Совместимые буферные жидкости из низкокристаллического диоксида кремния
Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях. Изобретение касается способа вытеснения скважинных флюидов, включающего обеспечение буферной добавки, содержащей биополимер, содержащий диутановую смолу, и очищающий материал, выбранный из группы, состоящей из пемзы, перлита, коллоидального диоксида кремния и их комбинаций, где буферная добавка содержит сухую смесь биополимера и очищающего материала, где буферная сухая смесь имеет массовое отношение диутановой смолы к очищающему материалу от около 2,4 до около 97,6, и где буферная сухая смесь по существу не содержит кристаллический диоксид кремния; получение буферной жидкости объединением воды и буферной добавки, при этом буферная жидкость по существу не содержит глину; и введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первого флюида в стволе скважины. Изобретение также касается вариантов способа вытеснения скважинных флюидов. Технический результат - улучшенная совместимость буферной жидкости с вытесненными флюидами, такими как буровые растворы на нефтяной основе, улучшенное сопротивление гелеобразованию при контакте с буровыми растворами на нефтяной основе в стволе скважины, улучшенное извлечение буровых растворов на нефтяной основе и снижению эквивалентной плотности циркуляции. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 пр., 13 табл., 3 ил.
Уровень техники
[1] Буферные жидкости часто применяют в подземных операциях, чтобы способствовать повышению эффективности вытеснения при введении новых флюидов в ствол скважины. Например, буферную жидкость можно применять для вытеснения флюида в стволе скважины перед введением другого флюида. При применении для вытеснения бурового раствора буферные жидкости могут улучшить удаление твердых частиц, а также отделить буровой раствор от физически несовместимого флюида. Например, при операциях первичного цементирования буферная жидкость может быть помещена в ствол скважины для отделения цементирующей композиции от бурового раствора. Буферные жидкости также могут быть размещены между различными буровыми растворами во время замены бурового раствора или между буровым раствором и жидкостью заканчивания скважин. Буферные жидкости обычно не уплотняются, поскольку буферные жидкости обычно не образуют значимого геля или прочности на сжатие.
[2] Буферная жидкость может иметь определенные характеристики, повышающие ее эффективность. Например, буферная жидкость может быть совместима с вытесненным флюидом и цементирующей композицией. Эта совместимость может также присутствовать при температурах и давлениях в забое скважины. В некоторых случаях буферные жидкости могут использовать для вытеснения из ствола скважины буровых жидкостей на нефтяной основе, часто называемых «буровыми растворами на нефтяной основе». Буровые растворы на нефтяной основе обычно представляют собой обращенную эмульсию, которая содержит водную внутреннюю фазу и нефтяную внешнюю фазу. Однако некоторые буферные жидкости могут проявлять отрицательное взаимодействие при контакте и смешивании в стволе скважины с буровыми растворами на нефтяной основе. Это отрицательное взаимодействие может быть названо «несовместимостью» и может наблюдаться как значительное увеличение вязкости, превышающей вязкость либо буферной жидкости, либо бурового раствора на нефтяной основе.
Краткое описание графических материалов
[3] В этих графических материалах проиллюстрированы определенные аспекты некоторых вариантов реализации настоящего изобретения и не должны использоваться для ограничения или определения настоящего изобретения.
[4] На фиг. 1 схематично показана приводимая в качестве примера система для подготовки и доставки буферной жидкости в ствол скважины.
[5] На фиг. 2 схематично показан пример, в котором между цементирующей композицией и буровым раствором используют буферную жидкость.
[6] На фиг. 3 схематично показан вариант реализации, представленный на фиг. 2, показывающий вытеснение бурового раствора.
Подробное описание изобретения
[7] Настоящее изобретение относится к буферным жидкостям для использования в подземных операциях и, более конкретно, в некоторых вариантах реализации, к буферным жидкостям, которые содержат буферную добавку, содержащую твердый очищающий материал и биополимерную смолу, при этом по существу не содержащую глину. При применении биополимерной смолы вместо глины для повышения вязкости буферные жидкости могут иметь улучшенную совместимость с вытесненными флюидами, такими как буровые растворы на нефтяной основе. Кроме того, буферные жидкости могут обладать улучшенным сопротивлением гелеобразованию при контакте с буровыми растворами на нефтяной основе в стволе скважины, что приводит к улучшенному извлечению буровых растворов на нефтяной основе и снижению эквивалентной плотности циркуляции. Буферные жидкости могут также содержать твердый поверхностно-активный композит, например, который также должен улучшать совместимость буферной жидкости. Твердый очищающий материал, используемый в буферных жидкостях, также можно рассматривать как низкокристаллический диоксид кремния (т.е. около 5 мас.% или меньше). Используя твердые очищающие материалы, которые представляют собой низкокристаллический диоксид кремния, можно уменьшить воздействие индивидуального кристаллического диоксида кремния, таким образом уменьшая или потенциально ограничивая опасность для здоровья от вдыхания частиц диоксида кремния. В дополнение к твердому очищающему материалу, биополимерной смоле и твердому поверхностно-активному веществу, буферные жидкости могут дополнительно включать в себя пеногасители и утяжелители, которые требуются для конкретного применения.
[8] Варианты реализации могут включать в себя получение буферной сухой смеси, которая содержит буферную добавку и твердый поверхностно-активный композит, при этом буферная добавка содержит твердый очищающий материал и биополимерную смолу. Буферная сухая смесь может дополнительно содержать необязательные добавки, включая пеногасители и утяжелители. Буферная сухая смесь может быть получена в любом подходящем месте. В качестве примера буферная сухая смесь может быть получена на буровой площадке или в удаленном от нее месте, таком как завод сухих цементных смесей. На буровой площадке буферная сухая смесь может быть объединена с водой, и полученная в результате буферная жидкость может быть закачана в ствол скважины. В других вариантах реализации один или более компонентов буферной жидкости могут быть по отдельности объединены с водой на буровой площадке с образованием буферной жидкости.
[9] Варианты реализации буферных жидкостей могут включать в себя буферную добавку, которая содержит твердый очищающий материал, например, для очистки и облегчения удаления твердой фильтрационной корки с поверхностей ствола скважины. В некоторых вариантах реализации подходящие твердые очищающие материалы могут иметь твердость по Моосу, составляющую около 6 или более. В некоторых вариантах реализации подходящие твердые очищающие материалы могут иметь высокую угловатость таким образом, что твердый очищающий материал имеет острые и/или зазубренные углы. Имея острые и/или зазубренные углы, твердый очищающий материал может иметь улучшенные очищающие свойства при более высоких динамических давлениях. Угловатость и округлость - это термины, которые можно использовать для описания формы углов частицы. Чем выше угловатость частицы (например, угловатой частицы), тем меньше округлость этой частицы. Аналогично, чем выше округлость частицы, тем меньше угловатость этой частицы. Как будет понятно специалисту в данной области техники, и с помощью данного описания, примеры подходящих твердых очищающих материалов могут иметь высокую угловатость. В некоторых вариантах реализации подходящие твердые очищающие материалы могут иметь округлость менее около 0,6 и сферичность менее около 0,6. Округлость обычно относится к заостренности углов и краев зерна/частицы и может быть определена как отношение среднего радиуса кривизны углов к радиусу наибольшего вписанного круга. Поскольку измерение округлости может занимать довольно много времени, распространенный способ оценки округлости заключается в визуальном сравнении зерен неизвестной округлости со стандартными изображениями зерен известной округлости. Сферичность обычно измеряет степень приближения частицы к сферической форме, и ее можно определить как отношение диаметра сферы с таким же объемом, как у частицы, и диаметра описанной сферы. Сферичность частицы обычно определяют путем измерения трех линейных размеров частицы: наибольшего диаметра, промежуточного диаметра и наименьшего диаметра.
[10] Кроме того, твердый очищающий материал можно рассматривать как низкокристаллический диоксид кремния, поскольку твердый очищающий материал может содержать сниженные количества кристаллического диоксида кремния (т. е. около 5 мас.% или меньше). Например, твердый очищающий материал может содержать кристаллический диоксид кремния в количестве около 5 мас.% или меньше, около 3 мас.% или меньше или около 1 мас.% или меньше. В некоторых вариантах реализации твердый очищающий материал может не содержать и/или по существу не содержать кристаллический диоксид кремния.
