EA011152B1

EA011152B1 - Композиция для получения геосинтетических композитов для укрепления буровых скважин

Info

Publication number: EA011152B1
Application number: EA200602222A
Authority: EA
Inventors: Кеннет Майкл Коуэн
Original assignee: Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date: 2004-06-03
Filing date: 2005-06-02
Publication date: 2009-02-27
Also published as: AU2005252665B2; EA200602222A1; CA2567092A1; CA2567092C; CN1961132A; EP1756396A1; NO20070023L; AU2005252665A1; WO2005121500A1

Abstract

Изобретение относится к композиции, применяемой для получения in situ геосинтетических композитов. Композиция содержит по меньшей мере одну меламиноформальдегидную смолу и неводный буровой раствор, причем меламиноформальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С-С, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С-С, сложными эфирами и парафиновыми маслами.

Description

Настоящее изобретение относится к технологии закрепления стенки буровых скважин. Более конкретно, изобретение относится к химическим составам для получения ίη δίΐιι геосинтетических композиционных материалов для укрепления и усиления скважин. Еще более конкретно, изобретение относится к химическим составам для получения ίη δίΐιι геосинтетических композитов, которые растворимы в одном или более неводных буровых растворах или буровых растворах на основе или обратных эмульсий, или буровых растворов, полученных из дизельных и минеральных масел, и смесей любого из названных буровых растворов с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами. При этом свойства составов могут быть изменены простым изменением концентрации мономерного сшивающего агента и/или растворителя.

Уровень техники

Буровые скважины, создаваемые с целью извлечения минеральных ископаемых, таких как нефть и природный газ, проходят через многочисленные и отличающиеся один от другого геологические пласты. Эти геологические пласты имеют различные химический состав, проницаемость, пористость, поровые флюиды, внутреннее давление в порах и свойства материала. Важные свойства материала, которые в значительной степени влияют на строительство скважины, включают прочность на сжатие, прочность на растяжение, давление начала образования трещин, давление распространения трещин, пористость, модуль (упругости) Юнга, коэффициент Пуассона и коэффициент объемного сжатия.

Большая разница в давлении пласта, свойствах материала пласта и типов пластовых флюидов часто требуют изоляции и обработки некоторых геологических пластов. Изоляция и обработка могут потребоваться для обработки слабого пласта, для повышения давления образования трещин вблизи ствола скважины, для укрепления слабых зон, для устранения поглощения бурового раствора, для снижения проницаемости пласта, для герметизации зон текучести, для изоляции зон высокого/низкого давления, для устранения нежелательного поступления воды или газа, для направления на повреждение трубопровода, вызванного обрушением пласта и последующим разрушением труб, или в качестве заглушки для скважин, которые необходимо перекрыть постоянно или временно, или в качестве так называемой предварительной заглушки для подготовки площадки для бурения новой скважины из оставшейся верхней части прежней скважины. Кроме того, при бурении сильно разветвленных скважин часто возникает потребность в укреплении и герметизации промежуточных зон, окружающих пласт. Эти промежуточные зоны подвергаются значительным механическим напряжениям. Кроме того, в скважинах могут быть слабые пласты, при бурении которых возникают существенные отклонения от вертикального направления, или где часть скважины является горизонтальной.

Слабые пласты могут появляться, например, там, где давление начала образования трещин одного пласта может быть ниже, чем внутреннее давление в порах другого пласта. Повышенное давление в скважине, создаваемое за счет проницаемости одного пласта, может привести к появлению трещин в более слабом пласте. Аналогично, градиент давления флюида в скважине, необходимый для поддержания давления в порах пласта в ходе бурения, может превышать давление гидравлического разрыва в другом более слабом пласте, выходящем в скважину.

Были предприняты попытки изолировать отдельные пласты, укрепляя их стальными обсадными колоннами или цементом, или какими-либо другими способами, известными из уровня техники. В случае цементирования стальных обсадных колонн в буровой скважине с целью изоляции геологических пластов, имеющих значительно различающиеся свойства, каждая такая колонна из обсадных труб является дорогостоящей и ее установка приводит к уменьшению диаметра буровой скважины в последующих секциях по мере углубления буровой скважины. Поэтому желательно сводить к минимуму количество обсадных труб, требуемых для достижения желательной глубины.

В технике известно использование цементирования для облицовки буровых скважин, однако недостатком цемента является то, что для стадии затвердевания цемента может потребоваться время до 24 ч, что является недопустимо долгим периодом, особенно в местах производства очень дорогостоящих работ по бурению морских скважин. Ещё один недостаток использования цемента заключается в том, что из-за его зернистой структуры материал обладает низкой способностью проникновения в пласт, что может приводить к пониженному эффекту герметизации.

Из литературы известны ссылки на применение цементирующих материалов на основе смол для герметизации буровых скважин. В книге Νον, Νονοί \Ус11-Сстсп1шд Ро1утег Сопсгс1с Сотрокйс, Атспсап Сопсгс1с [пкШгНс (АС1), 8рсс1а1 РиЫюайоп 69: АррБсайоп οί Ро1утсг Сопсгйс, 1981, часть 695, с. 73-92, 2с1бшд Α.Ν. и др. описали систему на основе смолы с инициатором и ингибитором, в которой окончательное отверждение смолы зависит от наличия воды в системе. Основным компонентом смолы являются органические силоксаны.

В документе \¥О 94/12445 раскрыт материал, альтернативный цементу и водным суспензиям, который разработан для завершения первичного и вторичного цементирования глубоких горячих нефтеносных скважин с постоянной фоновой температурой в диапазоне 120-200°С (248-392°Е). Основой связующего агента является диаллилфталатная смола, для которой время схватывания/отверждения регулируется за счет добавки чувствительного к температуре пероксидного инициатора и подходящего ингибитора.

- 1 011152

Из уровня техники известны различные герметики для обкладки и упрочнения буровых скважин. При использовании герметиков следует подбирать смолу или мономер для каждой скважины, исходя из совместимости с буровым раствором или раствором для завершения бурения скважины. Эпоксидные смолы обеспечивают наилучшие показатели прочности на сжатие, прочности на растяжение и адгезионные свойства. Тем не менее, эпоксидные смолы и/или их отверждающие агенты обладают плохой совместимостью и неудовлетворительными эксплуатационными характеристиками в сочетании с олефиновыми, сложными эфирами и парафиновыми углеводородными флюидами.

В документе ХУО 94/12445 раскрыта композиция для герметизации зон различного типа в нефтяных скважинах, которая включает в себя мономер, инициатор и необязательно наполнитель, а также другие добавки.

В патенте И8 № 4556109 описана система на основе отверждения по конденсационному механизму, а не по механизму свободнорадикальной полимеризации.

