способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием

Классы МПК:C09K8/40 буферные составы, например составы, используемые для разделения буровых растворов и цементирующих масс
C09K8/52 составы для предотвращения, ограничения или устранения осадков, например для очистки
E21B37/06 с использованием химических средств для предотвращения или уменьшения отложений парафина или подобных веществ
Автор(ы):
Патентообладатель(и):АКЦО НОБЕЛЬ Н.В. (NL)
Приоритеты:
подача заявки:
2006-05-03
публикация патента:

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. Технический результат - улучшение связывания цемента с обсадной колонной и стенкой скважины. Композиция вытеснительной жидкости для очистки части ствола скважины перед цементированием включет по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты общей формулы I, II и/или III:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где x составляет 1-20, m составляет 1-50 и n составляет 0-10, и дополнительно по меньшей мере один этоксилат спирта общей формулы IV:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где x составляет 1-20, m составляет 1-50 и n составляет 0-10, где указанный по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты применяют в указанной вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 0,5% по массе до примерно 10% по массе на основе 100% активного вещества, и комбинацию указанного по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты и указанного по меньшей мере одного этоксилата спирта применяют в композиции вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 1,0% по массе до примерно 5% по массе на основе 100% активного вещества. В способе очистки части стенки ствола скважины перед цементированием используют указанную выше композицию. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 ил.

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

Формула изобретения

1. Композиция вытеснительной жидкости для очистки части ствола скважины перед цементированием, включающая по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты общей формулы I, II и/или III:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где x составляет 1-20, m составляет 1-50 и n составляет 0-10, и дополнительно по меньшей мере один этоксилат спирта общей формулы IV:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где x составляет 1-20, m составляет 1-50 и n составляет 0-10, где указанный по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты применяют в указанной вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 0,5% по массе до примерно 10% по массе на основе 100% активного вещества, и комбинацию указанного по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты и указанного по меньшей мере одного этоксилата спирта применяют в композиции вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 1,0% по массе до примерно 5% по массе на основе 100% активного вещества.

2. Композиция по п.1, где композиция дополнительно включает по меньшей мере один необязательный компонент, выбранный из утяжелителей, растворителей, агентов, повышающих вязкость, агентов для борьбы с поглощением бурового раствора и их смесей.

3. Композиция по п.2, где агент, повышающий вязкость, представляет собой велановую смолу, ксантановую смолу, высокомолекулярное производное целлюлозы или их смеси.

4. Композиция по п.3, где высокомолекулярное производное целлюлозы представляет собой карбоксиметилцеллюлозу (CMC), гидроксиэтилцеллюлозу (НЕС), гидроксипропилцеллюлозу (НРС) или их смеси.

5. Композиция по п.1, где указанный алкиловый простой эфир лимонной кислоты представляет собой этоксилат гептилового эфира лимонной кислоты, этоксилат октилового эфира лимонной кислоты, этоксилат нонилового эфира лимонной кислоты, этоксилат децилового эфира лимонной кислоты, этоксилат ундецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат додецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат тридецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат тетрадецилового простого эфира лимонной кислоты или их смесь.

6. Композиция по п.1, где указанный по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты применяют в указанной вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 0,8% по массе до примерно 5% по массе на основе 100% активного вещества.

7. Композиция по п.6, где указанный по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты применяют в указанной вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 1% по массе до примерно 3% по массе на основе 100% активного вещества.

8. Композиция по п.1, где композиция включает по меньшей мере один этоксилат спирта общей формулы IV, где массовое отношение алкилового простого эфира лимонной кислоты к этоксилату спирта составляет в диапазоне от примерно 0,1 до 50.

9. Композиция по п.8, где указанный этоксилат спирта представляет собой линейный или разветвленный этоксилат гептилового спирта, этоксилат октилового спирта, этоксилат нонилового спирта, этоксилат децилового спирта, этоксилат ундецилового спирта, этоксилат додецилового спирта, этоксилат тридецилового спирта, этоксилат тетрадецилового спирта или их смесь.

10. Композиция по п.9, где массовое отношение алкилового простого эфира лимонной кислоты к этоксилату спирта составляет в диапазоне от примерно 0,5 до 25.

11. Композиция по п.10, где массовое отношение алкилового простого эфира лимонной кислоты к этоксилату спирта составляет в диапазоне от примерно 0,5 до 5.

12. Композиция по п.1, где указанную комбинацию указанного по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты и указанного по меньшей мере одного этоксилата спирта применяют в композиции вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 1,5% по массе до примерно 3% по массе на основе 100% активного вещества.