[11] Примеры подходящих твердых очищающих материалов могут включать в себя, без ограничений, среди прочего, пемзу, перлит, другие обсидианы, коллоидальный диоксид кремния и летучую золу. В вариантах реализации твердый очищающий материал может иметь удельную плотность около 2,5 или меньше. В некоторых вариантах реализации твердый очищающий материал может содержать пемзу. Обычно пемза представляет собой вулканическую породу, которая может обладать цементирующими свойствами, поскольку она может схватываться в присутствии гашеной извести и воды. Пемза также может быть измельченной. Обычно пемза может иметь любой гранулометрический состав, необходимый для конкретного применения. В некоторых вариантах реализации пемза может иметь средний размер частиц от около 1 микрона до около 200 микрон, как определено способами Американского общества испытания материалов (ASTM; American Society for Testing and Materials). Средний размер частиц соответствует значениям d50, измеренным с помощью гранулометрических анализаторов, например, производимых Malvern Instruments, Вустершир, Соединенное Королевство. В конкретных вариантах реализации пемза может иметь средний размер частиц от около 1 микрона до около 200 микрон, от около 5 микрон до около 100 микрон или от около 10 микрон до около 25 микрон. Твердый очищающий материал может присутствовать в буферной добавке в любом подходящем количестве, включая, без ограничений, количество от около 50 мас.% до около 99,9 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. В конкретных вариантах реализации твердый очищающий материал может присутствовать в количестве от около 90 мас.% до около 99 мас.% или от около 95 мас.% до около 98 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. В конкретном примере твердый очищающий материал может присутствовать в буферной добавке в количестве около 97,6 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящий размер и концентрацию частиц для твердого очищающего материала.
[12] Варианты реализации буферных жидкостей могут включать в себя буферную добавку, которая содержит биополимерную смолу. Примеры подходящих биополимерных смол могут включать в себя, без ограничений, ксантановую смолу, диутановую смолу, велановую смолу, склероглюкановую смолу и их комбинации. Биополимерная смола может присутствовать в буферной добавке в любом подходящем количестве, включая, без ограничений, количество от около 0,1 мас.% до около 10 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. В конкретных вариантах реализации твердый очищающий материал может присутствовать в количестве от около 1 мас.% до около 5 мас.% или от около 2 мас.% до около 3 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. В конкретном примере биополимерная смола может присутствовать в буферной добавке в количестве около 97,6 мас.% в расчете на общую массу буферной добавки. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящую концентрацию биополимера.
[13] Реология и количество твердого очищающего материала и биополимерной смолы в буферной сухой смеси, содержащей очищающий агент, биополимерную смолу, твердый поверхностно-активный композит, пеногаситель и/или утяжелитель, при необходимости могут быть модифицированы для получения буферной жидкости с требуемыми свойствами. Например, уменьшение массового процента биополимерной смолы в буферной сухой смеси должно уменьшить напряжение сдвига, создаваемое буферной жидкостью при данной скорости сдвига на единицу массы буферной добавки в буферной сухой смеси. При небольших количествах, например 0,1 мас.% биополимерной смолы в буферной добавке, достижение необходимой реологии в буферных жидкостях с более высокой плотностью может быть затруднено. Если массовый процент биополимерной смолы в буферной добавке увеличивается до повышенного количества, такого как 10 мас.% или выше, количество твердого очищающего материала может быть уменьшено до такой степени, что оно станет неэффективным при очистке ствола скважины от глинистой корки. В некоторых вариантах реализации буферная добавка может иметь массовое отношение биополимерной смолы к твердому очищающему материалу от около 0,5:99,5 до около 10:90, или от около 1:99 до около 5:95, или от около 2:98 до около 3:97. В некоторых вариантах реализации массовое отношение биополимера к твердому очищающему материалу может составлять около 2,4 биополимерной смолы к около 97,6 твердого очищающего материала.
[14] Буферная добавка может быть включена в буферную сухую смесь в любом подходящем количестве. В некоторых вариантах реализации буферная добавка, содержащая твердый очищающий материал и биополимерную смолу, может быть включена в буферную сухую смесь в количестве от около 20 мас.% до около 100 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси. В конкретных вариантах реализации буферная сухая смесь может присутствовать в количестве от около 20 мас.% до около 50 мас.%, от около 60 мас.% до около 99 мас.%, от около 80 мас.% до около 99 мас.%, или от около 90 мас.% до около 100 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси.
[15] Варианты реализации буферных жидкостей могут включать в себя твердый поверхностно-активный композит, который может содержать поверхностно-активное вещество и твердый носитель. Необязательно, твердый поверхностно-активный композит может включать в себя диспергирующий агент, пеногаситель или их комбинацию. Твердый поверхностно-активный композит может иметь большое разнообразие форм и размеров отдельных частиц, подходящих для использования в скважинных применениях. Например, отдельные частицы твердого поверхностно-активного композита могут иметь четко определенные физические, а также геометрически неправильные формы, включая физическую форму пластинок, обрезков, волокон, хлопьев, лент, стержней, полос, сфероидов, полых шариков, тороидов, гранул, таблеток или любую другую физическую форму. Без ограничения, твердый поверхностно-активный композит может иметь средний размер частиц в диапазоне от около 5 микрон до около 1500 микрон и, альтернативно, средний размер частиц в диапазоне от около 20 микрон до около 500 микрон. Однако размеры частиц за пределами этих определенных диапазонов также могут подходить для конкретных применений.
[16] Твердый поверхностно-активный композит может быть включен в буферную сухую смесь в любом подходящем количестве. В некоторых вариантах реализации твердый поверхностно-активный композит может быть включен в буферную сухую смесь в количестве от около 0,1 мас.% до около 10 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси. В конкретных вариантах реализации буферная сухая смесь может присутствовать в количестве от около 1 мас.% до около 10 мас.%, от около 1 мас.% до около 5 мас.%, или от около 2 мас.% до около 5 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси.
[17] Любое из множества поверхностно-активных веществ может быть включено в твердый поверхностно-активный композит, который может быть способен смачивать поверхности скважины (например, смачивание водой или нефтью), такие как стенка ствола скважины и поверхность обсадной колонны. Функция, которую может выполнять конкретное поверхностно-активное вещество, зависит от множества факторов. Эти факторы могут включать в себя, без ограничений, выбор гидрофобной и гидрофильной частей и их относительных количеств, а также присутствие любых катионных, ионных, неионных, амфотерных или цвиттерионных групп. В некоторых вариантах реализации как смачивающее водой поверхностно-активное вещество, так и смачивающее нефтью поверхностно-активное вещество могут быть включены в твердый поверхностно-активный композит. Смачивающее поверхностно-активное вещество может быть включено в твердый поверхностно-активный композит в количестве, без ограничений, от около 5 мас.% до около 99,9 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. В качестве примера, смачивающее поверхностно-активное вещество может быть включено в количестве от около 5 мас.%, около 10 мас.%, около 20 мас.%, около 30 мас.%, около 40 мас.%, около 50 мас.%, около 60 мас.%, около 70 мас.%, около 80 мас.%, около 90 мас.% или около 99,9 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. Примеры подходящих смачивающих поверхностно-активных веществ могут включать этоксилаты спирта, этоксисульфаты спирта, этоксилаты алкилфенола (например, этоксилаты нонилфенола), гликольэфиры и их комбинации. Некоторые смачивающие поверхностно-активные вещества можно использовать в виде водорастворимых солей. Например, смачивающие поверхностно-активные вещества могут быть выбраны из солей щелочных металлов, щелочноземельных металлов, аммония и алканоламмония этоксилатов спирта, этоксисульфатов спирта и этоксилатов алкилфенола. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящее смачивающее поверхностно-активное вещество и его концентрацию для конкретного применения.
[18] Как описано ранее, смачивающее поверхностно-активное вещество может быть нанесено на твердый носитель. Без ограничения, твердый носитель может включать в себя любой из множества твердых материалов, таких как диатомовая земля, аморфный диоксид кремния, крахмал, силикат кальция и их комбинации. Твердый носитель может быть включен в твердый поверхностно-активный композит в количестве, без ограничения, от около 0,1 мас.% до около 95 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. В качестве примера, твердый носитель может быть включен в количестве от около 0,1 мас.%, около 10 мас.%, около 20 мас.%, около 30 мас.%, около 40 мас.%, около 50 мас.%, около 60 мас.%, около 70 мас.%, около 80 мас.%, около 90 мас.% или около 95 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящий твердый носитель и его концентрацию для конкретного применения.