Акрилатные или метакрилатные смолы/мономеры, которые растворимы в олефиновых, сложноэфирных и парафиновых углеводородных флюидах, являются промышленно доступными. Однако при индивидуальном использовании такие мономеры и смолы не могут обеспечить такие характеристики материала, которые необходимы для геосинтетической композиционной облицовки. Обычно таким смолам свойственны плохая прочность на растяжение, низкое сопротивление развитию трещин и низкая прочность на сжатие. Смеси акрилатных мономеров, содержащие форполимеры, обладают улучшенной прочностью на растяжение, прочностью на сжатие и сопротивлением развитию трещин. Однако используемые в этих смесях форполимеры часто оказываются нерастворимыми в углеводородных флюидах, упомянутых выше.

В технике существует определенная потребность в химических составах, которые могут создавать ίη δίΐη геосинтетические композиты, которые полностью растворимы в неводных буровых растворах, буровых растворах на основе обратных эмульсий, буровых растворах, полученных из дизельных и минеральных масел, и их композициях, и смесях любых вышеназванных буровых растворов с олефинами С₇С₂₀, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Кроме того, существует потребность в получаемых ίη δίΐιι геосинтетических композитах, которые обеспечивают хорошую радиальную проницаемость и быстро схватываются.

Определенным достижением в этой области техники была бы разработка состава для образования ίη δίΐιι композита, который содержит смесь компонентов и которую можно регулировать для получения оптимальных свойств материала, в зависимости от свойств и условий, возникающих в пласте, за счет простого применения типа и концентрации сшивающего мономера и/или растворителя и за счет варьирования количества каждого компонента. Кроме того, было бы выгодно, если бы состав обладал улучшенной совместимостью с любой комбинацией неводных буровых растворов, буровых растворов на основе обратных эмульсий, или буровых растворов, полученных из дизельных и минеральных масел, и смесей любых таких буровых растворов с одним или более сложными эфирами, олефинами и парафиновыми маслами или их комбинациями.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение представляет собой композицию, применяемую для получения ίη δίίη геосинтетических композитов, причем указанная композиция включает меламиноформальдегидную смолу, или смесь подходящих меламиноформальдегидных смол; необязательно смешанную с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром, или их комбинацией, и неводный буровой раствор. В некоторых вариантах воплощения буровой раствор представляет собой буровой раствор на основе обратных эмульсий, содержащий олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также дизельное топливо и минеральные масла и их смеси с олефинами С7-С20, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Кроме того, композиция может содержать добавки для того, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации, которые выбирают из кислотных, или выделяющих кислоту добавок, для инициирования полимеризации. Необязательно, добавляют замедлитель или ингибитор полимеризации для того, чтобы задержать начало полимеризации, пока не будет завершена инжекция в пласт. Кроме того, композиция может содержать другие добавки, выбранные, например, из одного или нескольких: а) связующих агентов, Ь) суспендирующих агентов; с) красителей; б) утяжелителей; е) материалов для борьбы с поглощением; и 1) других добавок, известных из уровня техники. Состав, включая количества каждого компонента, тип акрилатно/метакрилатного мономера, если он используется, и химический состав и свойства материала термопластичного эластомера, если он используется, изменяется для того, чтобы обеспечить требуемые свойства геосинтетического минерально-пластичного композита, образующегося ίη δίΐιι в результате химической обработки.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 показана схема устройства для смешивания и закачки составов настоящего изобретения для химической обработки скважины.

На фиг. 2 показана схема альтернативного расположения трубопроводов для компонентов.

- 2 011152

Подробное описание изобретения

В настоящем изобретении разработан химический состав для получения ίη δίΐιι геосинтетических породно-пластичных композитов. Этот состав совместим, или смешивается и является полностью растворимым в неводных буровых растворах и растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С7-С20, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также дизельное топливо и минеральные масла и их смеси с олефинами С₇-С₂₀, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Этот состав отверждается в порах пласта, связывает вместе частицы пласта и образует породно-пластичный композит. Эта обработка подходит для применения с целью повышения давления, инициирующего трещины вблизи ствола скважины, в истощенных зонах, в зонах сверхвысокого давления, зонах текучести, зонах поглощения бурого раствора и в других случаях, которые будут очевидными для специалистов в этой области техники.

Меламиноформальдегидный компонент состава представляет собой меламиноформальдегидную смолу, которая растворима в любой углеводородной смеси, выбранной из одного или нескольких неводных буровых растворах, буровых растворах на основе обратных эмульсий, дизельных топлив и минеральных масел и любых их смесей с олефинами С₇-С₂₀, сложными эфирами и парафиновыми маслами и их комбинаций. Подходящие меламиноформальдегидные смолы являются аминными сшивающими агентами, предназначенными для термического схватывания поверхностных покрытий. Подходящие смолы должны обладать способностью сшивать молекулы первичного пленкообразователя в покрытии, чтобы образовалась пространственная термически отвержденная полимерная сетка; этот процесс включает взаимодействие функциональных аминогрупп с соответствующими реакционноспособными группами первичного пленкообразователя. Подходящие смолы растворимы в растворителях и содержат меламин, способный расширяться в воде. Подходящие смолы обладают гибкой способностью к каталитическому схватыванию в диапазоне температур приблизительно от 37,8 до 315,5°С и выше (100-600°Г), более часто приблизительно между 65,5 и 176,7°С (150-350°Р), и обеспечивают пленку с хорошей гибкостью и ударной вязкостью. Смолы для состава выбирают на основе сочетания эксплуатационных характеристик и параметров отверждения, зависящих от свойств пласта, который будет обрабатываться.

Меламиноформальдегидные смолы могут быть использованы индивидуально, могут представлять собой смеси подходящих меламиноформальдегидных смол, или также могут быть смешаны с полиолом или смесью полиолов. Подходящие полиолы должны быть растворимы в меламиноформальдегидной смоле или в смеси меламиноформальдегидных смол, а также обладать растворимостью в углеводородной фазе бурового/завершающего раствора. Подходящие полиолы включают, например, (но не ограничиваются) этиленгликоль, пропиленгликоль, глицерин, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полиэтиленгликоль, полипропиленгликоль и поли(этиленпропилен)гликоль. Подходящее количество полиола составляет от 0 до 50%, более предпочтительно от 5 до 35% и наиболее предпочтительно от 10 до 30% от объема пласта. Подходящие для использования в настоящем изобретении полиолы являются промышленно доступными под торговой маркой Уогапо1 Уотасйу™ полифолами от фирмы Ωο\ν Сйеш1са1 Сотрапу.

