

Изобретение относится к композиции окисленного и малеированного таллового масла в качестве эмульгатора или ингибитора коррозии, содержащей талловое масло, имеющее по меньшей мере две C10-C24 структуры, где по меньшей мере одна из C10-C24 структур замещена по меньшей мере одним из α,β-ненасыщенной карбоновой кислоты или ангидрида, при этом C10-C24 структуры являются сшитыми простой эфирной связью, и где композиция окисленного и малеированного таллового масла имеет кислотное число от примерно 50 мг КОН/г до примерно 400 мг КОН/г.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты с низкой температурой.
Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к составам для изоляции и предупреждения обвалообразований в интервалах неустойчивых пород зон поглощения, и может найти применение при строительстве скважин, при ремонтно-изоляционных работах, а также при капитальном ремонте скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину состоит из кремнийсодержащего соединения, соли титана и растворителя. В качестве кремнийсодержащего соединения содержит жидкое стекло, в качестве соли титана - триэтаноламинтитанат - ТЭАТ-1, а в качестве растворителя - техническую воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: жидкое стекло 30-37, ТЭАТ-1 4-8, техническая вода - остальное. Технический результат - создание состава для изоляции водопритоков в скважину с улучшенными антикоррозионными свойствами, с регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим более глубокое проникновение состава в пористую среду обводненного пласта и создание большего по глубине изоляционного экрана, с сохранением высоких закупоривающих свойств, обеспечивающих снижение проницаемости обводненного пласта и формирование долговечного изоляционного экрана. 3 пр.
Наверх