[19] Необязательно, твердый поверхностно-активный композит может включать в себя диспергирующий агент. Без ограничения, подходящие диспергирующие агенты могут включать в себя любые из множества широко используемых диспергирующих агентов цемента, таких как сульфированные диспергирующие агенты; сульфированные полимерные диспергирующие агенты; нафталинсульфонаты; меламинсульфонаты; конденсат сульфированного меламиноформальдегида; конденсат сульфированного нафталинформальдегида; конденсат ацетонформальдегида сульфоната; этоксилированные полиакрилаты; или их комбинации. Один пример подходящего диспергирующего агента может включать нафталинсульфонат, конденсированный с помощью от около 4 моль до около 8 моль и, альтернативно, около 6 моль формальдегида. Диспергирующий агент может быть включен в твердый поверхностно-активный композит в количестве, без ограничения, от около 10 мас.% до около 90 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. В качестве примера, диспергирующий агент может быть включен в количестве от около 10 мас.%, около 20 мас.%, около 30 мас.%, около 40 мас.%, около 50 мас.%, около 60 мас.%, около 70 мас.%, около 80 мас.%, или около 90 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящий диспергирующий агент и его концентрацию для конкретного применения.
[20] Необязательно, твердый поверхностно-активный композит может содержать пеногаситель. Пеногаситель может быть включен в твердый поверхностно-активный композит в дополнение к диспергирующему агенту или отдельно от него. Подходящие пеногасители могут включать в себя соединения, используемые в скважинных операциях для предотвращения вспенивания жидкости для обработки скважин во время смешивания и закачки. Без ограничения, подходящие пеногасители могут содержать полиольные композиции, силоксаны, такие как полидиметилсилоксан, ацетиленовые диолы и их комбинации. Пеногаситель может быть включен в твердый поверхностно-активный композит в дополнение к диспергирующему агенту или отдельно от него. Пеногаситель может быть включен в твердый поверхностно-активный композит в количестве, без ограничения, от около 0,1 мас.% до около 20 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. В качестве примера, пеногаситель может быть включен в количестве от около 0,1 мас.%, около 5 мас.%, около 10 мас.%, около 15 мас.%, или около 20 мас.% в расчете на общую массу твердого поверхностно-активного композита. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен быть в состоянии выбрать подходящий пеногаситель и его концентрацию для конкретного применения.
[21] Без ограничения, твердый поверхностно-активный композит может содержать этоксилат спирта, твердый носитель, содержащий аморфный диоксид кремния, диспергирующий агент и пеногаситель. В качестве примера, твердый поверхностно-активный композит может включать C8-C12 спирт, замещенный от около 4 моль до около 8 моль этиленоксида, аморфный диоксид кремния, конденсат сульфированного нафталинформальдегида и силоксан. В качестве дополнительного примера, твердый поверхностно-активный композит может включать изодециловый спирт, замещенный 6 молями этиленоксида, аморфный диоксид кремния, нафталинсульфонат, конденсированный 6 молями формальдегида, и полидиметилсилоксан.
[22] Без ограничения, твердый поверхностно-активный композит может содержать этоксилат спирта, твердый носитель, диспергирующий агент и пеногаситель. В качестве примера, твердый поверхностно-активный композит может содержать C12-C14 спирт, замещенный от около 10 моль до около 14 моль этиленоксида, аморфный диоксид кремния, диатомовую землю, конденсат сульфированного нафталинформальдегида и силоксан. В качестве дополнительного примера, твердый поверхностно-активный композит может содержать изотридециловый спирт, замещенный 12 молями этиленоксида, аморфный диоксид кремния, диатомовую землю, нафталинсульфонат, конденсированный 6 молями формальдегида, и полидиметилсилоксан.
[23] Твердый поверхностно-активный композит может быть получен любым подходящим методом. В качестве примера, компоненты (например, смачивающее поверхностно-активное вещество, твердый носитель, диспергирующий агент и/или пеногаситель) могут быть объединены с образованием смеси. Затем эта смесь может быть высушена, например, посредством распылительной сушки, с образованием по существу сухого твердого продукта. Также могут быть использованы другие подходящие методы получения твердого поверхностно-активного композита, что должно быть очевидно специалисту в данной области техники.
[24] Большое разнообразие дополнительных добавок может быть включено в буферную сухую смесь, если специалист в данной области техники сочтет это целесообразным, с учетом преимуществ данного описания. Примеры таких добавок включают в себя, без ограничений: утяжелители (например, барит), пеногасители. В буферную сухую смесь могут быть включены утяжелители, например, для придания буферной жидкости требуемой плотности. Примеры подходящих утяжелителей включают в себя, например, материалы с удельной плотностью 2,5 или более, такие как барит, тетраоксид марганца, оксид железа, карбонат кальция или карбонат железа. Утяжелители могут быть включены в любом подходящем количестве, включая, без ограничений, от около 1 мас.% до около 99 мас.%, от около 50 мас.% до около 99 мас.%, или от около 75 мас.% до около 99 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси. Пеногасители могут быть включены в буферную сухую смесь, например, для уменьшения нежелательного пенообразования в буферной жидкости при смешивании и подаче в ствол скважины. Примеры подходящих пеногасителей могут включать, без ограничений, полиольные композиции, силоксаны, такие как полидиметилсилоксан, ацетиленовые диолы, этоксилированные спирты, пропоксилированные спирты, этоксилаты жирных спиртов, внутренние олефины и их комбинации. Пеногасители могут быть включены в любом подходящем количестве, включая, без ограничений, от около 0,01 мас.% до около 10 мас.%, от около 0,05 мас.% до около 5 мас.% или от около 0,05 мас.% до около 1 мас.% в расчете на общую массу буферной сухой смеси. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен без труда определить тип и количество добавки, полезной для конкретного применения и требуемого результата. Хотя эти добавки описаны как включенные в буферную сухую смесь, также предполагается, что одна или более из этих добавок могут быть добавлены непосредственно в воду, что может происходить до, во время или после добавления буферной сухой смеси в воду.
[25] Как описано ранее, буферная сухая смесь может быть объединена с водой с образованием буферной жидкости, которая затем может быть введена в ствол скважины. Вода, используемая в одном из вариантов реализации буферных жидкостей, может включать в себя, например, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), насыщенные минеральные растворы, морскую воду или любую их комбинацию. Обычно вода может быть из любого источника при условии, что вода не содержит избыточного количества соединений, которые могут нежелательно повлиять на другие компоненты в буферной жидкости. Вода включена в количестве, достаточном для образования закачиваемой буферной жидкости. В некоторых вариантах реализации вода может быть включена в буферные жидкости в количестве от около 15 мас.% до около 95 мас.% в расчете на общую массу буферной жидкости. В других вариантах реализации вода может быть включена в буферные жидкости в количестве от около 25 мас.% до около 85 мас.% или от около 50 мас.% до около 75 мас.% в расчете на общую массу буферной жидкости. Буферная сухая смесь может быть включена в буферную жидкость в любом подходящем количестве, включая от около 5 мас.% до около 50 мас.%, от около 10 мас.% до около 60 мас.% или от около 20 мас.% до около 50 мас.% в расчете на общую массу буферной жидкости. Специалист в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, должен распознать соответствующее количество воды и буферной сухой смеси, которое необходимо включить для выбранного применения.
[26] Кроме того, буферные жидкости и/или буферные сухие смеси могут считаться низкокристаллическим диоксидом кремния, поскольку буферные жидкости и/или буферные сухие жидкости могут содержать сниженные количества кристаллического диоксида кремния, не включая какой-либо потенциальный утяжелитель (например, барит), которые могут быть включены. Например, буферные жидкости и/или буферные сухие смеси могут содержать кристаллический диоксид кремния в количестве около 5 % или меньше, около 3 % или меньше, или около 1 % или меньше по массе. В некоторых вариантах реализации буферные жидкости и/или буферные сухие смеси могут не содержать и/или по существу не содержать кристаллический диоксид кремния.