Кроме того, меламиноформальдегидная смола или смеси меламиноформальдегидных смол можно необязательно смешивать с поли(гидрокси)простым эфиром. В объем защиты изобретения также входят композиции меламиноформальдегидных смол или смесей смол со смесью полиола и поли(гидрокси)простого эфира. Подходящий материал поли(гидрокси)простого эфира должен быть растворим в меламиноформальдегидной смоле или в смеси меламиноформальдегидных смол, а также в углеводородной фазе буровых и завершающих бурение растворов. Подходящие поли(гидрокси)простые эфиры включают те, что имеют высокую молекулярную массу с предпочтительной линейной структурой, что обычно обеспечивает сочетание ударной вязкости и гибкости и характеризуется наличием функциональной группы простого эфира и боковой гидроксильной группы, что облегчает смачивание и связывание с полярными субстратами и наполнителями. Подходящие поли(гидрокси)простые эфиры включают, по существу, линейные полимеры, имеющие общую формулу -[Ό-Θ-Ε-Θ]_η, в которой Ό представляет собой радикальный остаток двухосновного фенола, Ε означает гидроксилсодержащий радикальный остаток эпоксида и п, равное по меньшей мере 30, означает степень полимеризации (см. патент США 4355122, введенный в описание в качестве ссылки).

Эти поли(гидрокси)простые эфиры могут быть получены путем смешивания приблизительно от 0,985 до 1,015 моль эпигалогидрина с 1 молем двухосновного фенола, вместе с приблизительно от 0,6 до 1,5 моль гидроксида щелочного металла, такого как гидроксид натрия или гидроксид калия, обычно в растворе, при температуре приблизительно от 10 до 50°С, пока не превратится по меньшей мере 60 мол.% эпигалогидрина.

Фенольный радикальный остаток Ό, содержащий двухосновный фенол, может быть двухосновным моноядерным фенолом, двухосновным полиядерным фенолом или их смесями. Предпочтительные двухосновные полиядерные фенолы включают бис-(гидроксифенил)алканы, ди(гидроксифенил)сульфоны, ди(гидроксифенил)простые эфиры и т.п.

Гидроксилсодержащий радикальный остаток Ε, обеспечивающий эпоксид, может быть моноэпоксидом или диэпоксидом. Термин «эпоксид» означает соединение, содержащее оксирановую группу, т.е. атом кислорода, связанный с двумя вицинальными алифатическими атомами углерода. Подходящие

- 3 011152 эпоксиды включают в себя моноэпоксиды, диэпоксиды, насыщенные эпоксиды и т.п., и их смеси.

Кроме того, могут быть использованы смеси подходящих поли(гидрокси)простых эфиров. Подходящее количество поли(гидрокси)простого эфира находится в диапазоне от 0 до 50%, более предпочтительно от 5 до 35% и наиболее предпочтительно от 10 до 30% от объема состава. Подходящие поли(гидрокси)простые эфиры являются промышленно доступными под торговой маркой ΡΑΡΗΕΝ® Рйеиоху К.е8Ш8 от фирмы ΙΝΟΗΕΜ Согр. Они доступны в твердом состоянии, в виде растворов, водных дисперсий, смесей смол и микронных порошков (см. также патент США № 6034160 фирмы ШСНЕМ, целиком введенный в описание в качестве ссылки).

Для разбавления смеси выбранного состава может быть использован растворитель, который улучшает смачиваемость поверхности пласта и улучшает стойкость к загрязнению водой. Этот растворитель должен смешиваться с водой и углеводородами, и он может быть выбран из любого традиционного типа, который известен специалистам в этой области техники. Подходящие растворители включают (но не ограничиваются) низкомолекулярные безводные спирты, такие как метанол, этанол, пропанол; простые эфиры и простые полиэфиры, такие как тетрагидрофуран, диоксан, моноалкиловые эфиры этиленгликоля, моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля, или сложные эфиры гликолей; простые эфиры спиртов, такие как 2-бутоксиэтанол или их смеси. Предпочтительные растворители включают в себя монобутиловый эфир этиленгликоля, ацетат метилового эфира пропиленгликоля, и другие растворители, которые эффективны для растворения термопластичных эластомеров или их смеси. Подходящая концентрация растворителя может быть выбрана в диапазоне от 0 до 50 мас.%, более предпочтительно от 1 до 35 мас.% и наиболее предпочтительно от 5 до 25 мас.%.

При использовании настоящего изобретения применяют катализатор или инициатор. Применение катализатора или инициатора известно из уровня техники и не предполагается, что изобретение будет ограничено каким-либо конкретным типом катализатора. Подходящим катализатором для конденсационной полимеризации меламиноформальдегидных смол является кислотный катализатор или катализатор, выделяющий кислоту. Подходящие катализаторы могут включать, например, (но не ограничиваться) сильные кислотные катализаторы, такие как минеральные кислоты, включающие, например, хлористоводородную кислоту, серную кислоту, фосфорную кислоту и азотную кислоту; сильные органические кислоты, включающие сульфоновую или паратолуолсульфоновую кислоту, бензолсульфоновую кислоту, ксилолсульфоновую кислоту, динонилнафталиндисульфоновую кислоту, динонилнафталинсульфоновую кислоту и додецилбензолсульфоновую кислоту; слабые органические кислоты, включающие (но не ограничивающиеся) муравьиную, борную, фосфористую, щавелевую кислоту, и кислые соли гексаметилентетрамина, уксусной кислоты, фумаровой кислоты и муравьиной кислоты; эфиры слабых органических кислот, включающие (но не ограничивающиеся) бутилацетат, изопропилацетат и метилформиат; латентные кислотные катализаторы, такие как хлорид аммония, алкиловые эфиры фосфорной кислоты и фениловые эфиры фосфорной кислоты; и катализаторы, выделяющие кислоту, такие как эфиры кислот или блокированные кислотные катализаторы, включающие (но не ограничивающиеся) аминные соли динонилнафталиндисульфоновой кислоты, динонилнафталинсульфоновой кислоты и додецилбензолсульфоновой кислоты или их смеси.

Подходящие катализаторы свободнорадикального инициирования или каталитические системы могут включать, например, (но не ограничиваться) азосоединения, алкил- или ацилпероксиды или гидропероксиды, кетопероксиды, сложные эфиры пероксидов, пероксикарбонаты и пероксикетали или их смеси. Такие соединения имеют различную температуру активации и время полураспада, или другими словами, температуру, при которой инициируются их взаимодействия, и реакция становится экстенсивной. Примеры подходящих алкилпероксидов, диалкилпероксидов, гидропероксидов, ацилпероксидов, сложных эфиров пероксидов и пероксикеталей включают (но не ограничивются) бензоилпероксид, дибензоилпероксид, диацетилпероксид, ди-трет-бутилпероксид, пероксид кумола, дикумилпероксид, дилаурилпероксид, трет-бутилгидропероксид, пероксид метилкетона, пероксид ацетилацетона, пероксид метилэтилкетона, дибутилпероксид циклогексана, ди(2,4-дихлорбензоил)пероксид, диизобутилпероксид, третбутилпербензоат и трет-бутилперацетат или их смеси. Катализатор может быть использован в суммарном количестве приблизительно от 0,001 до 20 мас.%, в расчете на массу полимеризуемого мономера.