13. Способ очистки части стенки ствола скважины перед операциями цементирования, где указанный ствол скважины имеет располагающуюся внутри него обсадную колонну, включающий:

а) возможное замещение промывочной жидкости из части указанного подлежащего цементированию ствола скважины композицией, которая включает воду, эффективное количество твердых частиц для утяжеления от примерно 1 об.% до 20 об.% поверхностно-активного вещества,

b) нагнетание в указанный ствол скважины вытеснительной жидкости по любому из пп.1-12 в количестве, эффективном для удаления или замещения, по существу, всех оставшихся остатков промывочной жидкости и для замещения указанной первой возможной вытеснительной жидкости из очищенной части ствола скважины, и

c) возможное нагнетание в указанный ствол скважины третьей жидкости, которая представляет собой композицию на основе воды, включающую водный раствор поверхностно-активного компонента, где количество поверхностно-активного вещества составляет от примерно 1 об.% до 20 об.% по отношению к общему объему указанной вытеснительной жидкости и где указанную третью жидкость используют в количестве, которое будет эффективно замещать, по существу, всю указанную вторую вытеснительную жидкость и оставлять по меньшей мере очищенную часть указанного ствола скважины, по существу, смачиваемой водой.

14. Способ по п.13, где указанный алкиловый простой эфир лимонной кислоты в указанной вытеснительной жидкости представляет собой этоксилат гептилового эфира лимонной кислоты, этоксилат октилового эфира лимонной кислоты, этоксилат нонилового эфира лимонной кислоты, этоксилат децилового эфира лимонной кислоты, этоксилат ундецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат додецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат тридецилового эфира лимонной кислоты, этоксилат тетрадецилового эфира лимонной кислоты или их смесь.

15. Способ по п.13, где указанная вытеснительная жидкость включает по меньшей мере один этоксилат спирта, который представляет собой линейный или разветвленный этоксилат гептилового спирта, этоксилат октилового спирта, этоксилат нонилового спирта, этоксилат децилового спирта, этоксилат ундецилового спирта, этоксилат додецилового спирта, этоксилат тридецилового спирта, этоксилат тетрадецилового спирта или их смесь.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к композиции и способу очистки подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. Серию вытеснительных жидкостей вводят в ствол скважины для замещения промывочной жидкости и обеспечения чистых и увлажненных поверхностей обсадной колонны и скважины очищенной части ствола скважины. Очищенная часть ствола скважины будет обеспечивать поверхности для превосходного связывания цемента с поверхностями. Также удаление всех остатков нефти из бурового раствора гарантирует, что не будет оказано влияния на химические свойства цемента.

Уровень техники изобретения

Для разведки и добычи газа и нефти необходимо бурить в грунте скважины, проходящие через исследуемые геологические слои. Буровой раствор используют для смазывания и охлаждения буровой коронки, для облегчения выхода обломков выбуренной породы на поверхность, для обеспечения необходимого гидростатического давления в скважине для предотвращения обрушения буровой скважины под действием подземных сил, и для предотвращения притока текучей среды из пласта при бурении. Буровой раствор может быть на водной основе или на основе нефти или синтетического вещества.

После бурения скважины цементом укрепляют обсадную колонну в скважине. Эта операция гарантирует прочность скважины и предотвращает поступление текучей среды из пласта, отличного от разрабатываемого пласта. Обычной процедурой является закачивание цемента внутрь обсадной колонны и затем нагнетание за обсадную колонну, между обсадной колонной и стенкой ствола буровой скважины, пока она не наполняет и не выстилает секцию цементируемого затрубного пространства. Важно, чтобы цементная выстилка не содержала пустот и цемент был хорошо связан как с обсадной колонной, так и со стенкой ствола буровой скважины. Если не устанавливается хорошее связывание между цементом и поверхностями обсадной колонны и буровой скважины, могут возникнуть серьезные проблемы. Дополнительно, химический состав цемента чрезвычайно чувствителен к присутствию нефти и гидрофобных твердых веществ. Таким образом, необходимо полное удаление указанных загрязняющих веществ из ствола скважины для лучшего контроля схватывания и свойств потока цемента.

Для гарантии лучшего связывания между цементом и соответствующими поверхностями необходимо удалять в значительной степени все следы бурового раствора на обсадной колонне и стенке ствола буровой скважины. Неполное удаление бурового раствора может оставлять за ним канал, который может препятствовать полной изоляции разрабатываемой зоны. Значительное или полное удаление бурового раствора часто оказывается крайне сложным и в попытках достичь полного удаления бурового раствора и обеспечения полной цементной выстилки, не содержащей пустот, между обсадной колонной и стенкой ствола буровой скважины, были разработаны различные способы и механизмы.