[27] Кроме того, варианты реализации буферных жидкостей и/или буферных сухих смесей могут по существу не содержать глину в том смысле, что они могут не содержать глину, или, в той степени, в которой может присутствовать глина, глина присутствует в количестве не более 2 мас.%. В некоторых вариантах реализации буферные жидкости могут не содержать глину или, в той степени, в которой может присутствовать глина, глина присутствует в количестве не более 1 мас.%, 0,5 мас.%, 0,1 мас.%, или менее. В буферные жидкости и/или буферные сухие смеси обычно включен ряд различных глин, включая, без ограничений, монтморриллонитовые глины, аттапульгитовые глины и сепиолитовые глины. В отличие от обычных буферных жидкостей, в которых для вязкости используют глину, в буферных жидкостях, содержащих буферную добавку, для вязкости могут использовать биополимерную смолу. При интеркалировании глин пластинки укладываются слоями с ионами между слоями. Поскольку глины расслаивают поверхностно-активные вещества и ионные жидкости, буровой раствор часто непрогнозированно взаимодействует с ионно заряженными пластинками. Это может привести к гелеобразованию, а также к отсутствию соответствующих вязкостных свойств. Путем уменьшения или, возможно, даже исключения глины из буферных жидкостей, буферная жидкость может иметь повышенную совместимость с вытесненными или соседними флюидами.
[28] Буферные жидкости обычно должны иметь плотность, подходящую для конкретного применения, которой хотят добиться специалисты в данной области техники, с учетом преимуществ данного изобретения. В некоторых вариантах реализации буферные жидкости могут иметь плотность в диапазоне от около 4 фунтов на галлон (фунт/галлон) (480 кг/м3) до около 24 фунтов/галлон (2900 кг/м3). В других вариантах реализации буферные жидкости могут иметь плотность в диапазоне от около 4 фунтов/галлон (480 кг/м3) до около 17 фунтов/галлон (2040 кг/м3). В еще других вариантах реализации буферные жидкости могут иметь плотность в диапазоне от около 8 фунтов/галлон (960 кг/м3) до около 13 фунтов/галлон (1600 кг/м3). Варианты реализации буферных жидкостей могут быть вспененными или невспененными или включать другие средства для уменьшения их плотности, известные в данной области техники, такие как легковесные добавки. Специалисты в данной области техники, пользуясь преимуществом данного изобретения, смогут распознать подходящую плотность для конкретного применения.
[29] Подходящие буферные жидкости могут быть получены в соответствии с любым подходящим методом. Без ограничения, требуемое количество воды может быть введено в смеситель (например, смеситель для цемента) с последующей буферной сухой смесью. Дополнительные жидкие добавки и/или сухие добавки, если таковые имеются, при необходимости могут быть добавлены в воду до или после объединения с сухой смесью. Эту смесь можно перемешивать в течение достаточного периода времени для образования суспензии. В качестве примера можно использовать насосы для доставки этой закачиваемой суспензии в ствол скважины. Следует понимать, что буферная жидкость и/или буферная сухая смесь могут быть получены на буровой площадке или за ее пределами, а затем транспортированы на буровую площадку. В случае приготовления за пределами площадки буферную сухую смесь и/или буферную жидкость можно транспортировать на буровую площадку с помощью любого подходящего вида транспорта, включая, без ограничений, грузовик, железнодорожный вагон, баржу и т. п. В качестве альтернативы, буферная жидкость и/или буферная сухая смесь могут быть составлены на площадке скважины, например, когда компоненты буферной жидкости и/или буферной сухой смеси могут быть доставлены с транспорта (например, транспортного средства или трубопровода), а затем перемешаны перед размещением в скважине. Как будет понятно специалистам в данной области техники, с учетом преимущества данного изобретения, в соответствии с вариантами реализации можно использовать другие подходящие методы получения буферных жидкостей.
[30] С ограничением, буферную жидкость (как описано в данном документе) можно использовать для вытеснения первого флюида из ствола скважины, причем ствол скважины проникает в подземный пласт. Способ может дополнительно включать в себя введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первого флюида из ствола скважины. Без ограничения, буферная жидкость может вытеснять первый флюид из кольцевого пространства ствола скважины, такого как кольцевое пространство между колонной труб и подземным пластом или между колонной труб и большим трубопроводом. Неограничивающие примеры первого флюида, вытесняемого буферной жидкостью, могут включать в себя буровой раствор. В качестве примера, буферную жидкость можно использовать для вытеснения бурового раствора из ствола скважины. Помимо вытеснения бурового раствора из ствола скважины, буферный раствор может также удалять буровой раствор со стенок ствола скважины и/или колонны труб. Дополнительные этапы способа могут включать в себя, без ограничения, введение колонны труб в ствол скважины, введение цементирующей композиции в ствол скважины с помощью буферной жидкости, разделяющей цементирующую композицию и первый флюид.
[31] Как описано в данном документе, буферная жидкость может препятствовать контакту цементирующей композиции с первым флюидом, таким как буровой раствор. Буферная жидкость может также удалять буровой раствор, дегидратированный/загущенный буровой раствор и/или твердые частицы фильтрационной корки из ствола скважины перед цементирующей композицией. Удаление этих композиций из ствола скважины может улучшить связывание цементирующей композиции с поверхностями в стволе скважины.
[32] Вытесненный буровой раствор может включать, например, любое количество флюидов, таких как твердые суспензии, смеси и эмульсии. Неограничивающий пример подходящего бурового раствора может включать в себя буровой раствор на нефтяной основе. Пример подходящего бурового раствора на нефтяной основе включает обращенную эмульсию. Без ограничения, буровой раствор на нефтяной основе может содержать маслянистую жидкость. Примеры подходящих маслянистых жидкостей, которые могут быть включены в буровые растворы на нефтяной основе, включают, без ограничений, α-олефины, внутренние олефины, алканы, ароматические растворители, циклоалканы, сжиженный нефтяной газ, керосин, дизельные масла, сырые нефти, газойли, жидкое топливо, парафиновые масла, минеральные масла, низкотоксичные минеральные масла, олефины, сложные эфиры, амиды, синтетические масла (например, полиолефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны, органосилоксаны, простые эфиры, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации.
[33] Цементирующая композиция, вводимая в ствол скважины, может включать в себя гидравлический цемент и воду. В соответствии с настоящими вариантами реализации можно использовать различные гидравлические цементы, включая, без ограничений, те, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород, железо и/или серу, которые схватываются и затвердевают в результате реакции с водой. Подходящие гидравлические цементы включают в себя, без ограничений, портландцементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием глинозема, шлаковые цементы, кремнеземные цементы и их комбинации. В некоторых вариантах реализации гидравлический цемент может включать в себя портландцемент. В некоторых вариантах реализации портландцементы могут включать в себя цементы, классифицированные как цементы классов A, C, H или G в соответствии со Спецификацией Американского института нефти (API) для материалов и испытаний скважинных цементов (API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990). Кроме того, в некоторых вариантах реализации гидравлический цемент может включать в себя цементы, классифицируемые как цементы типа I, II или III согласно ASTM.
[34] Без ограничения, способы использования описанных в данном документе буферных жидкостей для цементирования скважин далее будут описаны более подробно со ссылкой на фиг. 1-3. Любой из описанных в данном документе вариантов реализации буферной жидкости может применяться в контексте фиг. 1-3. На фиг. 1 проиллюстрирована приводимая в качестве примера система 100, которую могут использовать для получения и доставки буферной жидкости в скважину. Следует отметить, что хотя на фиг. 1 в целом изображена наземная операция, специалисты в данной области техники легко распознают, что описанные в данном документе принципы в равной степени применимы к подводным операциям, в которых используют плавучие или морские платформы и буровые установки, без отклонения от объема данного изобретения. Как проиллюстрировано на фиг. 1, система 100 может содержать емкость 105 и насос 110. Насос 110 может быть расположен ниже по потоку от емкости 105 и может быть гидравлически соединен с трубчатым элементом 115, который гидравлически соединен со стволом 120 скважины. Трубчатый элемент 115 может быть выполнен с возможностью циркуляции или доставки иным образом буферной жидкости в ствол 120 скважины. Трубчатый элемент 115 может состоять, например, из одной или более различных труб, которые проходят в ствол 120 скважины. Насос 110 может представлять собой, например, один или более насосов высокого давления или низкого давления, которые могут зависеть, без ограничения, от вязкости и плотности буферной жидкости. Без ограничения, насос 110 может вытягивать буферную жидкость из емкости 105, поднимать давление буферной жидкости до соответствующего давления, а затем вводить буферную жидкость в трубчатый элемент 115 для доставки в скважину. Без ограничения, емкость 105 и насос 110 могут быть расположены, например, на одном или более цементовозах. Хотя это и не проиллюстрировано, система 100 может дополнительно содержать рециркуляционный смеситель, смеситель периодического действия и/или струйный смеситель, который могут использовать, например, при получении и/или хранении буферной жидкости. Неограничивающие дополнительные компоненты, которые могут присутствовать, включают в себя, без ограничений, питающие бункеры, клапаны, конденсаторы, переходники, соединения, измерительные приборы, датчики, компрессоры, регуляторы давления, датчики давления, регуляторы расхода, датчики расхода, датчики температуры и т.п.