Блокированные катализаторы могут быть использованы при повышенной температуре для того, чтобы замедлить процесс полимеризации. Блокированные катализаторы представляют собой аминные соли ароматических сульфоновых кислот. Примеры включают аминные соли динонилнафталиндисульфоновой кислоты, динонилнафталинсульфоновой кислоты, додецилбензолсульфоновой кислоты и паратолуолсульфоновую кислоту и их смеси. Эти блокированные катализаторы не проявляют каталитической активности, пока не превратятся в кислотную форму под действием температуры. Например, паратолуолсульфоновая кислота может отверждать смолы при комнатной температуре. Аминные соли паратолуолсульфоновой кислоты не могут отверждать смолы ниже 65-90°С.

В состав могут быть введены другие добавки, которые включают (но не ограничиваются) связующие агенты; суспендирующие агенты; красители; утяжелители; материалы для борьбы с поглощением.

Из уровня техники известны многочисленные связующие агенты, и не предполагается ограничивать это изобретение конкретными агентами. Предпочтительные связующие агенты включают силановые свя

- 4 011152 зующие агенты. Подходящие связующие агенты могут быть выбраны из группы: винилтриметоксисилан, винилтриэтоксисилан, винил-трис-(в-метоксиэтокси)силан, винилметилдиметоксисилан, винилметилдиэтоксисилан, δ-глицидоксипропилтриметоксисилан, δ-глицидоксипропилметилдиметоксисилан, δметакрилоксипропилтриметоксисилан, δ-метакрилоксипропилметилдиметоксисилан, акрилоксипропилтриметоксисилан, акрилоксипропилметилдиметоксисилан, Ы-в-(аминоэтил)^-аминопропилтриметоксисилан, Ы-в-(аминоэтил)^-аминопропилтриэтоксисилан, Ы-в-(аминоэтил)^-аминопропилметилдиметоксисилан и Ы-в-(аминоэтил)^-аминопропилметилдиэтоксисилан и их смеси. Кроме того, подходящими являются бифункциональные содержащие серу органические силаны, такие как, например, бис-(3триэтоксисилилпропил)тетрасульфид, бис-(3-триметоксисилилпропил)тетрасульфид и бис-(3-триметоксисилилпропил)тетрасульфид, привитый на диоксид кремния, промышленно доступный от фирмы Осщ.155а АС. Подходящая концентрация сочетающего агента находится в диапазоне от 0 до 10 мас.%.

В состав могут быть добавлены суспендирующие агенты, известные из уровня техники для предотвращения осаждения твердого вещества. Однако это изобретение не предполагается ограничивать любыми конкретными агентами. Подходящие суспендирующие агенты включают, например, органофильные глины, обработанные аминами глины, маслорастворимые полимеры, соединения четвертичного аммония, полиамидные смолы, поликарбоновые кислоты и мыла.

Кроме того, состав может содержать другие обычные ингредиенты обрабатывающих флюидов, такие как добавки для контроля потерь флюида, красители, противовспенивающие вещества, в случае необходимости, и т.п., используемые в обычных количествах, которые известны специалистам в этой области техники. Разумеется, следует воздержаться от добавления таких других ингредиентов, если они отрицательно влияют на основные желаемые свойства обрабатывающих флюидов.

В состав могут быть добавлены утяжелители или материалы, регулирующие плотность. Подходящие материалы включают, например, галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестин, доломит, кальцит, оксиды марганца, оксид магния, оксид цинка, оксиды циркония, шпинели и т.п. В случае добавления количество такого материала зависит от желаемой плотности химического состава для обработки. Обычно, утяжеляющий материал добавляют для того, чтобы получить плотность бурового раствора приблизительно до 1,1 кг/л (9 фунт/галлон). Предпочтительно, утяжеляющий материал добавляют вплоть до 2,3 кг (5 фунтов) на баррель (159 л) и наиболее предпочтительно до 225 кг (500 фунтов) на баррель (159 л) композиции смолы.

Материалы для борьбы с поглощением, также могут быть введены в состав. Обычно эти материалы распределяют по таким категориям, как волокна, флокены, гранулы и смеси. Конкретные примеры включают в себя (но не ограничиваются) измельченную слюду, хлопья слюды, кремнеземный шлак, диатомитовую землю, гидратированные бораты, фракционированный песок, гильсонит, измельченный уголь, древесный уголь, целлофановые хлопья или ленты, целлюлозное волокно, вспученный перлит, обрезки бумаги или бумажную массу и т.п., скорлупу грецкого ореха или других орехов, измельченную до различных размеров, шелуху семян хлопка или семенные коробочки хлопка, волокно сахарного тростника или измельченные волокна сахарного тростника, льняную солому, измельченную коноплю, измельченную кору пихты, измельченную кору и волокна красного дерева, виноградные выжимки, кристаллический диоксид кремния, аморфный диоксид кремния, глины, карбонат кальция и барит. Подходящие количества дополнительных твердых веществ, применяемых в сочетании с сополимером (сополимерами) и/или иономером (иономерами), могут быть очевидными для специалистов в этой области техники.

Состав, химические компоненты и свойства материала - термопластичного эластомера - могут изменяться для того, чтобы обеспечить получение материала с заданными свойствами для геосинтетического композита, образовавшегося ίη δίΐιι.

Способ и устройство для применения состава настоящего изобретения описаны более подробно в одновременно поданной заявке на патент США № 60/576645, которая включена сюда в качестве ссылки. Преимущества определенных вариантов воплощения изобретения включают уменьшение числа обсадных колонн, которые требуются для создания буровой скважины определенной глубины, исключение уменьшения диаметра скважины, что обусловлено необходимостью изоляции геологических пластов с существенно различными свойствами с помощью стальных колонн, цементированных в грунте с регулярными промежутками, обеспечивая создание буровой скважины одинакового диаметра или «моноскважины», облицованной одним корпусом, или не более чем двумя обсадными колоннами, после достижения необходимой глубины. Одновременно поданная заявка на патент США № 60/576440, которая используется здесь в качестве ссылки, также относится к рассматриваемой проблеме.

На первой стадии способа применения состава настоящего изобретения определяют или оценивают свойства материала вскрытого геологического пласта. Для выбора соответствующей обработки рассматриваются определенные свойства. Эти свойства включают, например, давление возникновения трещины, прочность на растяжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, температуру, пористость и проницаемость. Методы определения таких данных известны специалистам в этой области техники и это изобретение не предполагается ограничивать любыми конкретными методами проведения испытаний для опре

- 5 011152 деления указанных свойств.

После определения свойств пласта могут быть получены и проанализированы данные с целью выявления необходимых изменений свойств материала вскрытого геологического пласта, которые были бы желательны, чтобы исключить необходимость монтажа дополнительных обсадных колонн. Выявив желательные изменения, можно выбрать соответствующий химический состав для обработки, а также можно определить значение необходимого минимального расстояния радиальной проницаемости и объем химической обработки.