Один из способов включает использование вытеснительных жидкостей, а именно жидкостей, которые перед использованием цемента буквально смывают буровой раствор с обсадной колонны и стенки ствола буровой скважины. Вытеснительные жидкости могут нагнетаться таким образом, что они располагаются между цементом и буровым раствором. Такие жидкости, иногда называемые «химической промывкой скважины», представляют собой жидкости с низкой вязкостью, содержащие поверхностно-активные вещества и разбавители или растворители буровой грязи. Вытеснительные жидкости также могут быть вязкими, гелеобразными жидкостями, которые предпочтительно используют для получения буфера между цементом и буровым раствором. Обычно вытеснительную жидкость характеризуют как загустевшую композицию, которая преимущественно играет роль жидкого поршня при вытеснении буровой грязи. Часто вытеснительные жидкости включают приемлемое количество утяжеляющих веществ, а также агентов, контролирующих водопоглощение. «Химические промывки скважины», с другой стороны, обычно представляют собой в общем текучие или относительно маловязкие жидкости, которые эффективны главным образом за счет турбулентности, разбавления или поверхностно-активного действия на буровую грязь или глинистую корку. «Химические промывки скважины» могут содержать некоторые твердые вещества, действующие в качестве абразива, но содержание твердых веществ, как правило, значительно ниже, чем в вытеснительных жидкостях, поскольку «химические промывки скважины» обычно обладают слишком низкой вязкостью, для того чтобы обладать хорошей способностью к переносу твердых веществ.

Несмотря на то, что в настоящее время в коммерческой практике существуют разнообразные «химические промывки скважины» и вытеснительные жидкости, существует необходимость в улучшенной композиции и способе вытеснения промывочных жидкостей и очищения поверхностей буровой скважины для адекватного связывания и схватывания цемента в затрубном пространстве, ограниченном обсадной колонной и стенкой буровой скважины.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение в общем относится к композиции или способу очистки ствола скважины перед цементировочными работами. Композиция по изобретению включает по меньшей мере один простой алкиловый эфир лимонной кислоты. В другом варианте осуществления изобретение относится к комбинации по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты и по меньшей мере одного этоксилата спирта. Изобретение также относится к способу очистки ствола скважины перед цементировочными работами.

Подробное описание изобретения

Буровые растворы обычно классифицируют по их соству, включающему жидкую фазу, следующим образом: на основе пресной воды, морской воды, эмульсии, масла и на синтетической основе. Буровые растворы на синтетической основе являются в большей степени биоразлагаемыми и диспергируемыми в морской воде или рассоле, по сравнению с традиционными буровыми растворами на основе масла, однако их значительно сложнее удалять с металлических поверхностей бурового оборудования.

Буровые растворы обычно состоят из жидкости (воды, нефтепродукта или и того и другого), неколлоидных твердых веществ (песок, железная руда, барит, гематит), коллоидных твердых веществ (глины, органические коллоиды) и растворенных химических веществ (минеральный лигнин, карбонат бария, бикарбонат натрия, формальдегид и т.д.).

Буровой раствор следует удалять и/или вытеснять из буровой скважины перед цементированием обсадных труб в стволе скважины. Следует избегать контакта цемента и промывочной воды, поскольку указанные вещества обычно представляют собой несовместимые, и это часто приводит к разрушительным взаимодействиям. Такая несовместимость может приводить к невозможности получить удовлетворительное связывание между цементом и стенкой буровой скважины, между цементом и обсадной трубой и влияет на химические свойства цемента. В приложениях, связанных с использованием промывочных жидкостей на основе нефтепродуктов, несовместимость часто приводит к загрязнению или смешиванию буровой грязи с цементом и цемента с буровой грязью. Такое смешивание часто приводит к чрезмерным вязкостям, вызывающим повышенное давление и проблемы прокачки. В некоторых случаях такое смешивание приводит к нежелательному разрыву пласта. Если часть промывочной жидкости загрязнена цементом, может происходить преждевременное схватывание цемента и наоборот, если промывочные жидкости загрязнены цементом, свойства благоприятных характеристик промывочных жидкостей изменяются неблагоприятным образом. Проблема смешивания может быть преодолена разделением цемента и промывочной жидкости тем, что называют «вытеснительной» жидкостью. Вытеснительные жидкости очищают ствол буровой скважины до такой степени, чтобы обеспечить хорошее связывание между цементом и обсадной трубой, и стенкой ствола буровой скважины.

