Система и способ для активации материалов для борьбы с поглощением
SYSTEM AND METHOD FOR ACTIVATING ANTI-ABSORPTION MATERIALS

Уровень техники
[0001] Встречаются различные проблемы во время бурения и производственных операций буровой шахты по добыче углеводородов. Например, текучие среды, используемые при бурении, завершении или техническом обслуживании ствола скважины, могут быть поглощены в подземное образование. В частности, текучие среды могут поступать в подземное образование через обедненные зоны, зоны относительно пониженного давления (по сравнению со стволом шахты), "зоны поглощения", имеющие естественно возникающие разломы, слабые зоны, имеющие градиенты давления гидроразрыва пласта, превышаемые гидростатическим давлением бурового раствора, и т.д. Степень поглощений бурового раствора в образовании может изменяться в диапазоне от минимальных потерь (например, менее 10 баррелей/час (баррель/ч)), также называемых "потерей на просачивание", до серьезных потерь (например, более 100 баррель/ч), даже до более значительных величин, например, когда текучей среде не удается вернуться на поверхность ("полное поглощение бурового раствора"). Также, тип степени поглощения бурового раствора может отличаться в зависимости от типа текучей среды в стволе скважины. Степень поглощения эмульсионных и синтетических буровых растворов на углеводородной основе считается более значительной в сравнении с тем же количеством для водных буровых растворов вследствие потенциальных экономических и экологических воздействий.
[0002] Поглощение бурового раствора может встречаться во время любой стадии операций. Поглощение бурового раствора может происходить, когда буровой раствор (или буровой шлам), нагнетаемый в скважину, возвращается частично или не возвращается на поверхность. В то время как незначительное поглощение бурового раствора ожидается, чрезмерное поглощение бурового раствора является нежелательным с точки зрения безопасности, экономики или экологии. Это особенно справедливо при работе с водоносными пластами, такими как водоносные слои, которые имеют пресную или минеральную воду питьевого качества, или такие как несущие минерализованную или пластовую воду образования, которые могут загрязнять добычу углеводородов, вызывая проблемы коррозии и грязные цементационные работы. Поглощение бурового раствора ассоциируется с проблемами с управлением скважиной, нестабильностью буровой скважины, прихватом труб, неудачными испытаниями скважины на приток, плохой добычей углеводородов после завершения скважины, и повреждением пласта вследствие закупоривания пор и устьев пор шламовыми частицами. Проблемы поглощения бурового раствора могут также способствовать непродуктивному времени (NPT) для операции бурения. В экстремальных случаях проблемы поглощения бурового раствора могут приводить к ликвидации скважины.
В уровне техники известны различные технические решения, связанные с поглощением бурового раствора, например, SU 1640364, SU 1314011, RU 2147331, RU 2018630.
Сущность изобретения
[0003] Сущность предоставляется для введения выбора идей, которые далее описываются ниже в подробном описании. Сущность не предназначена, ни чтобы идентифицировать ключевые или неотъемлемые признаки заявленного предмета изобретения, ни чтобы использоваться как помощь в ограничении рамок заявленного предмета изобретения.
[0004] В одном аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к обрабатывающему элементу бурильной колонны, используемому для обработки зоны поглощения бурового раствора. Обрабатывающий элемент бурильной колонны содержит устройство связи, сконфигурированное, чтобы принимать внешнюю передачу, и внутренний флюидный трубопровод, сконфигурированный, чтобы транспортировать скважинный флюид через обрабатывающий элемент бурильной колонны. Обрабатывающий элемент бурильной колонны также содержит внутреннее пространство, определенное между внешней поверхностью элемента бурильной колонны и внутренним флюидным трубопроводом. Обрабатывающий элемент бурильной колонны может включать в себя источник звуковой частоты, сконфигурированный, чтобы формировать, по меньшей мере, звуковую частоту в скважинном флюиде.