В процессе обработки создается цилиндрическая оболочка геосинтетического композиционного материала, радиально распространяющегося от пробуренной скважины. Для этого геосинтетического композита значения модуля упругости, прочности на растяжение, прочности на сжатие, сопротивление разрыву, трещиностойкость и проницаемость отличаются от показателей для окружающего пласта. Эти свойства позволяют химически обработанной области пласта противостоять повышенному напряжению (давлению) в пробуренной скважине по сравнению с необработанным пластом, без разрывов. Давление образования трещин в химически обработанной области выше, чем в необработанном пласте. Проницаемость химически обработанной области обычно ниже, чем в необработанном пласте.

Увеличение давления образования трещин зависит от свойств материала геосинтетического композита и толщины обработанной области. Изменение давления возникновения трещин можно оценить, используя уравнения, известные из механики, конкретно из горной механики, чтобы рассчитать давление возникновения трещин. Отсутствие проницаемости геосинтетического композита является важным фактором изменения давления возникновения трещин. Непроницаемая обработанная область пласта играет роль эластичного слоя, перераспределяющего давление, приложенное к скважине и окружающему пласту, допуская приложение повышенного напряжения (давления), прежде чем произойдет растрескивание и разрушение пробуренной скважины. Для непроницаемого геосинтетического композиционного слоя, созданного путем обработки пласта, возможны три типа разрушения: а) растрескивание геосинтетического композита, б) растрескивание в необработанном пласте за пределами толщины геосинтетического композита, или в) пластическое разрушение геосинтетического композита. Для некоторых типов разрушения непроницаемость слоя имеет решающее значение, а толщина слоя имеет небольшое значение, за исключением толщины, необходимой для получения полностью непроницаемого слоя. Для других типов разрушения толщина слоя имеет большое значение. Увеличение давления образования трещин зависит от свойств материала геосинтетического композита и толщины обработанной области. Изменение давления возникновения трещины можно оценить, используя уравнения, известные из механики, конкретно из горной механики, позволяющие рассчитывать прочность пластов на разрыв. Отсутствие проницаемости геосинтетического композита является важным фактором изменения давления возникновения трещины. Непроницаемая обработанная область пласта действует как упругий слой, перераспределяющий давление, приложенное к скважине в направлении к окружающему пласту, что позволяет прилагать более высокие напряжения (давления), прежде чем произойдет разрыв и разрушение ствола скважины. Для непроницаемого геосинтетического композиционного слоя, созданного путем обработки пласта, возможны три типа разрушения: а) разрыв геосинтетического композита, б) растрескивание в необработанном пласте за пределами геосинтетического композита, или в) пластическое разрушение геосинтетического композита. Для некоторых трех типов разрушения непроницаемость слоя имеет решающее значение, а толщина слоя имеет небольшое значение, за исключением толщины, необходимой для получения полностью непроницаемого слоя. Для других типов разрушения толщина слоя является практически значимой. Специалисты в области техники геомеханики могут использовать принципы сопротивления материалов для того, чтобы рассчитать наиболее вероятный тип разрушения и необходимую толщину слоя с целью получения повышения давления начала образования трещины.

Объем обработанной области определяется по величине радиального проникновения от буровой скважины, длине интервала, диаметру скважины и пористости пласта. Рассчитывается объем цилиндрической оболочки, который умножается на пористость пласта, чтобы оценить объем пространства пор, который будет заполнен при химической обработке. Для компенсации неопределенности оценки может быть добавлен избыток объема. Объем буровой скважины сверх обработанного интервала должен быть заполнен реагентом для обработки до инжекции или в процессе инжекции. Кроме того, этот объем добавляют к объему обработки пласта с некоторым избытком, чтобы получить необходимый объем для обработки.

Проницаемость геологического пласта, подлежащего обработке, является важным фактором. Пласт должен иметь достаточную проницаемость для того, чтобы обеспечить поток химического реагента внутрь пор, замещение порового флюида и более прочного связывания вместе частиц пласта. Желательно обрабатывать пласты, имеющие проницаемость матрицы между 1 и 50000 миллиДарси (мД). Глубина проникновения обычно возрастает с проницаемостью при постоянном давлении инжекции. Обычно давление, необходимое для инжекции реагента для обработки, снижается с увеличением проницаемости при постоянной скорости потока. Пласты, имеющие проницаемость меньше чем приблизительно 0,1 мД, трудно обрабатываются. Для пластов с низкой проницаемостью требуются обрабатывающие флюиды с очень низкой вязкостью, высокие давления инжекции и длительный период обработки. Практическим

- 6 011152 решением для пластов с низкой проницаемостью является использование пластичного материала с высокой прочностью, для которого требуется малое расстояние радиального проникновения от пробуренной скважины для того, чтобы достичь желаемого увеличения давления образования трещин.

При создании состава химической обработки необходимо учитывать период времени, который требуется для осуществления обработки. Процесс полимеризации должен протекать после завершения инжекции объема реагента для обработки в пласт. Однако процесс полимеризации не должен протекать слишком долго после завершения инжекции, поскольку возможно разбавление, или обратное течение, или межпластовый переток флюидов внутри скважины. Время обработки оценивают по сумме периода, необходимого для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, времени, необходимого для инжекции реагента для обработки внутрь пласта, времени для поднятия или извлечения любого инструмента для обработки или трубопроводов из обработайного интервала, плюс коэффициент безопасности. Время, необходимое для закачивания реагента для обработки внутрь скважины, смежной с обрабатываемым геологическим пластом, рассчитывают, используя объем химического реагента, объем спусковой колонны и скорости перекачки. Время, необходимое для инжекции объема реагента для обработки внутрь пласта, можно рассчитать, используя объем химического реагента, подлежащего инжекции, и скорость фильтрации.

Квазистационарная скорость фильтрации может быть определена по испытанию фильтрации или потери флюида, используя керн пласта или синтетический керн, имеющий свойства фильтрации, представляющие обрабатываемый геологический пласт. Это время, необходимое для инжекции химического реагента, должно быть меньше времени отверждения применяемого состава. Обычно скважину заполняют составом сверх того объема, который нужен для обработки, и затем необязательно повышают давление до желаемой степени, чтобы направить состав в пласт со скоростью, рассчитанной по скорости фильтрации, с учетом допуска на ошибки и невоспроизводимость. Таким образом, желаемый объем состава направляется в пласт вблизи интервала, подлежащего обработке.

Реагент для обработки может быть выбран с учетом ряда соображений, из которых важным является совместимость с флюидами скважины (т.е. буровыми растворами, завершающими растворами и флюидами пласта). Реагент для обработки должен быть совместим или должен смешиваться с флюидами скважины, и наиболее предпочтительно, реагент для обработки должен полностью растворяться в флюидах скважины. Кроме того, любой катализатор или инициатор должен быть совместим с флюидами скважины. Например, во флюиде, содержащем большое количество компонентов, растворимых в кислоте или нейтрализующих кислоту, не следует использовать катализируемый кислотой реагент для обработки флюида. Кроме того, выбранный реагент для обработки должен обладать способностью проникать через осадок бурового флюида на фильтре или через повреждение пласта вблизи скважины, которое обычно называется оболочкой.