Жидкая фаза бурового раствора имеет тенденцию протекать из скважины во вскрытые проницаемые пласты, что приводит к тому, что твердые частицы буровой грязи отфильтровываются на стенке буровой скважины, таким образом образуя на ней глинистую корку или шламовый материал. Такой материал - подобный буровой грязи - представляет собой барьер для правильного связывания с цементом. Таким образом, необходимо удалять такую глинистую корку и другие остатки бурового раствора со стенки ствола буровой скважины перед цементированием. После удаления используют цементный раствор, чтобы обеспечить образование твердого слоя укрепленного отвержденного и связанного цемента между обсадной трубой и геологическим пластом, через который проходит ствол скважины. Системы вытеснительных жидкостей по настоящему изобретению будут оставлять стенку ствола скважины и обсадную трубу чистыми от остатков буровой грязи и глинистой корки, что приводит к улучшению гидрофильных свойств поверхности стенки, таким образом, улучшая связывание цемента с обсадной трубой и стенкой ствола скважины.

В соответствии с настоящим изобретением может быть очищен любой ствол нефтяной и/или газоносной скважины, вне зависимости от их угла или отклонения от вертикального до горизонтального. Очистка ствола скважины или секции ствола буровой скважины, включающей обсадную колонну, в соответствии с настоящим изобретением приведет к требуемой изоляции пластов, хорошему связыванию цемента с обсадной колонной и хорошему связыванию цемента со стенкой скважины. Таким образом, будут излишними любые восстановительные работы по тампонированию.

Вытеснительные жидкости по настоящему изобретению включают по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты. Алкиловые простые эфиры лимонной кислоты, которые можно применять в контексте настоящего изобретения, включают, но не ограничиваются алкиловыми простыми эфирами лимонной кислоты общей формулы I, II и/или III:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где х составляет 1-20, в другом варианте осуществления 5-15; m составляет 1-50, в другом варианте осуществления 3-10; n составляет 0-10, в другом варианте осуществления 0-2.

Конкретные примеры алкиловых простых эфиров лимонной кислоты, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются перечисленным, этоксилаты гептилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты октилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты нонилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты децилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты ундецилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты додецилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты тридецилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты тетрадецилового эфира лимонной кислоты, их смесь и т.п.

В другом варианте осуществления алкиловый простой эфир лимонной кислоты представляет собой этоксилаты октилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты нонилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты децилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты ундецилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты додецилового эфира лимонной кислоты, этоксилаты тридецилового эфира лимонной кислоты или их смеси.

Указанный по меньшей мере один алкиловый простой эфир лимонной кислоты обычно применяют в указанной вытеснительной жидкости в концентрации от примерно 0,5% по массе до примерно 10% по массе на основе 100% активного вещества, в другом варианте осуществления - от примерно 0,8% по массе до примерно 5% по массе на основе 100% активного вещества и в еще одном варианте осуществления - от примерно 1 до примерно 3% по массе на основе 100% активного вещества. Типичный состав вытеснительной жидкости содержит 4 мас.% 40% раствора алкилового простого эфира лимонной кислоты.

Во втором варианте осуществления изобретение относится к вытеснительной жидкости, которая включает комбинацию по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты и по меньшей мере одного неионногенного поверхностно-активного вещества, которое предпочтительно не является вредным с точки зрения окружающей среды. Примеры пригодных неионногенных поверхностно-активных веществ включают, но не ограничиваются перечисленным, этоксилированные и/или пропоксилированные первичные линейные от С4 до С20 спирты.

Этоксилированный спирт, применяемый в контексте настоящего изобретения, представлен общей формулой IV:

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900

где х составляет 1-20, в другом варианте осуществления 5-15; m составляет 1-50, в другом варианте осуществления 3-10; n составляет 0-10, в другом варианте осуществления 0-3.

Пригодные этоксилаты спиртов для использования в настоящем изобретении включают, но не ограничиваются перечисленным, неразветвленные или разветвленные этоксилаты гептилового спирта, этоксилаты октилового спирта, этоксилаты нонилового спирта, этоксилаты децилового спирта, этоксилаты ундецилового спирта, этоксилаты додецилового спирта, этоксилаты тридецилового спирта, этоксилаты тетраспирта, их смеси и т.п.

В другом варианте осуществления изобретения пригодные этоксилаты спиртов для использования в настоящем изобретении включают, но не ограничиваются перечисленным, неразветвленные или разветвленные этоксилаты октилового спирта, этоксилаты нонилового спирта, этоксилаты децилового спирта, этоксилаты ундецилового спирта, этоксилаты додецилового спирта, этоксилаты тридецилового спирта, их смеси и т.п.

Массовое соотношение алкилового простого эфира лимонной кислоты и этоксилата спирта обычно составляет в диапазоне от примерно 0,1 до 50. В другом варианте осуществления изобретения указанное соотношение составляет в диапазоне от примерно 0,5 до 25, и в еще одном варианте осуществления - от примерно 0,5 до 5.