[0005] В другом аспекте варианты осуществления, раскрытые в данном документе, относятся к способу обработки зоны поглощения бурового раствора во время программы бурения скважины. Способ содержит введение в скважину обрабатывающего элемента бурильной колонны, когда обрабатывающий элемент бурильной колонны является частью компоновки низа бурильной колонны для бурильной колонны, используемой в программе бурения скважины. Способ дополнительно содержит обнаружение поглощения скважинного флюида из скважины, введение смоляного агента в скважинный флюид, введение перекрестносшивающего агента в скважинный флюид, приведение в действие обрабатывающего элемента бурильной колонны так, что, по меньшей мере, звуковая частота генерируется в скважинном флюиде, техническое обслуживание скважины и обрабатывающего элемента бурильной колонны в течение периода обработки и определение того, что поглощение скважинного флюида из скважины было ликвидировано.
[0006] Другие аспекты и преимущества заявленного предмета изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
[0007] Этот раздел описывает конкретные варианты осуществления подробно со ссылкой на сопровождающие чертежи. Когда чертежи включают в себя аналогичные элементы между собой, они могут быть обозначены аналогичными ссылочными номерами. Использование букв с числом может указывать аналогичный элемент, устройство или систему; однако, существует изменение материала между аналогичным элементом, устройством или системой. Использование штриха или " ' " с числом может указывать аналогичный элемент в другом рабочем состоянии или условии по сравнению с ранее упомянутым; однако, другие аспекты остаются одинаковыми.
[0008] Фиг. 1 является схемой, которая иллюстрирует окружение скважины с системой обработки в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0009] Фиг. 2 показывает представление взаимодействия между смоляным агентом и перекрестносшивающим агентом в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0010] Фиг. 3A-C показывают внешний вид спереди, сверху и частичный боковой внутренний вид, соответственно, обрабатывающего элемента бурильной колонны в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0011] Фиг. 4A-C показывают несколько конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0012] Фиг. 5A-E показывают несколько конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0013] Фиг. 6A-D показывают частичные раскрытые несколько необязательных конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0014] Фиг. 7 является блок-схемой последовательности операций, изображающей способ для обработки зоны поглощения в соответствии с одним или более вариантами осуществления.
[0015] Типично, низ указывает в направлении или находится в нижней части, а верх указывает в направлении или находится в верхней части чертежа. "Верх" и "низ" ориентируются относительно локального вертикального направления. Однако, в нефтегазовой отрасли одно или более действий имеют место в отклоненных или горизонтальных скважинах. Следовательно, один или более чертежей могут представлять деятельность в отклоненной или горизонтальной конфигурации скважины.
[0016] "Вверх по скважине" может ссылаться на объекты, блоки или процессы, которые размещаются ближе к входу на поверхности в стволе скважины. "Внутри скважины" может ссылаться на объекты, блоки или процессы, которые размещаются дальше от входа на поверхности в стволе скважины. Термины "вверх по колонне" и "вниз по колонне" могут относиться аналогичными способами к позиции вдоль колонны инструментальных средств или труб, такой как бурильная колонна, во время нахождения в стволе скважины. Термины "восходящий поток" и "нисходящий поток" могут ссылаться аналогичными способами на позицию относительно общего потока текучей среды, такой как внутрискважинный или буровой раствор, циркулирующий в стволе скважины. Термины являются релятивистскими и могут не считаться взаимоисключающими. Например, первый блок может быть описан как "верхний в колонне" от второго блока, но также быть "ниже по потоку" от него же относительно потока текучей среды в кольцевом пространстве ствола скважины.