Дополнительные значимые факторы при рассмотрении выбора реагента для обработки представляют собой прочность и свойства материала для химической обработки, вязкость химического реагента, инициирующий или каталитический тип химического реагента для обработки, температуру скважины, необходимое время размещения химического реагента в геологическом пласте и проницаемость, пористость и литологию геологического пласта.

На практике толщина обработанного пласта (геосинтетический композит) превышает минимальную толщину, необходимую для достижения желаемого увеличения давления возникновения трещин в пласте. Это обусловлено неоднородностью пласта и какими-либо изменениями в процессе инжекции. В результате геологический пласт обрабатывают для того, чтобы улучшить/усилить свойства материала до требуемого уровня путем инжекции внутрь пласта химического реагента для обработки, с целью создания геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м, наиболее предпочтительно от 0,25 до 2 м. Тип реагента для химической обработки и глубина проникновения взаимно связаны и их следует определять с учетом типа геологического пласта, проницаемости и пористости необработанной части пласта, наличия естественных и индуцированных разрывов, трещин, дефектов или пустот; и требуемых свойств материала геосинтетического композита, который формируется ίη 8Йп в результате химической обработки. В прочных пластах или при использовании весьма сильных реагентов для обработки может потребоваться меньшая радиальная глубина проникновения. Более глубокая радиальная глубина проникновения может потребоваться для слабых или неукрепленных пластов, и/или при использовании менее сильных реагентов для обработки.

На первой стадии способа применения состава настоящего изобретения могут быть определены или оценены свойства материала вскрытого геологического пласта. Эти свойства могут включать, например, тип геологического пласта, проницаемость и пористость необработанной части пласта и наличие естественных и индуцированных разрывов, трещин, дефектов или пустот. В некоторых вариантах воплощения настоящего изобретения на следующей стадии могут быть определены необходимые изменения свойств материала вскрытого геологического пласта для того, чтобы исключить необходимость монтажа обсадных колонн до того, как можно продолжать процесс бурения.

Принимая во внимание изменения свойств материала, необходимых для продолжения процесса бу

- 7 011152 рения и исключения необходимости монтажа обсадных колонн, можно выбрать состав для обработки с учетом совместимости с флюидами скважины (т.е. буровыми растворами, завершающими растворами и флюидами пласта), прочности и свойств материала для химической обработки, вязкости химического раствора для обработки, инициирующего или каталитического типа химического реагента, температуры скважины, необходимого времени размещения химического реагента в геологическом пласте и проницаемости, пористости и литологии пласта.

Химический реагент для обработки должен обладать, по меньшей мере, совместимостью с флюидами скважины и предпочтительно полностью растворяться во флюидах скважины. Катализатор или инициатор также должен обладать совместимостью с флюидами скважины. Например, нецелесообразно использовать катализируемый кислотой реагент для обработки флюида, содержащего большое количество компонентов, растворимых в кислоте или нейтрализующих кислоту. Кроме того, выбранный химический реагент для обработки должен обладать способностью проникать через осадок бурового флюида на фильтре или через повреждение пласта вблизи скважины. В прочных пластах или при использовании весьма сильных химических реагентов для обработки может потребоваться меньшая радиальная глубина проникновения, и более глубокая радиальная глубина проникновения может потребоваться для слабых или неукрепленных пластов и/или для менее сильных химических реагентов для обработки.

Пласт обрабатывают для того, чтобы улучшить/усилить свойства материала до требуемого уровня, выбирая соответствующий состав реагента для обработки, и затем инжектируя этот реагент внутрь пласта с целью создания геосинтетического композита, распространяющегося в радиальном направлении от стенки скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м и наиболее предпочтительно от 0,25 до 2 м.

Состав химического реагента для обработки согласно изобретению можно вводить в скважину через бурильную колонну (компоновка внизу колонны) путем открытой обработки, если в буровом растворе используется большое количество закупоривающей добавки (материала для борьбы с поглощением) путем закачки с выдержкой во времени или путем закачки с выдержкой во времени без обратной циркуляции (особенно в зоне с большими фильтрационными потерями). Предпочтительно, чтобы композит распространялся в радиальном направлении от скважины от 0,25 до 2 м. Состав мономера/смолы затвердевает в порах пласта и связывает вместе частицы пласта с образованием породно-пластичного композита.

После обработки свойства материала геосинтетического композита улучшаются по сравнению со свойствами необработанного геологического пласта. При этом увеличивается давление возникновения трещин, соответственно изменяются прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, улучшается пластичность, трещиностойкость, прочность на сжатие и снижается проницаемость.

После того как зона обработана, ее подвергают испытанию на герметичность под давлением и бурение может быть продолжено. В этот момент может быть целесообразно использовать буровой раствор с большей или меньшей плотностью, что относится к компетенции специалиста в этой области техники.

Следующие примеры приведены с целью иллюстрации описанного здесь изобретения. Эти примеры предназначены только для иллюстрации и никоим образом не должны рассматриваться с целью ограничения объема изобретения. Специалисты в этой области техники могут признать, что возможны многие вариации изобретения в рамках его объема, раскрытого в описании.

В примерах 1-3 продемонстрировано использование состава по меньшей мере с одной меламиноформальдегидной смолой или смесью меламиноформальдегидных смол, необязательно смешанных с полиолом и/или поли(гидрокси)простым эфиром, растворимых в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С₇-С₂₀, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворимых в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С₇С₂₀, сложными эфирами и парафиновыми маслами; и необязательно с другими добавками, одну или несколько из которых выбирают из группы: связывающие агенты; суспендирующие агенты; красители; утяжелители; материалы для борьбы с поглощением и другие добавки, известные из уровня техники.

Пример 1.

Было осуществлено множество обработок в семи скважинах, имеющих необсаженные интервалы ствола скважины на глубине приблизительно между 9000 и 18000 футов (2743-5486 м) на газовом месторождении в Южном Техасе. В этом диапазоне глубин встречаются статические геотермальные температуры приблизительно между 235 и 320°Е (113-160°С). В этих скважинах вскрывается множество геологических пластов в этом интервале глубин. Обычно вскрытые пласты в стволе скважины описываются как последовательность проницаемых слоев песчаника, разделенных интервалами глинистого сланца и илистыми отложениями. Углеводороды, главным образом газообразные, из некоторых вскрытых слоев песчаника добывают из других скважин в месторождении. При добыче снижается давление в порах этих пластов и снижается давление инициирования и распространения трещин. В других вскрытых, проницаемых песках, содержащих углеводороды, добыча не производится, и в них сохраняется исходное давление в порах пласта и соответствующие повышенные значения давления инициирования и распространения трещин. В некоторых случаях масса бурового раствора, необходимая для уравновешивания давления в порах непродуктивных пластов, превышает значения давления инициирования и распространения

- 8 011152 трещин в ранее продуктивных пластах. Обычно проводят крепление и цементирование обсадных колонн в стволе скважины для того, чтобы изолировать геологические пласты с такими различиями по давлению и прочности.