[35] На фиг. 2 изображены один или более подземных пластов 200, через которые проходит ствол 120 скважины с размещенным в нем буровым раствором 205. Буровой раствор 205 может включать в себя описанные в данном документе приводимые в качестве примера буровые растворы, а также другие подходящие буровые растворы, которые будут довольно очевидны для специалистов в данной области техники. Хотя показано, что ствол 120 скважины проходит в целом вертикально в один или более подземных пластов 200, описанные в данном документе принципы также применимы к стволам скважин, которые проходят под углом через один или более подземных пластов 200, например горизонтальным и наклонным стволам скважин. Как проиллюстрировано, ствол 120 скважины содержит стенки 210. Без ограничения, поверхностная обсадная колонна 215 может быть скреплена со стенками 210 ствола 120 скважины с помощью цементной оболочки 220. Без ограничения, одна или более дополнительных колонн труб (например, промежуточная обсадная колонна, эксплуатационная обсадная колонна, хвостовики и т.д.), показанные в данном документе как обсадная колонна 225, также могут быть расположены в стволе 120 скважины. Как проиллюстрировано, имеется кольцевое пространство 230 ствола скважины, образованное между обсадной колонной 225 и стенками 210 ствола 120 скважины (и/или более крупным трубопроводом, таким как наземная обсадная колонна 215). Хотя это и не показано, один или более центраторов могут быть прикреплены к обсадной колонне 225, например, для центрирования обсадной колонны 225 в стволе 120 скважины до и во время операции цементирования.
[36] Как проиллюстрировано, цементирующая композиция 235 может быть введена в ствол 120 скважины. Например, цементирующую композицию 235 могут закачивать внутрь обсадной колонны 225. Насос (например, насос 110 на фиг. 1) могут использовать для доставки цементирующей композиции 235 в ствол 120 скважины. Может быть желательно обеспечить циркуляцию цементирующей композиции 235 в стволе 120 скважины до тех пор, пока она не окажется в кольцевом пространстве 230 ствола скважины. Цементирующая композиция 235 может включать приводимые в качестве примера цементирующие композиции, раскрытые в данном документе, а также другие подходящие цементирующие композиции, которые будут без труда очевидны для специалистов в данной области техники. Хотя это и не проиллюстрировано, для введения цементирующей композиции 235 могут использовать также другие методы. В качестве примера, могут использовать методы обратной циркуляции, которые включают в себя введение цементирующей композиции 235 в ствол 120 скважины через кольцевое пространство 230 ствола скважины, а не через обсадную колонну 225.
[37] Без ограничения, буферную жидкость 240 могут использовать для отделения бурового раствора 205 от цементирующей композиции 235. Предыдущее описание со ссылкой на фиг. 1 для получения буферной жидкости, можно использовать для доставки буферной жидкости 240 в ствол 120 скважины. Кроме того, насос (например, насос 110 на фиг. 1) также можно использовать для доставки буферной жидкости 240 в ствол 120 скважины. Буферную жидкость 240 можно использовать с цементирующей композицией 235 для вытеснения бурового раствора 205 из ствола 120 скважины, а также для подготовки ствола 120 скважины для цементирующей композиции 235. В качестве примера, буферная жидкость 240 может, среди прочего, быть выполнена с возможностью удаления бурового раствора 205, бурового раствора 205, который дегидратирован/загущен, и/или твердых частиц фильтрационной корки из ствола 120 скважины перед введением цементирующей композиции 235. Хотя это и не показано, одну или более пробок или других подходящих устройств могут использовать для физического отделения бурового раствора 205 от буферной жидкости 240 и/или буферной жидкости 240 от цементирующей композиции 235.
[38] Далее со ссылкой на фиг. 3, буровой раствор 205 был вытеснен из кольцевого пространства 230 ствола скважины. Как проиллюстрировано, буферной жидкости 240 и цементирующей композиции 235 можно дать возможность течь вниз внутри обсадной колонны 225 через нижнюю часть обсадной колонны 225 (например, башмак 300 обсадной колонны) и вверх вокруг обсадной колонны 225 в кольцевое пространство 230 ствола скважины, таким образом вытесняя буровой раствор 205. По меньшей мере часть вытесненного бурового раствора 205 может выходить из кольцевого пространства 230 ствола скважины по линии 125 подачи жидкости и оседать, например, в одной или более отстойниках 130 для хранения (например, отстойнике для хранения бурового раствора), как показано на фиг. 1. Опять со ссылкой на фиг. 3, цементирующая композиция 235 может продолжать циркулировать до тех пор, пока не достигнет требуемого места в кольцевом пространстве 230 ствола скважины. Буферная жидкость 240 (или ее часть) и/или цементирующая композиция 235 могут оставаться в кольцевом пространстве 230 ствола скважины. Как проиллюстрировано, буферная жидкость 240 может быть размещена в кольцевом пространстве 230 ствола скважины выше или поверх цементирующей композиции 235. Цементирующая композиция 235 может схватываться в кольцевом пространстве 230 ствола скважины с образованием кольцевой оболочки из затвердевшего, по существу непроницаемого материала (т. е. цементной оболочки), который может поддерживать и размещать обсадную колонну 225 в стволе 120 скважины.
[39] Соответственно, в данном изобретении описаны буферные жидкости, которые содержат буферную добавку, содержащую твердый очищающий материал и биополимерную смолу, но по существу не содержащую глину. Системы и способы могут дополнительно характеризоваться одним или более из следующих утверждений.
[40] Утверждение 1. Приводимый в качестве примера способ может включать в себя буферную жидкость, содержащую воду и буферную добавку. Буферная добавка может содержать твердый очищающий материал и биополимерную смолу, при этом твердый очищающий материал содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 5 мас.% или менее, и при этом буферная жидкость по существу не содержит глину. Приводимый в качестве примера способ может дополнительно включать в себя введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первого флюида в стволе скважины.
[41] Утверждение 2. Способ по утверждению 1, дополнительно включающий объединение по меньшей мере буферной сухой смеси и воды с образованием буферной жидкости, при этом буферная сухая смесь содержит твердый очищающий материал и биополимер.
[42] Утверждение 3. Способ по утверждению 1 или 2, отличающийся тем, что твердый очищающий материал имеет удельную плотность менее 2,5, и при этом буферная жидкость не содержит кристаллический диоксид кремния или содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 1 мас.% или менее, не включая какие-либо компоненты с удельной плотностью более 2,5.
[43] Утверждение 4. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что твердый очищающий материал имеет твердость по Моосу около 6 или более, при этом твердый очищающий материал имеет округлость около 0,6 или менее, и при этом твердый очищающий материал имеет сферичность около 6 или менее.
[44] Утверждение 5. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что твердый очищающий материал содержит по меньшей мере один материал, выбранный из группы, состоящей из пемзы, перлита, других обсидианов, коллоидального диоксида кремния, летучей золы и их комбинаций, и при этом биополимерная смола содержит по меньшей мере одну смолу, выбранную из группы, состоящей из ксантановой смолы, диутановой смолы, велановой смолы, склероглюкановой смолы и их комбинаций.
[45] Утверждение 6. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что твердый очищающий материал содержит пемзу, и при этом биополимерная смола содержит диутановую смолу.
[46] Утверждение 7. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что массовое отношение биополимерной смолы к твердому очищающему материалу в буферной добавке составляет от около 10:90 до около 1:99.
[47] Утверждение 8. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что массовое отношение биополимерной смолы к твердому очищающему материалу в буферной добавке составляет от около 3:97 до около 2:98.