Подробное описание изобретения
[0017] Обработка поглощения бурового раствора во время бурения является обычной операцией в образованиях, которые имеют трещины, являются очень проницаемыми, пористыми, пещеристыми или кавернозными. Эпоксидные системы являются полезными для решения проблемы поглощения бурового раствора. Такие эпоксидные системы типично делаются твердыми с помощью отверждающих или перекрестносшивающих агентов. Однако, одной из известных проблем с эпоксидными системами является инициирование отвердевания или образования перекрестных связей в сечении ствола скважины, так что система эффективно блокирует утечку, но не ствол скважины. Кроме того, полезно обрабатывать поглощение бурового раствора во время бурильных операций, так что ход программы бурения серьезно не нарушается.
[0018] Настоящее раскрытие относится к системам, устройствам и способам для обработки зон поглощения бурового раствора (LCZ) посредством формирования материала для борьбы с поглощением (LCM) рядом с множеством LCZ. Продукт химической системы используется с инициирующим устройством - обрабатывающим элементом бурильной колонны - чтобы обеспечивать взаимодействие реактивных компонентов химической системы на месте, чтобы ликвидировать множество LCZ всех размеров, конфигураций и коэффициентов потерь. Химическая система в сочетании с инициирующим устройством улучшает эксплуатационную безопасность, время безотказной работы для бурильного оборудования и персонала и предотвращает потери бурового раствора в стволе скважины, включающие в себя потенциально катастрофические потери, которые могут подвергать опасности окружающую среду или персонал.
Системы обработки
[0019] Фиг. 1 является схемой, которая иллюстрирует окружение скважины с системой обработки в соответствии с одним или более вариантами осуществления. На фиг. 1 окружение 1000 скважины включает в себя зону 1002 поглощения бурового раствора, расположенную среди подземных образований 1004. Система 1006 скважины показана пересекающей подземное образование 1004 и находящуюся в сообщении по текучей среде с зоной 1002 поглощения бурового раствора через поверхность 1008 зоны поглощения бурового раствора.
[0020] Подземные образования 1004 могут включать в себя одно или более пористых образований или образований из раздробленной породы, которые находятся под поверхностью 1010. Поверхность 1010 может быть сушей или дном океана. Система 1006 скважины может быть сформирована в целях разработки углеводородной скважины, такой как нефтяная скважина, газовая скважина, газоконденсатная скважина, их смесь, или другой тип скважины, такой как скважина для пресной, соляной или минеральной воды. Подземные образования 1004 и зона 1002 поглощения бурового раствора могут, каждое, иметь неоднородность с изменяющимися характеристиками, такими как степень плотности, проницаемость, пористость, давление, температура и флюидонасыщения горной породы в каждом образовании.
[0021] В случае системы 1006 скважины, предназначающейся для работы в качестве эксплуатационной скважины, система 1006 скважины может обеспечивать извлечение углеводородов (или "добычу") из резервуара или иного нефтегазоносного пласта. В случае системы 1006 скважины, эксплуатируемой в качестве нагнетательной скважины, система 1006 скважины может обеспечивать нагнетание текучих сред в подземные образования 1004. В случае системы 1006 скважины, эксплуатируемой в качестве наблюдательной скважины, система 1006 скважины может обеспечивать наблюдение различных характеристик подземных образований 1004, таких как давление или насыщение конкретного образования.
[0022] Система 1006 скважины может включать в себя ствол 1014 скважины, систему управления скважиной (или "систему управления") 1054 и буровую систему 1018. Система 1054 управления может регулировать различные операции системы 1006 скважины, такие как операции бурения, операции завершения скважины, операции эксплуатации скважины или операции наблюдения за скважиной или образованием.
[0023] Ствол 1014 скважины может включать в себя пробуренное отверстие, которое протягивается от поверхности 1010 в подземные образования 1004, так что флюидное сообщение устанавливается с зоной 1002 поглощения бурового раствора. Ствол 1014 скважины является пустым пространством, которое определяется стенкой 1022 ствола скважины. Хотя показана как вертикальная скважина, конфигурация ствола 1014 скважины может также быть отклоненной, приблизительно горизонтальной или горизонтальной, и их сочетаниями, как хорошо понимает обычный специалист в области техники. Один или более вариантов осуществления являются адаптируемыми и применимыми ко всем конфигурациям ствола скважины.