Невозможность изолировать пласты с такими различиями по давлению и свойствам обычно приводит к растрескиванию более слабого пласта, что вызывает поглощение бурового раствора. Если поглощение бурового раствора невозможно предотвратить или подавить, то может возникнуть неконтролируемый поток углеводородов (или других флюидов под давлением) между пластами или на поверхность. Такой неконтролируемый поток из ствола скважины называется в уровне техники фонтанированием. В скважине № 1 этого исследования более слабый пласт растрескивается под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования давления в порах от ранее непродуктивного пласта. Глубина зоны поглощения бурового раствора находится на глубине приблизительно 12000 футов (3658 м), что на 3000 футов (914 м) глубже, чем башмак предварительной обсадной колонны. Наблюдалось сильное и трудно контролируемое поглощение бурового раствора. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) флюида:

50,7 л (13,4 галлон)	обратная эмульсия бурового раствора в дизельном масле 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон)
63,8 л (16,8 галлон)	меламиноформальдегидная смола Кезппепе 755
16,0 л (4,2 галлон)	монобутиловый эфир этиленгликоля
145,6 кг (323,6 фунтов)	гематит
1,4 кг (3,06 фунтов)	катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопропиловом спирте, 40 мас.%)
4,54 кг (10 фунтов)	Мадта Р1Ьег К.еди1аг (крупный волокнистый материал для борьбы с поглощением)
2,27 кг (5 фунтов)	Мадша РПэег Рте (мелкий волокнистый материал для борьбы с поглощением)

Плотность исходного бурового раствора составляет 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон). Добавление меламиноформальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность раствора. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,0 кг/л (16,7 фунт/галлон).

Обработку проводят следующим образом.

Вытягивают конец бурильной колонны до 2740 м (9000 футов), непосредственно внутри башмака предварительной обсадной колонны диаметром 24,5 см (9-5/8 дюйм).

Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы (состав указан выше) ниже бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.

Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие флюиды до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины. Это обусловлено тем, что смола полностью растворима в буровом растворе и объединяется с буровым раствором, образуя обрабатывающую смесь. В состав входит взаимный растворитель для того, чтобы обеспечить полную совместимость между буровым раствором и смесью смол. Однако растворитель исключают из последующих технологических операций, благодаря полной совместимости смолы с буровым раствором и отсутствию воды в большинстве обрабатываемых пластов.

Закрывают кольцевой противовыбросовый предохранитель, чтобы остановить циркуляцию флюида из скважины и подготовить нагнетание смолы для обработки зоны поглощения бурового раствора.

Закачивают 50 баррелей (7950 л) смеси смолы, содержащей материал для борьбы с поглощением, в зону потерь с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.

Когда вся смесь смолы вытеснена из бурильной трубы, закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) флюида вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить задний фронт смеси смолы на глубину ниже конца бурильной трубы, но выше верха зоны поглощения бурового раствора.

Закачивают дополнительно 10 баррелей (1590 л) вытеснителя ниже межтрубного пространства, чтобы полностью вытеснить задний фронт смеси смолы до уровня чуть выше верха зоны поглощения бурового раствора.

Выдерживают скважину в закрытом состоянии в течение 8 ч до возобновления буровых работ.

При этой обработке полностью не устраняется поглощение бурового раствора. Однако при этом герметизируются вскрытые зоны высокого давления, из которых газ проходил в ствол скважины. Следовательно, устранена опасность потери контроля над скважиной за счет уменьшения потерь и герметиза

- 9 011152 ции зон фонтанирования. Не требуется какая-либо другая обработка этого проблемного интервала. Пример 2.

В скважине № 2 этого исследования вскрытый истощенный пласт (с пониженным давлением) растрескивается под действием большей массы бурового раствора, необходимой для регулирования во вскрытой зоне высокого давления. Это вызывает поглощение бурового раствора и предотвращает дальнейший процесс бурения с целью углубления ствола скважины. Для ремонта разрушенного пласта и восстановления циркуляции проводят обработку реагентом на основе смолы. В этой обработке используют следующий состав в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) флюида:

50,7 л (13,4 галлона) обратная эмульсия буровой жидкости в дизельном масле 2,0 кг/л (16,8 фунт/галлон) меламиноформальдегидная смола Кезппепе 755 монобутиловый эфир этиленгликоля

63,8 л (16,8 галлон)

16,0 л (4,2 галлона)

148,9 кг (328,3 фунтов)

3,47 кг (7,65 фунтов)

2,27 кг (5 фунтов)

2,27 кг (5 фунтов) гематит катализатор - муравьиная кислота (88%)

Ма§та Р1Ьег Ке§и1аг (крупный волокнистый материал для борьбы с поглощением)

Ма§та Рйэег Рте (мелкий волокнистый материал для борьбы с поглощением)

Плотность исходного бурового раствора составляет 2,0 кг/л (16,8 фунт/галлон). Добавление меламиноформальдегидной смолы, монобутилового эфира этиленгликоля и катализатора снижает плотность раствора. В качестве утяжелителя добавляют гематит (оксид железа) для того, чтобы увеличить плотность окончательной смеси до исходного значения 2,0 кг/л (16,8 фунт/галлон).

Обработку проводят по следующей методике.

Вытягивают конец бурильной колонны до 91 м (300 футов) выше зоны поглощения бурового рас твора.

Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы (состав указан выше) ниже бурильной трубы на глубину, где передний фронт смеси находится на 10 баррелей (1590 л) выше конца бурильной колонны.

Примечание. Не требуются какие-либо разделяющие флюиды до или после смеси смол для того, чтобы отделить обрабатывающий раствор от бурового раствора в стволе скважины.

Закачивают 35 баррелей (5565 л) смеси смолы, содержащей материал для борьбы с поглощением, в зону потерь с помощью насоса для бурового раствора, вниз бурильной трубы, чтобы вытеснить смесь смолы из трубы в пласт.

Вытесняют задний фронт смеси смолы до уровня 30,8 м (100 футов) выше верха зоны поглощения бурового раствора.

После этой обработки плотность бурового раствора увеличивается до 2,06 кг/л (17,2 фунт/галлон) и ствол скважины углубляют до общей заданной глубины без поглощения бурового раствора.

Пример 3.

В скважине № 3 используется обработка смолой для укрепления пласта до возникновения поглощения бурового раствора. В эту скважину закачивают обрабатывающую смолу для отверждения зоны поглощения бурового раствора и герметизируют зону фонтанирования высокого давления на меньшей глубине. Герметизация зоны фонтанирования позволяет снизить плотность бурового раствора, который будет использован при углубленном бурении. Пониженная плотность бурового раствора обеспечивает бурение ослабленного пласта до большей глубины без растрескивания пласта и поглощения бурового раствора.