[48] Утверждение 9. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что буферная жидкость дополнительно содержит твердый поверхностно-активный композит.
[49] Утверждение 10. Способ по утверждению 9, отличающийся тем, что твердый поверхностно-активный композит имеет средний размер частиц от около 5 микрон до около 1500 микрон, и при этом твердый поверхностно-активный композит содержит смачивающее поверхностно-активное вещество на твердом носителе.
[50] Утверждение 11. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что буферная жидкость дополнительно содержит по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из пеногасителя, утяжелителя и их комбинаций.
[51] Утверждение 12. Способ по любому из предшествующих утверждений, отличающийся тем, что первый флюид включает буровой раствор на нефтяной основе.
[52] Утверждение 13. Способ по любому из предшествующих утверждений, дополнительно включающий введение цементирующей композиции в ствол скважины за буферной жидкостью.
[53] Утверждение 14. Другой пример может включать в себя способ вытеснения скважинных флюидов. Способ может включать обеспечение буферной сухой смеси, которая содержит буферную добавку, твердый поверхностно-активный композит и утяжелитель, имеющий удельную плотность более 2,5, при этом буферная добавка содержит пемзу и диутановую смолу в массовом отношении диутановой смолы к пемзе от около 2:98 до около 3:97, и при этом твердый поверхностно-активный композит содержит поверхностно-активное вещество на твердом носителе. Способ может включать в себя объединение по меньшей мере буферной сухой смеси и воды с образованием буферной жидкости, при этом буферная жидкость по существу не содержит глину, содержащую монтмориллонитовую глину, аттапульгитовую глину и сепиолитовую глину. Способ может включать введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на нефтяной основе в стволе скважины.
[54] Утверждение 15. Способ по утверждению 14, дополнительно включающий введение цементирующей композиции в ствол скважины за буферной жидкостью.
[55] Утверждение 16. Приводимая в качестве примера буферная жидкость для применения при вытеснении скважинных флюидов может содержать воду и буферную добавку. Буферная добавка может содержать твердый очищающий материал и биополимерную смолу, при этом твердый очищающий материал содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 2,5 мас.% или менее, и при этом буферная жидкость по существу не содержит глину.
[56] Утверждение 17. Буферная жидкость по утверждению 16, отличающаяся тем, что твердый очищающий материал имеет удельную плотность менее 2,5, и при этом буферная жидкость не содержит кристаллический диоксид кремния или содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 1 мас.% или менее, не включая какие-либо компоненты с удельной плотностью более 2,5.
[57] Утверждение 18. Буферная жидкость по утверждению 16 или 17, отличающаяся тем, что твердый очищающий материал имеет твердость по Моосу около 6 или более, при этом твердый очищающий материал имеет округлость около 0,6 или менее, и при этом твердый очищающий материал имеет сферичность около 6 или менее.
[58] Утверждение 19. Буферная жидкость по любому из утверждений 16-18, отличающаяся тем, что твердый очищающий материал содержит пемзу, и при этом биополимерная смола содержит диутановую смолу.
[59] Утверждение 20. Буферная жидкость по любому из утверждений 16-19, отличающаяся тем, что буферная жидкость дополнительно содержит твердый поверхностно-активный композит, при этом твердый поверхностно-активный композит содержит смачивающее поверхностно-активное вещество на твердом носителе.
[60] Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения приведены следующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации. Следующие примеры никоим образом не предназначены для ограничения или определения объема данного изобретения. В следующих примерах концентрации даны в массовых процентах от общей композиции.
ПРИМЕР 1
[61] Образец буферной жидкости (буферная жидкость 1) был подготовлен и оценен на жидкостную совместимость с первым буровым раствором на нефтяной основе (OBM1). Буферная жидкость 1 имела плотность 10,5 фунт/галлон (1260 кг/м3) и состав, указанный в таблице 1. Твердый поверхностно-активный композит 1, включенный в буферную жидкость 1, представлял собой смачивающее водой поверхностно-активное вещество (C6-C10 аммониевая соль этоксилатсульфата спирта), нанесенное на носитель из аморфного диоксида кремния. Твердый поверхностно-активный композит 2 представлял собой смачивающее нефтью поверхностно-активное вещество (смесь этоксилированного нонилфенола), нанесенное на носитель из аморфного диоксида кремния. OBM1 представлял собой буровой раствор с обращенной эмульсией на дизельной основе.
[62] Буферная жидкость 1 была оценена на жидкостную совместимость с OBM1 при 27°C (80°F) и 82°C (180°F). Буферную жидкость 1 и OBM 1 обрабатывали при испытательной температуре в течение 30 минут перед измерением. Были подготовлены соотношения, предписанные в API RP 10B2 (2013), и были выполнены реологические измерения на буферной жидкости 1, OBM1 и их смесях с использованием автоматического вискозиметра OFITE 900, имеющего конфигурацию R1-B1-F1. Показания шкалы вискозиметра для флюидов показаны при скоростях вращения в таблицах 2 и 3. Ключевой интерес представляют скорости вращения 60 оборотов в минуту (об/мин) и 100 об/мин, поскольку они наиболее близко подходят к скоростям сдвига, обычно испытываемым при первичном цементировании. При 60 об/мин и 100 об/мин ни одна из смесей не испытала неблагоприятного гелеобразования и не имела показания шкалы более 10% от показания шкалы для буферной жидкости 1, что указывает на хорошую жидкостную реологическую совместимость буферной жидкости 1 и OBM1.
Таблица 1. Состав буферной жидкости 1
| Материал | Масса, грамм |
| Пемза | 111,36 |
| Диутан | 2,74 |
| Барит | 210,28 |
| Твердый поверхностно-активный композит 1 | 6,85 |
| Твердый поверхностно-активный композит 2 | 6,85 |
| Пресная вода | 668,47 |
Таблица 2. Реологическая совместимость буферной жидкости 1 и OBM1 при 27 °C (80 °F).
| Отношение OBM1 к буферной жидкости 1 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин | |
| 100:0 | 22 | 17 | 10 | 8 | 6 | 2,8 | 2,5 | |
| 95:75 | 25 | 18 | 11 | 8 | 6 | 2,8 | 2,5 | |
| 75:25 | 35 | 24 | 13 | 10 | 7 | 2,6 | 2,1 | |
| 50:50 | 48 | 38 | 24 | 18 | 12 | 5,1 | 3,5 | |
| 25:75 | 47 | 40 | 31 | 24 | 17 | 7,6 | 5,5 | |
| 5:95 | 48 | 42 | 37 | 31 | 24 | 14,8 | 11,6 | |
| 0:100 | 46 | 42 | 38 | 36 | 32 | 26,6 | 21,8 |
Таблица 3. Реологическая совместимость буферной жидкости 1 и OBM1 при 82 °C (180 °F).
| Отношение OBM1 к буферной жидкости 1 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 17 | 12 | 8 | 6 | 5 | 1,4 | 0,9 |
| 95:75 | 14 | 11 | 7 | 6 | 4 | 1,4 | 1,2 |
| 75:25 | 19 | 14 | 8 | 6 | 5 | 2,3 | 2,0 |
| 50:50 | 41 | 33 | 21 | 14 | 9 | 3,1 | 2,1 |
| 25:75 | 45 | 41 | 33 | 26 | 20 | 11,5 | 9,1 |
| 5:95 | 46 | 42 | 39 | 35 | 30 | 20,9 | 18,4 |
| 0:100 | 44 | 41 | 38 | 35 | 32 | 27,0 | 22,6 |
Пример 2
[63] Второй образец буферной жидкости (буферная жидкость 2) был подготовлен и оценен на жидкостную совместимость со вторым буровым раствором на нефтяной основе (OBM2). Буферная жидкость 2 имела плотность 11,5 фунт/галлон (1380 кг/м3) и состав, указанный в таблице 4. Буферная жидкость 2 была оценена на жидкостную совместимость с OBM2 при 27°C (80°F) и 82°C (180°F). OBM2 представлял собой буровой раствор с обращенной эмульсией на дизельной основе. Буферную жидкость 2 и OBM2 обрабатывали при испытательной температуре в течение 30 минут перед измерением. Были подготовлены соотношения, предписанные в API RP 10B2 (2013), и были выполнены реологические измерения на буферной жидкости 2, OBM2 и их смесях с использованием автоматического вискозиметра OFITE 900, имеющего конфигурацию R1-B1-F1. Показания шкалы вискозиметра для флюидов показаны при скоростях вращения в таблицах 5 и 6. Ключевой интерес представляют скорости вращения 60 об/мин и 100 об/мин, поскольку они наиболее близко подходят к скоростям сдвига, обычно испытываемым при первичном цементировании. При 60 об/мин и 100 об/мин ни одна из смесей не испытала неблагоприятного гелеобразования и не имела показания шкалы более 10% от показания шкалы для буферной жидкости 2, что указывает на хорошую жидкостную реологическую совместимость буферной жидкости 2 и OBM2.