[0024] Ствол 1014 скважины может быть создан, например, посредством буровой системы 1018, выполняющей бурение сквозь подземное образование 1004. В одном или более вариантах осуществления буровая система 1018 включает в себя буровую вышку 1024, поддерживающую и манипулирующую бурильной колонной 1026. Бурильная колонна 1026 может включать в себя бурильную трубу 1028 с компоновкой низа бурильной колонны (BHA) 1029, присоединенной к дальнему концу бурильной трубы 1028. Бурильная труба 1028 может также включать в себя утяжеленные бурильные трубы. Буровая головка 1030, которая характеризует элементы, которые могут осуществлять бурение сквозь подземные образования 1004, чтобы формировать ствол 1014 скважины, является частью и присоединяется к дальнему концу бурильной колонны 1026.
[0025] В одном или более вариантах осуществления система обработки содержит обрабатывающий элемент бурильной колонны в качестве компонента бурильной колонны. Как показано на фиг. 1, обрабатывающий элемент 2000 бурильной колонны показан как часть BHA 1029 выше по колонне от буровой головки 1030. Как часть BHA, обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть размещен аналогично тому, как инструментальное средство каротажа во время бурения (LWD) или измерения во время бурения (MWD) будет размещено, как поймет специалист в области техники. Обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть размещен вдоль BHA рядом с буровой головкой, чтобы обеспечивать подходящую реакцию на обнаружение и обработку зоны поглощения бурового раствора. Однако, при этом, специалист может признать, что такие конструкции как ударостойкая утяжеленная бурильная труба или другое отклоняющее удар или поглощающее соединение между обрабатывающим элементом бурильной колонны и буровой головкой может быть подходящим для защиты источников формирования звуковой частоты, которые являются частью обрабатывающего элемента бурильной колонны, как будет описано дополнительно.
[0026] Обрабатывающий элемент 2000 бурильной колонны на фиг. 1 показан физически расположенным рядом с и ниже по скважине от поверхности 1008 зоны поглощения бурового раствора, так что обработка может быть применена. Такое физическое позиционирование относительно поверхности LCZ может зависеть от ряда факторов, таких как, но не только, физическая конфигурация обрабатывающего элемента бурильной колонны и BHA, местоположение поверхности зоны поглощения бурового раствора, конфигурация источника звука, т.е., направление, в котором создаваемая звуковая частота формируется, и то, как капсулы LCM-агента вводятся в скважинный флюид.
[0027] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны размещается выше по потоку от поверхности зоны поглощения бурового раствора. "Выше по потоку" в этом смысле существует относительно пути циркуляции скважинного флюида. Размещение выше по потоку на основе потока скважинного флюида позволяет обрабатывающему элементу бурильной колонны инициировать обработку, такую как генерирование звуковой частоты, так что материал для борьбы с поглощением (LCM) формируется перед или в поверхности LCZ. Если скважинный флюид циркулирует ниже по скважине через бурильную трубу 1028 и выше по скважине в кольцевом пространстве 1036 ствола скважины, как показано на фиг. 1, обрабатывающий элемент 2000 бурильной колонны может быть размещен ниже по скважине от зеркала 1008 зоны поглощения бурового раствора. Кольцевое пространство 1036 ствола скважины является пустым пространством ствола 1014 скважины между бурильной колонной 1026 и стенкой 1022 ствола скважины. Скважинный флюид показан на фиг. 1 протекающим 1038 частично через буровую головку 1030 и вверх по скважине через кольцевое пространство 1036 ствола скважины. Обратно, если скважинный флюид циркулирует вниз по скважине через кольцевое пространство ствола скважины, обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть размещен выше по скважине от зеркала зоны поглощения бурового раствора. В таком случае, сформированный LCM будет пересекать нисходящий поток и двигаться вниз по скважине к LCZ через кольцевое пространство ствола скважины.