После бурения ослабленного пласта до большей глубины слабый пласт обрабатывают смесью смолы для того, чтобы укрепить пласт и повысить давление возникновения трещин вблизи ствола скважины. Используют следующую смесь в расчете на окончательное количество 159 л (1 баррель, 42 галлона) флюида:

- 10 011152

77,6 л (20,5 галлон)

63,8 л (16,8 галлон) кг (161 фунт)

3,4 кг (7,65 фунтов) обратной эмульсии бурового раствора в дизельном масле

1,92 кг/л (16,0 фунт/галлон) меламиноформальдегидная смола Кезтепе 755 гематит катализатор - пара-толуолсульфоновая кислота (раствор в изопропиловом спирте, 40 мас.%).

Для этой обработки используют технологию нагнетания под давлением. Методика включает сле дующие операции.

Спускают бурильную колонну и маркируют общую глубину. Общая глубина ствола скважины располагается приблизительно на 30,8 м (100 футов) ниже дна слабого интервала, который будет обрабатываться. Слабый пласт имеет толщину около 46 м (150 футов).

Вытягивают бурильную колонну на 15,4 м (50 футов) выше общей глубины.

Заливают 30 баррелей (4770 л) смеси смолы от края до края и выше верха слабого пласта. Высота столба смеси смолы составляет приблизительно 120 м (400 футов). Заливают избыточный объем смолы, обеспечивая инжекцию смолы в матрицу пласта.

Заливку флюида выполняют, подавая насосом смесь смолы в бурильную колонну, закачивая флюид (обычно буровой раствор) после смеси смолы для того, чтобы смесь смолы перемещалась из конца бурильной колонны в кольцевой зазор между стволом скважины и бурильной колонной. Этот кольцевой зазор открыт на поверхности, чтобы обеспечить циркуляцию флюида из ствола скважины при размеще нии смеси смолы.

После заливки смеси смолы в ствол скважины бурильную колонну вытягивают наверх до башмака предварительной обсадной колонны.

Кольцевой противовыбросовый предохранитель закрывают.

Флюид закачивают вниз бурильной колонны, чтобы подавать смолу в слабый пласт.

Радиальное проникновение смолы в ствол скважины можно рассчитать по величине объема флюида, нагнетаемого в пласт, пористости пласта, толщине (высоте) пласта и диаметра ствола скважины. При такой обработке рассчитанная радиальная длина проникновения смолы составляет 0,6 м (1,9 футов).

После заливки смолы в пласт скважину закрывают в течение 6 ч до очистки от отвержденной смолы из ствола скважины и возобновления буровых работ для углубления скважины.

Плотность бурового раствора увеличивается до более 2,04 кг/л (17,2 фунт/галлон) в течение буровых работ до полной глубины, без поглощения бурового раствора. Обработка смолой эффективно укрепляет пласт вблизи ствола скважины.

Описанный выше в этом экспериментальном исследовании скважины № 3 способ повторяют еще в четырех скважинах с аналогичными успешными результатами.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Композиция, применяемая для получения ΐη зйи геосинтетических композитов, содержащая по меньшей мере одну меламиноформальдегидную смолу и неводный буровой раствор, причем меламиноформальдегидная смола растворима в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обратных эмульсий, содержащих олефины С₇-С₂₀, сложные эфиры, парафиновые масла и их смеси, а также растворима в дизельных и минеральных маслах и их смесях с олефинами С₇-С₂₀, сложными эфирами и парафиновыми маслами.

2. Композиция по п.1, которая дополнительно содержит по меньшей мере один полиол и/или поли(гидрокси)простой эфир.

3. Композиция по п.1, в которой меламиноформальдегидная смола представляет собой смесь меламиноформальдегидных смол.

4. Композиция по п.1, которая дополнительно содержит другие добавки, выбранные из одного или нескольких связывающих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжелителей, материалов для борьбы с поглощением или их комбинаций.

5. Композиция по п.1, которая дополнительно содержит одну или несколько добавок, выбранных из катализаторов и ингибиторов или их любых комбинаций, чтобы инициировать полимеризацию и регулировать время полимеризации.

6. Композиция по п.1, которая дополнительно содержит насыщенный термопластичный эластомер.

7. Композиция по п.1, в которой меламиноформальдегидная смола представляет собой растворимый в растворителе аминный сшивающий агент, предназначенный для термического схватывания поверхностных покрытий.

8. Композиция по п.7, в которой меламиноформальдегидная смола обладает способностью к каталитическому схватыванию в диапазоне температур приблизительно от 37,8 до 315,5°С (100-600°Е).

9. Композиция по п.1, которая дополнительно содержит полиол, который растворим в меламино

10. Композиция по п.9, в которой полиол выбран из группы, состоящей из этиленгликоля, пропиленгликоля, глицерина, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля, полиэтиленгликоля, полипропиленгликоля и поли(этиленпропилен)гликоля.

11. Композиция по п.1, в которой меламиноформальдегидная смола смешана с поли(гидрокси)простым эфиром, который растворим в меламиноформальдегидной смоле или смеси смол, а также в углеводородной фазе бурового/завершающего раствора.

- 11 011152 формальдегидной смоле, а также в углеводородной фазе бурового/завершающего раствора.

12. Композиция по п.11, в которой поли(гидрокси)простой эфир представляет собой высокомолекулярный поли(гидрокси)простой эфир.

13. Композиция по п.11, в которой поли(гидрокси)простой эфир представляет собой поли(гидрокси)простой эфир с преимущественно линейной структурой.

14. Композиция по п.11, в которой поли(гидрокси)простой эфир характеризуется функциональными группами простого эфира и боковыми гидроксильными группами, которые облегчают смачивание и связывание с полярными субстратами и наполнителями.

15. Композиция по п.1, которая дополнительно включает растворитель, смешивающийся с водой и углеводородами, для разбавления смеси.

16. Композиция по п.15, в которой смешивающийся растворитель содержит низкомолекулярный безводный спирт.

17. Композиция по п.4, в которой добавки выбраны из кислотных или выделяющих кислоту катализаторов; добавок, генерирующих свободные радикалы для инициирования полимеризации; и замедлитель или ингибитор реакции полимеризации для того, чтобы задержать начало полимеризации до завершения инжекции в пласт.

18. Композиция по п.17, в которой кислотный или выделяющий кислоту катализатор выбран из группы, состоящей из кислот, сильных органических кислотных катализаторов и слабых органических кислот и их солей и сложных эфиров и их смесей, например из группы, состоящей из бутилацетата, изопропилацетата и метилформиата и их сочетаний.

19. Композиция по п.17, которая содержит катализатор в суммарном количестве приблизительно от 0,001 до 20 мас.%, в расчете на массу полимеризуемого мономера.