Комбинацию указанного по меньшей мере одного алкилового простого эфира лимонной кислоты/алкоксилата спирта обычно применяют в вытеснительной жидкости по изобретению в концентрации от примерно 0,5% по массе до примерно 10% по массе по отношению к 100% активного вещества; в другом варианте осуществления - от примерно 1,0% по массе до примерно 5% по массе по отношению к 100% активного вещества; в еще одном варианте осуществления - от примерно 1,5 до примерно 3% по массе по отношению к 100% активного вещества.

Вытеснительная жидкость по настоящему изобретению также может включать различные необязательные ингредиенты, включающие, но не ограничивающиеся перечисленным, утяжелитель, растворители, агенты, повышающие вязкость, агенты для борьбы с поглощением бурового раствора и другие материалы, известные в данной области техники для придания желаемых характеристик вытеснительной жидкости, при условии, что они не делают вытеснительную жидкость несовместимой с буровой грязью или цементом и что они не препятствуют заданному турбулентному потоку вытеснительных жидкостей. Для обеспечения лучших характеристик смешивания также можно включать незначительные количества противовспенивающего агента. Дополнительно, если пласт является чувствительным к пресной воде, как, например, определенные сланцы или глины, содержащие песчаник, в вытеснительную жидкость может быть включена соль, такая как, например, соль щелочного металла.

Настоящее изобретение относится как к водным, так и к неводным вытеснительным системам для очистки секции ствола скважины, в которой цементируют обсадную трубу. Очевидно, с экологической точки зрения, что предпочтительна водная система.

В зависимости от конкретной скважины и от буровой грязи, подлежащей вытеснению, можно использовать одну или несколько жидкостей для предварительной промывки, совместимых с буровой грязью и цементным раствором, для предотвращения несовместимости между буровой грязью и цементным раствором. Также состав каждой промывочной или вытеснительной жидкости может изменяться в зависимости от пласта, несущего нефть/газ.

Вытеснительная система по настоящему изобретению может также необязательно включать один или несколько утяжелителей для того, чтобы, например, регулировать плотность вытеснительной жидкости. В общем принято, чтобы плотность вытеснительной жидкости была выше плотности бурового раствора и меньше, чем плотность цементного раствора. Эффект плавучести способствует удалению буровой грязи. Утяжелители, пригодные для использования с указанной третьей вытеснительной жидкостью, представляют собой любые хорошо известные и используемые в буровой промышленности утяжелители. Твердые вещества, пригодные здесь для использования в качестве утяжелителей, представляют собой утяжелители, которые обычно используют в буровой промышленности и которые в значительной степени нерастворимы в воде и в жидких углеводородах. Не ограничивающие примеры таких твердых веществ включают бентонит, инфузорную землю, барит, гематит или другие оксиды железа, зольную пыль, другие тонкоизмельченные твердые вещества и т.п. Утяжелители также могут служить в качестве очистительных агентов. Утяжелители используют в количестве, достаточном для обеспечения заданной плотности композиции. Размер частиц используемых здесь твердых веществ представляет собой любой размер, который обычно используют в промывочных и вытеснительных жидкостях. Предпочтительно, чтобы частицы имели чрезвычайно мелкие размеры и были в диапазоне от примерно 0,05 до 5 микрон, в среднем примерно 5 микрон. С другой стороны, частицы зольной пыли имеют порядок размера примерно в 100 раз больше, чем бентонита, или примерно от 0,5 до 200 микрон, в среднем примерно 500 микрон. Размер частиц утяжелителя может существенно изменяться в зависимости от предполагаемой роли вытеснительной жидкости.

Растворители также могут быть использованы в системах вытеснительной жидкости по изобретению, но существует тенденция в меньшем их использовании, с точки зрения проблем окружающей среды. Не ограничивающие примеры растворителей, которые могут быть использованы, включают гликоли, такие как пропиленгликоль, этиленгликоль, гексиленгликоль, дипропиленгликоль, диэтиленгликоль, трипропиленгликоль и триэтиленгликоль; полигликоли; простые эфиры, такие как монометиловый простой эфир; простые эфиры гликоля; алканы и циклические алканы, такие как пентан, гексан и циклогексан, гептан; минеральные масла, такие как уплотнительное масло; растительные масла, такие как терпены (которые являются предпочтительными); сложные эфиры; ароматические соединения, такие как бензол, толуол, ксилол и этилбензол; кетоны, такие как ацетон, метилэтилкетон, метилпропилкетон, метилизобутилкетон, метилизоамилкетон, диацетоновый спирт, метиламилкетон, циклогексанон, диизобутилкетон и изофорон; хлорированные растворители, такие как хлористый метилен, хлороформ, 1,1,1-трихлорэтан, этилендихлорид, трихлорэтилен, пропилендихлорид, перхлорэтилен, монохлорбензол и орто-дихлорбензол; амины, такие как изопропиламин, этиламин, диэтиламин, бутиламин, диизопропиламин, триэтиламин, морфолин, циклогексиламин, диметилэтанамин, дибутиламин, тетраэтиленпентамин, моноизопропаноламин, диэтилэтанамин, моноэтаноламин, диэтаноламин, диизопропаноламин; спирты, такие как метанол, этанол, изопропанол, н-пропанол, изобутанол, н-бутанол, амиловый спирт, метиламиловый спирт, циклогексанол и 2-этилгексанол; петролейный эфир.