Таблица 4. Состав буферной жидкости 2
| Материал | Масса, грамм |
| Пемза | 69,35 |
| Диутан | 1,71 |
| Барит | 356,98 |
| Твердый поверхностно-активный композит 1 | 6,85 |
| Твердый поверхностно-активный композит 2 | 6,85 |
| Пресная вода | 660,68 |
Таблица 5. Реологическая совместимость буферной жидкости 2 и OBM2 при 27 °C (80 °F).
| Отношение OBM2 к буферной жидкости 2 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 19 | 14 | 8 | 6 | 4 | 1,1 | 0,9 |
| 95:75 | 22 | 15 | 9 | 6 | 4 | 1,2 | 0,9 |
| 75:25 | 29 | 18 | 10 | 6 | 3 | 1,2 | 1,0 |
| 50:50 | 48 | 35 | 24 | 18 | 13 | 8,3 | 8,1 |
| 25:75 | 39 | 32 | 22 | 17 | 13 | 8,6 | 7,7 |
| 5:95 | 36 | 30 | 24 | 21 | 16 | 9,7 | 7,6 |
| 0:100 | 32 | 28 | 23 | 21 | 19 | 15,4 | 13,5 |
Таблица 6. Реологическая совместимость буферной жидкости 2 и OBM2 при 82 °C (180 °F).
| Отношение OBM2 к буферной жидкости 2 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 12 | 9 | 6 | 3 | 2 | 1,0 | 0,9 |
| 95:75 | 13 | 9 | 5 | 5 | 2 | 0,6 | 0,5 |
| 75:25 | 25 | 12 | 6 | 4 | 2 | 0,5 | 0,4 |
| 50:50 | 47 | 38 | 22 | 15 | 11 | 8,6 | 8,4 |
| 25:75 | 33 | 30 | 25 | 20 | 15 | 11,2 | 10,5 |
| 5:95 | 28 | 26 | 22 | 20 | 16 | 10,7 | 9,4 |
| 0:100 | 28 | 26 | 22 | 21 | 20 | 16,7 | 15,5 |
Пример 3
[64] Третий образец буферной жидкости (буферная жидкость 3) был подготовлен и оценен на жидкостную совместимость с третьим буровым раствором на нефтяной основе (OBM3). Буферная жидкость 3 имела плотность 11,5 фунт/галлон (1380 кг/м3) и состав, указанный в таблице 7. Буферная жидкость 3 была оценена на жидкостную совместимость с OBM3 при 27°C (80°F) и 82°C (180°F). OBM3 представлял собой буровой раствор с обращенной эмульсией на основе дистиллята. Буферную жидкость 3 и OBM3 обрабатывали при испытательной температуре в течение 30 минут перед измерением. Были подготовлены соотношения, предписанные в API RP 10B2 (2013), и были выполнены реологические измерения на буферной жидкости 3, OBM3 и их смесях с использованием автоматического вискозиметра OFITE 900, имеющего конфигурацию R1-B1-F1. Показания шкалы вискозиметра для флюидов показаны при скоростях вращения в таблицах 8 и 9. Ключевой интерес представляют скорости вращения 60 об/мин и 100 об/мин, поскольку они наиболее близко подходят к скоростям сдвига, обычно испытываемым при первичном цементировании. При 60 об/мин и 100 об/мин ни одна из смесей не испытала неблагоприятного гелеобразования и не имела показания шкалы более 10% от показания шкалы для буферной жидкости 3, что указывает на хорошую жидкостную реологическую совместимость буферной жидкости 3 и OBM3.
Таблица 7. Состав буферной жидкости 3
| Материал | Масса, грамм |
| Пемза | 74,91 |
| Диутан | 1,84 |
| Барит | 353,19 |
| Твердый поверхностно-активный композит 1 | 7,99 |
| Твердый поверхностно-активный композит 2 | 7,99 |
| Пресная вода | 656,48 |
Таблица 8. Реологическая совместимость буферной жидкости 3 и OBM3 при 27 °C (80 °F).
| Отношение OBM3 к буферной жидкости 3 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 12 | 9 | 5 | 4 | 4 | 1,4 | 1,2 |
| 95:75 | 12 | 8 | 5 | 3 | 2 | 0,7 | 0,6 |
| 75:25 | 14 | 10 | 7 | 5 | 3 | 0,6 | 0,4 |
| 50:50 | 32 | 24 | 15 | 10 | 6 | 3,2 | 3,0 |
| 25:75 | 34 | 29 | 22 | 18 | 12 | 5,3 | 4,1 |
| 5:95 | 38 | 32 | 26 | 22 | 18 | 10,8 | 9,6 |
| 0:100 | 35 | 31 | 26 | 23 | 21 | 16,9 | 14,9 |
Таблица 9. Реологическая совместимость буферной жидкости 3 и OBM3 при 82 °C (180 °F).
| Отношение OBM к буферной жидкости 3 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 8 | 6 | 4 | 3 | 3 | 1,0 | 0,9 |
| 95:75 | 8 | 6 | 3 | 3 | 1 | 1,0 | 0,9 |
| 75:25 | 9 | 7 | 3 | 2 | 1 | 0,9 | 0,9 |
| 50:50 | 29 | 22 | 15 | 11 | 7 | 4,9 | 4,8 |
| 25:75 | 21 | 27 | 23 | 19 | 14 | 8,7 | 8,1 |
| 5:95 | 33 | 30 | 26 | 24 | 20 | 13,8 | 12,3 |
| 0:100 | 31 | 29 | 25 | 23 | 22 | 18,1 | 16,1 |
Пример 4
[65] Четвертый образец буферной жидкости (буферная жидкость 4) был подготовлен и оценен на жидкостную совместимость с цементным раствором (CMT), состав которого указан в таблице 11. Буферная жидкость 4 имела плотность 11,5 фунт/галлон (1380 кг/м3) и состав, указанный в таблице 10. Буферная жидкость 4 была оценена на жидкостную совместимость с CMT при 27°C (80°F) и 82°C (180°F). Буферную жидкость 4 и CMT обрабатывали при испытательной температуре в течение 30 минут перед измерением. Были подготовлены соотношения, предписанные в API RP 10B2 (2013), и были выполнены реологические измерения на буферной жидкости 4, CMT и их смесях с использованием автоматического вискозиметра OFITE 900, имеющего конфигурацию R1-B1-F1. Показания шкалы вискозиметра для флюидов показаны при скоростях вращения в таблицах 12 и 13. Ключевой интерес представляют скорости вращения 60 об/мин и 100 об/мин, поскольку они наиболее близко подходят к скоростям сдвига, обычно испытываемым при первичном цементировании. При 60 об/мин и 100 об/мин ни одна из смесей не испытала неблагоприятного гелеобразования и не имела показания шкалы более 10% от показания шкалы для CMT, что указывает на хорошую жидкостную реологическую совместимость буферной жидкости 4 и CMT.
