Сверхвысоковязкие тампоны и способы их применения в системе бурения нефтяных скважин - RU2016117590A
Код документа: RU2016117590A
Формула
1. Способ регулирования давления в подземной буровой скважине, включающий
подготовку буфера, передающего давление жидкости (FPTP), перемешиванием
композиции, содержащей маслянистую жидкость, органофильную глину, и полярный активатор, до тех пор, пока композиция не образует гель-глину;
введение буфера FPTP в скважину в то время как первая жидкость находится в скважине;
введение второй жидкости в скважину в то время как первая жидкость и буфер FPTP находятся в скажине; при этом
буфер FPTP изолирует первую жидкость от второй жидкости.
2. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет плотность примерно от 7 фунт/гал до примерно 20 фунт/галл.
3. Способ по п. 1, в котором полярный активатор выбирают из группы, содержащей силиката натрия, фторида натрия, фторосиликата натрия, фторосиликата магния, фторосиликата цинка, карбоната кальция, карбоната натрия, карбоната калия, алкилкарбонатов, гидроксида кальция, гидроксида натрия, гидроксида калия, сульфата натрия, полярных апротонных соединений и их смесей.
4. Способ по п. 3, в котором полярный активатор представляет собой пропиленкарбонат.
5. Способ по п. 1, в котором композиция дополнительно содержит утяжелитель.
6. Способ по п. 5, в котором утяжелитель представляет собой материал, выбранный из группы, состоящей из англезита, барита, кальцита, целестита, крокоита, гематита, ильменита или их комбинаций.
7. Способ по п. 6, в котором утяжелитель представляет собой барит.
8. Способ по п. 1, в котором первая и вторая жидкости являются буровыми растворами.
9. Способ по п. 1, в котором вторая жидкость имеет большую плотность, чем первая жидкость.
10. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше чем вязкость первой или второй жидкости.
11. Способ по п. 1, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше чем 100000 сП, измеренную при 0,0660 сек-1.
12. Способ бурения подземной буровой скважины, включающий:
бурение подземной скважины с использованием первого бурового раствора;
подготовку буфера, передающего давление жидкости (FPTP), перемешиванием композиции, содержащей маслянистую жидкость, органофильную глину, и полярный активатор, до тех пор, пока композиция не образует гель-глину;
введение буфера FPTP в скважину; и
введение второго бурового раствора в скважину; при этом буфер FPTP изолирует первый буровой раствор от второго бурового раствора.
13. Способ по п. 12, в котором полярный активатор выбирают из группы, содержащей силиката натрия, фторида натрия, фторосиликата натрия, фторосиликата магния, фторосиликата цинка, карбоната кальция, карбоната натрия, карбоната калия, алкилкарбонатов, гидроксида кальция, гидроксида натрия, гидроксида калия, сульфата натрия, полярных апротонных соединений и их смесей.
14. Способ по п. 13, в котором полярный активатор представляет собой пропиленкарбонат.
15. Способ по п. 12, в котором композиция дополнительно содержит утяжелитель.
16. Способ по п. 15, в котором утяжелитель представляет собой барит.
17. Способ по п. 12, в котором второй буровой раствор имеет большую плотность, чем первый буровой раствор.
18. Способ по п. 12, в котором буфер FPTP имеет вязкость больше чем вязкость первого или второго бурового раствора.