Если необходима более вязкая композиция, то вязкость вытеснительной жидкости по изобретению также можно увеличивать, например, при помощи полимерного компонента. Не ограничивающие примеры полимерных материалов, пригодных для использования согласно данному изобретению, включают велановую смолу (см. ЕР 0243067), ксантановую смолу и высокомолекулярные производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза (СМС), гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС) и гидроксипропилцеллюлоза (НРС). Предпочтительными являются велановая смола и НЕС. Указанная вытеснительная жидкость может также включать указанные выше поверхностно-активные вещества.

Как форма с повышенной, так и с не повышенной вязкостью может содержать от примерно 1 до примерно 20 об.% воды по отношению к поверхностно-активному веществу. Диспергирующие поверхностно-активные вещества, такие как полинафталинсульфонаты (см. патент США № 3878895, который включен в настоящее описание в качестве ссылки), лигносульфонаты и соли дубильной кислоты, обычно используют для очистки буровой грязи на основе воды. При очистке буровой грязи на основе нефтепродуктов поверхностно-активные вещества должны очищать нефть и оставлять пласт и обсадную трубу смачиваемыми водой. Указанные поверхностно-активные вещества обычно представляют собой комбинацию неионогенных и анионогенных поверхностно-активных веществ, таких как этоксилированные нонилфенолы, сложные эфиры жирных кислот и этоксилированные жирные спирты (см. патент США № 1185777, включенный в настоящее описание в качестве ссылки). Примеры анионогенных поверхностно-активных веществ представляют собой алкилсульфонаты, алкиларилсульфонаты, сульфонированные этоксилированные жирные спирты и т.п. (см. патент США № 4588032, включенный в настоящее описание в качестве ссылки).

У вытесняющих жидкостей по изобретению можно увеличивать вязкость, а также утяжелять их от 8 до 20 фунтов на галлон. Утяжеляющие материалы, пригодные для использования с указанными вытесняющими жидкостями, представляют собой любые утяжеляющие материалы, обычно используемые в буровой промышленности, и их не ограничивающий список был здесь приведен выше. Объем такой вытесняющей жидкости будет составлять от 1 до 200%, предпочтительно от 1 до 100% от объема кольцевого пространства между стенкой ствола скважины и обсадной трубой. Вода, используемая для указанной композиции вытеснительной жидкости, может представлять собой соленую воду или пресную воду.

Вытеснительные жидкости по настоящему изобретению приводят в контакт со стенкой ствола скважины в течение времени, полезного для удаления по существу всех оставшихся остатков буровой грязи и глинистой корки в стволе скважины. Указанное время обычно будет составлять от примерно 1 до 60 минут в зависимости от обстоятельств.

В вариантах осуществления настоящего изобретения необязательно сначала в ствол скважины нагнетают разжижающее масло (нефтепродукт) для разжижения промывочной жидкости (в случае буровой грязи на основе нефтепродукта) и для начального замещения промывочной жидкости. Разжижающее масло (нефтепродукт) обычно представляет собой органическую жидкость, предпочтительно масло (нефтепродукт), которое в значительной степени представляет собой такое же или сопоставимое с маслом (нефтепродуктом), которое используется в качестве основы промывочной жидкости в стволе скважины, обработка которой необходима. Не ограничивающие примеры разжижающих масел включают буровой раствор на нефтяной основе обрабатываемого ствола скважины, а также неочищенную нефть, дистиллятное топливо, бензины, лигроины, керосины, мазут, вазелиновые масла, масла, выделяемые из угля или сланца, ароматические нефтяные масла, силиконовые масла, минеральные уплотнительные масла и парафиновые растворители. Также пригодны в качестве разбавителей растительные масла, которые включают масло бабассу, касторовое масло, кокосовое масло, кукурузное масло, масло из семян хлопка, конопляное масло, льняное масло, ойтисиковое масло, оливковое масло, пальмовое масло, арахисовое масло, рапсовое масло, сафлоровое масло, кунжутное масло, соевое, подсолнечное и тунговое масло, а также синтетические масла. Также пригодны терпены, в особенности лимонены и терпинол. В альтернативных вариантах осуществления могут быть использованы другие терпеновые производные, состоящие из углерода, водорода и кислорода и имеющие 10 атомов углерода с 0, 1 или 2 гидроксильными группами и 0, 1 или 2 двойными связями. Гидроксильная группа способствует разрыву водородных связей между буровой грязью и металлическими поверхностями. Терпеновые спирты эффективны в диспергирующих или эмульгирующих системах. Синтетические масла представляют собой предпочтительный класс соединений для использования в качестве разбавительного масла, в особенности сложные эфиры, простые диэфиры, олефины и алкилированные детергенты, а также их смеси. Синтетические масла также включают углеводородные масла и галогензамещенные углеводородные масла, такие как полимеризованные и сополимеризованные олефины, например полибутилены, полипропилены, пропилен-изобутиленсополимеры, хлорированные полибутилены, поли(1-гексены), поли(1-октены), поли(1-децены); алкилбензолы, такие как додецилбензолы, тетрадецилбензолы, динонилбензолы, ди-(2-этилгексил)бензолы; полифенилы, такие как бифенил, терфенил и алкилированные полифенилы; алкилированные дифенильные простые эфиры и алкилированные дифенилсульфиды и их производные, аналоги и гомологи.