Таблица 10. Состав буферной жидкости 4
| Материал | Масса, грамм |
| Пемза | 74,91 |
| Диутан | 1,84 |
| Барит | 332,38 |
| Твердый поверхностно-активный композит 1 | 7,99 |
| Твердый поверхностно-активный композит 2 | 7,99 |
| Пресная вода | 677,29 |
Таблица 11. Состав CMT
| Материал | Масса, грамм |
| Цемент типа I/II | 440,47 |
| Летучая зола типа F | 174,91 |
| Эластомер | 36,14 |
| Тонкая кремнеземная пыль | 21,61 |
| Антипоглощающая добавка 1 | 3,07 |
| Расширительное средство | 24,62 |
| Пресная вода | 481,23 |
Таблица 12. Реологическая совместимость буферной жидкости 4 и CMT при 27 °C (80 °F).
| Отношение CMT к буферной жидкости 4 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 138 | 105 | 66 | 48 | 31 | 11,5 | 8,3 |
| 95:75 | 146 | 110 | 71 | 51 | 34 | 13,2 | 9,7 |
| 75:25 | 120 | 94 | 63 | 47 | 34 | 15,7 | 10,8 |
| 50:50 | 81 | 66 | 49 | 40 | 31 | 20,7 | 17,6 |
| 25:75 | 54 | 45 | 36 | 32 | 27 | 21,3 | 19,4 |
| 5:95 | 40 | 34 | 28 | 26 | 23 | 19,0 | 16,4 |
| 0:100 | 35 | 30 | 25 | 23 | 20 | 17,5 | 15,6 |
Таблица 13. Реологическая совместимость буферной жидкости 4 и CMT при 82 °C (180 °F).
| Отношение CMT к буферной жидкости 4 | 300 об/мин | 200 об/мин | 100 об/мин | 60 об/мин | 30 об/мин | 6 об/мин | 3 об/мин |
| 100:0 | 82 | 63 | 40 | 30 | 19 | 6,8 | 4,5 |
| 95:75 | 86 | 67 | 44 | 33 | 22 | 8,0 | 5,5 |
| 75:25 | 75 | 60 | 42 | 33 | 23 | 9,9 | 7,4 |
| 50:50 | 53 | 45 | 36 | 31 | 26 | 16,1 | 13,1 |
| 25:75 | 43 | 40 | 34 | 32 | 29 | 24,2 | 21,9 |
| 5:95 | 34 | 30 | 27 | 26 | 23 | 19,2 | 17,2 |
| 0:100 | 29 | 27 | 25 | 23 | 21 | 18,5 | 17,0 |
[66] Следует понимать, что композиции и способы описаны как «включающие», «содержащие» или «включающие в себя» различные компоненты или этапы, причем композиции и способы также могут «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Более того, термины в единственном числе, используемые в формуле изобретения, определены в данном документе как означающие один или более элементов, которые они вводят.
[67] Для краткости в данном документе явно раскрыты только определенные диапазоны. Однако диапазоны от любого нижнего предельного значения могут быть объединены с любым верхним предельным значением, чтобы указать диапазон, не указанный явно, а также диапазоны от любого нижнего предельного значения могут быть объединены с любым другим нижним предельным значением для указания диапазона, не указанного явно, таким образом, диапазоны от любого верхнего предельного значения могут быть объединены с любым другим верхним предельным значениям, чтобы указать диапазон, не указанный явно. Кроме того, всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним предельным значением и верхним предельным значением, конкретно раскрываются любое число и любой включенный диапазон, попадающие в этот диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от около a до около b» или, эквивалентно, «от приблизительно a до b» или, эквивалентно, «от приблизительно a-b»), раскрытый в данном документе, следует понимать как указывающий каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений, даже если они не указаны явно. Таким образом, каждая точка или отдельное значение может выступать своим собственным нижним или верхним предельным значением в комбинации с любой другой точкой или отдельным значением или любым другим нижним или верхним предельным значением для указания диапазона, который явно не указан.
[68] Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные варианты реализации, раскрытые выше, являются всего лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, извлекающих преимущество из изложенных в данном документе идей. Хотя обсуждаются отдельные варианты реализации, данное изобретение охватывает все комбинации всех этих вариантов реализации. Кроме того, не налагаются никакие ограничения на детали конструкции или устройства, показанные в данном документе, кроме тех, которые описаны ниже в формуле изобретения. Также термины в формуле изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Следовательно, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие измененные варианты рассматриваются в пределах объема и сущности настоящего изобретения. При возникновении какого-либо противоречия в использовании какого-либо слова или термина в данном описании и в одном или более патентах или других документах, которые могут быть включены в данный документ посредством ссылки, должны быть приняты определения, которые согласуются с данным описанием.
1. Способ вытеснения скважинных флюидов, включающий:
обеспечение буферной добавки, содержащей:
биополимер, содержащий диутановую смолу, и
очищающий материал, выбранный из группы, состоящей из пемзы, перлита, коллоидального диоксида кремния и их комбинаций,
где буферная добавка содержит сухую смесь биополимера и очищающего материала,
где буферная сухая смесь имеет массовое отношение диутановой смолы к очищающему материалу от около 2,4 до около 97,6, и где буферная сухая смесь по существу не содержит кристаллический диоксид кремния;
получение буферной жидкости объединением воды и буферной добавки, при этом буферная жидкость по существу не содержит глину; и введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части первого флюида в стволе скважины.
2. Способ по п. 1, где твердый очищающий материал имеет удельную плотность менее 2,5, и где буферная жидкость не содержит кристаллический диоксид кремния или содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 1 мас.% или менее, не включая какие-либо компоненты с удельной плотностью более 2,5.
3. Способ по п. 1, где твердый очищающий материал имеет твердость по Моосу около 6 или более, где твердый очищающий материал имеет округлость около 0,6 или менее, и где твердый очищающий материал имеет сферичность около 0,6 или менее.
4. Способ по п. 1, где биополимерная смола дополнительно содержит по меньшей мере одну смолу, выбранную из группы, состоящей из ксантановой смолы, велановой смолы, склероглюкановой смолы и их комбинаций.
5. Способ по п. 1, где твердый очищающий материал содержит пемзу, и где биополимерная смола содержит диутановую смолу.
6. Способ по п. 1, где буферная жидкость дополнительно содержит твердый поверхностно-активный композит.
7. Способ по п. 6, где твердый поверхностно-активный композит имеет средний размер частиц от около 5 микрон до около 1500 микрон, и где твердый поверхностно-активный композит содержит смачивающее поверхностно-активное вещество на твердом носителе.
8. Способ по п. 1, где буферная жидкость дополнительно содержит пеногаситель.
9. Способ по п. 1, где первый флюид содержит буровой раствор на нефтяной основе.
10. Способ по п. 1, дополнительно включающий введение цементирующей композиции в ствол скважины за буферной жидкостью.
11. Способ вытеснения скважинных флюидов, включающий:
обеспечение буферной сухой смеси, содержащей буферную добавку, твердый поверхностно-активный композит и утяжелитель, имеющий удельную плотность более 2,5, при этом буферная добавка содержит пемзу и диутановую смолу с массовым отношением диутановой смолы к пемзе от около 2,4 до около 97,6, и при этом твердый поверхностно-активный композит содержит поверхностно-активное вещество на твердом носителе;
объединение по меньшей мере буферной сухой смеси и воды с образованием буферной жидкости, при этом буферная жидкость по существу не содержит глину, содержащую монтмориллонитовую глину, аттапульгитовую глину и сепиолитовую глину, и
введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на нефтяной основе в стволе скважины.
12. Способ по п. 11, дополнительно включающий введение цементирующей композиции в ствол скважины за буферной жидкостью.
13. Способ по п. 11, где твердый поверхностно-активный композит имеет средний размер частиц от около 5 микрон до около 1500 микрон, и где твердый поверхностно-активный композит содержит смачивающее поверхностно-активное вещество на твердом носителе.
14. Способ по п. 11, где буферная добавка имеет удельную плотность менее 2,5, и где буферная жидкость не содержит кристаллический диоксид кремния или содержит кристаллический диоксид кремния в количестве около 1 мас.% или менее, не включая какие-либо компоненты с удельной плотностью более 2,5.
15. Способ по п. 11, где пемза имеет твердость по Моосу около 6 или более, где пемза имеет округлость около 0,6 или менее, и где пемза имеет сферичность около 0,6 или менее.
16. Способ по п. 11, где пемза имеет средний размер частиц от около 1 микрон до около 200 микрон.
17. Способ вытеснения скважинных флюидов, включающий:
обеспечение буферной сухой смеси, содержащей:
биополимер, содержащий диутановую смолу;
очищающий материал, содержащий перлит;
твердый поверхностно-активный композит; и
утяжелитель, содержащий карбонат кальция,
где буферная сухая смесь имеет массовое отношение склероглюкановой смолы к перлиту от около 2,4 до около 97,6; и
объединение по меньшей мере буферной сухой смеси и воды с образованием буферной жидкости;
введение буферной жидкости в ствол скважины для вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на нефтяной основе в стволе скважины.