После того как промывочную жидкость замещают, а стенку ствола скважины и обсадную колонну очищают согласно настоящему изобретению, обсадную колонну можно цементировать со стенкой ствола скважины при использовании обычных способов.

Изобретение также относится к способу очистки части стенки ствола скважины перед операциями цементирования; указанный ствол скважины имеет располагающуюся внутри него обсадную колонну и содержит внутри нефтепродукт или промывочную жидкость на синтетической основе. Способ включает:

а) необязательное замещение промывочной жидкости из части подлежащего цементированию ствола скважины композицией, которая включает воду, эффективное количество твердых частиц для утяжеления, от примерно 1 до 20 об.% поверхностно-активного вещества и необязательно агент, повышающий вязкость,

b) нагнетание в указанный ствол скважины вытеснительной жидкости по настоящему изобретению, необязательно при условиях турбулентного или ламинарного потока, в количестве, эффективном для удаления или замещения в значительной степени всех из оставшихся остатков промывочной жидкости и для замещения указанной первой вытеснительной жидкости из очищенной части ствола скважины, и

с) необязательное нагнетание в указанный ствол скважины третьей жидкости, которая представляет собой композицию на основе воды, включающую водный раствор поверхностно-активного компонента, где количество поверхностно-активного вещества составляет от примерно 1 до 20 об.% по отношению к общему объему указанной вытеснительной жидкости и где указанную третью жидкость используют в количестве, которое будет эффективно замещать по существу всю указанную вторую вытеснительную жидкость и оставлять по меньшей мере очищенную часть указанного ствола скважины по существу смачиваемой водой.

В качестве альтернативы замещаемая промывочная вода из стадии а) представляет собой утяжеленный растворитель, указанный растворитель представляет собой растворитель, эффективный по отношению к остатку промывочной жидкости в стволе скважины.

Наконец, после очистки ствола скважины до заданной степени в ствол скважины закачивают цемент в таком количестве, чтобы заместить любую оставшуюся вытеснительную жидкость и заполнить очищенное затрубное пространство, задаваемое цилиндрической обсадной колонной и стенкой ствола скважины.

Далее изобретение будет проиллюстрировано следующими неограничивающими примерами.

Типичный состав цементируемой вытеснительной/промывочной жидкости:

3 мас.% 40% водного раствора алкилового простого эфира лимонной кислоты (АЕС-40),

1 мас.% этоксилированного спирта,

96 мас.% водопроводной воды.

Указанный основной состав представляет собой упрощенный состав цементируемой вытеснительной жидкости/цементируемой химической промывочной композиции, разработанной для оценки очищающей эффективности поверхностно-активного вещества в лабораторных условиях. Для получения конечной, используемой в полевых условиях композиции и применения указанная композиция может быть объединена с другими компонентами цементируемой вытеснительной жидкости, как описано выше, такими как утяжелители, модификаторы вязкости, материалами, контролирующими поглощение бурового раствора, растворителями и т.д.

В примерах ниже использовали два коммерчески доступных этоксилированных разветвленных спирта, Berol® (С8 4EO этоксилированный спирт) и GT2624 (С8 разветвленная цепь, 4ЕО, 2РО этоксилированный спирт), от Akzo Nobel.

Тест на эффективность очистки

Тест на очистку оценивает способность поверхностно-активного вещества удалять вязкий слой буровой грязи при незначительной эрозии. Металлическую сетку 30 меш помещали над геометрическим цилиндром R1 с запаянным дном из вискозиметра Fann 35. Запаянный R1 цилиндр затем взвешивали и значение записывали как W1 . Сетку вокруг запаянного R1 цилиндра покрывали используемой в испытании буровой грязью и оставляли при неизменных условиях в течение 5 минут.Запаянный R1 цилиндр затем взвешивали и значение записывали как W2. Запаянный R1 цилиндр затем погружали в предварительно нагретый раствор поверхностно-активного вещества в цементируемой вытеснительной жидкости. Запаянный R1 цилиндр затем вращали со скоростью 100 об/мин и регистрировали вес цилиндра (Wi) в различные моменты времени, такие как 5, 10, 20, 30, 40 и 60 минут (ti). Эффективность очистки % рассчитывали как:

Эффективность очистки % (t i)=(1-(Wi-W1)/(W2-W 1))*100

Пример 1

Эффективность очистки буровой грязи на синтетической масляной основе (SBM) составом алкилового простого эфира лимонной кислоты (С10 ЕО7 натриевая соль в воде)/Berol 840, приведена на чертеже.

Пример 2

Эффективность очистки буровой грязи на синтетической масляной основе составом алкилового простого эфира лимонной кислоты (С10ЕО 7):

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900 20 мин 40 мин
АЕС-40 (4 мас.%) 22,4% 25,1%
GT2624 (4 мас.%)0% 26%

Пример 3

Эффективность очистки природной буровой грязи на основе нефтепродукта составом алкилового простого эфира лимонной кислоты (С12-14 ЕО8):

способ и композиция для очистки ствола скважины перед цементированием, патент № 2415900 10 мин 20 мин 30 мин40 мин
АЕС-40 (4 мас.%) 25,6% 40,1%56,1% 66,6%
GT2624 (4 мас.%) 14,5%20,2% 21,9% 22,3%

Скачать патент РФ Официальная публикация
патента РФ № 2415900

patent-2415900.pdf

Класс C09K8/40 буферные составы, например составы, используемые для разделения буровых растворов и цементирующих масс

новые утяжелители для использования в цементных, буферных и буровых текучих средах -  патент 2520233 (20.06.2014)
вязкоупругие поверхностно-активные буферные жидкости -  патент 2495073 (10.10.2013)
буферная жидкость, используемая при герметизации скважины подземного резервуара, заполненного рассолом -  патент 2475513 (20.02.2013)
способ глушения нефтегазовых скважин на глубоководных морских месторождениях -  патент 2457319 (27.07.2012)
буферная жидкость -  патент 2455334 (10.07.2012)
способ подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе -  патент 2452849 (10.06.2012)
комплексный порошкообразный состав для приготовления структурированной буферной жидкости -  патент 2439118 (10.01.2012)
состав для приготовления моющей буферной жидкости -  патент 2411277 (10.02.2011)
буферная жидкость, используемая при цементировании обсадных колонн -  патент 2378313 (10.01.2010)
способ цементирования скважин -  патент 2369722 (10.10.2009)

Класс C09K8/52 составы для предотвращения, ограничения или устранения осадков, например для очистки

способ регенерации ингибитора образования гидратов -  патент 2508308 (27.02.2014)
способ ингибирования образования гидратов углеводородов -  патент 2504642 (20.01.2014)
композиция на основе нитрата карбамида и способ получения композиции на основе нитрата карбамида -  патент 2497941 (10.11.2013)
облегченный твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин -  патент 2485159 (20.06.2013)
способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта -  патент 2467163 (20.11.2012)
добавка для сохранения текучести флюидов, содержащих газовые гидраты -  патент 2439120 (10.01.2012)
способ приготовления технологической жидкости при ремонтных работах на нагнетательной скважине -  патент 2429269 (20.09.2011)
очищающая добавка для жидкостей на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ -  патент 2417243 (27.04.2011)
способ обработки подземных пластов -  патент 2411349 (10.02.2011)
термо- и солестойкий взаимный растворитель для составов, применяемых в нефтедобывающей промышленности -  патент 2411276 (10.02.2011)

Класс E21B37/06 с использованием химических средств для предотвращения или уменьшения отложений парафина или подобных веществ

способ снижения вязкости углеводородов -  патент 2528344 (10.09.2014)
способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин -  патент 2525413 (10.08.2014)
устройство для подачи реагента в скважину -  патент 2524579 (27.07.2014)
способ промывки скважинного глубинного электроцентробежного насоса -  патент 2513889 (20.04.2014)
способ ингибирования образования гидратов углеводородов -  патент 2504642 (20.01.2014)
устройство для подачи реагента в скважину -  патент 2502860 (27.12.2013)
способ депарафинизации нефтедобывающей скважины -  патент 2494231 (27.09.2013)
способ защиты напорных нефтепроводов от внутренней коррозии -  патент 2493481 (20.09.2013)
способ обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины -  патент 2490443 (20.08.2013)
устройство для подачи реагента в скважину -  патент 2490427 (20.08.2013)
Наверх