[0028] Система 1034 циркуляции бурового раствора является частью буровой системы 1018 и обслуживает множество полезных функций во время эксплуатации, как понимает обычный специалист в области техники. Скважинный флюид 1032, такой как буровой раствор или "шлам", циркулирует в стволе 1014 скважины во время операций бурения (также как других типов операций, как ранее описано). Скважинный флюид 1032 типично протекает вниз по скважине по внутреннему флюидному трубопроводу бурильной колонны 1026 (как будет описано дополнительно), снаружи буровой головки 1030, и обратно вверх по скважине через кольцевое пространство 1036 ствола скважины. Обломки и другая выбуренная порода транспортируются со дна ствола 1014 скважины вверх по скважине. В одном или более вариантах осуществления путь протекания переворачивается, как ранее описано.
[0029] На фиг. 1 несколько капсул 200 LCM-агента (дополнительно описываются как часть фиг. 2) показаны появляющимися из бурильной колонны 1026 на буровой головке 1030, циркулирующими в кольцевое пространство 1036 ствола скважины по потоку 1038 скважинного флюида (стрелка) и движущимися вверх по потоку по направлению к поверхности 1008 зоны поглощения бурового раствора. Когда капсулы 200 LCM-агента проходят вверх по скважине, капсулы 200 LCM-агента показаны проходящими рядом с обрабатывающим элементом 2000 бурильной колонны.
[0030] На фиг. 1 обрабатывающий элемент бурильной колонны в BHA может быть сконфигурирован с контейнерным элементом бурильной колонны, независимым от обрабатывающего элемента бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления контейнерный элемент бурильной колонны может быть использован, чтобы доставлять капсулы LCM в BHA, так что контейнерный элемент бурильной колонны является подающим элементом 1060 бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления подающий элемент бурильной колонны может содержать капсулы LCM. В таких вариантах осуществления капсулы LCM могут быть высвобождены из подающего элемента бурильной колонны в желаемые LCZ из BHA.
[0031] По достижении поверхности 1010 скважинный флюид 1032 проходит в бак 1040 для приема бурового раствора, где куски породы и растворенные газы отделяются от скважинного флюида 1032. Дегазированный скважинный флюид 1032 проходит в бак 1042 для хранения бурового раствора, где скважинный флюид удерживается до тех пор, пока он не будет перекачан обратно в бурильную колонну 1026. Линия 1044 возврата бурового раствора, присоединенная к баку 1042 для хранения бурового раствора и бурильной колонне 1026, предоставляет флюидный трубопровод для скважинного флюида, чтобы начинать цикл циркуляции бурового раствора снова.
[0032] На фиг. 1 показана присоединенной к линии 1044 возврата бурового раствора необязательная линия 1050 введения капсул LCM-агента. Линия 1050 введения капсул LCM-агента соединяет по текучей среде необязательный бак 1052 для хранения капсул LCM-агента с линией 1044 возврата бурового раствора, так что капсулы LCM-агента, такие как капсулы, показанные на фиг. 1 в качестве капсул 200 LCM-агента, могут быть выборочно введены в систему 1034 циркуляции бурового раствора на поверхности 1010.
[0033] В одном или более вариантах осуществления система 1054 управления скважиной может использовать информацию, полученную из операций буровой системы 1018, вместе с набором предварительно определенных инструкций и алгоритмов, хранящимися в памяти компьютерной системы, чтобы поддерживать или модифицировать операции буровой системы 1018, такие как операция буровой головки 1030 или обрабатывающего элемента 2000 бурильной колонны. На фиг. 1 командные сигналы для поддержания или модификации операций буровой системы 1018, такой как компоненты BHA 1029, могут быть переданы вниз по скважине от системы 1054 управления скважиной по линии 1046 управляющих сигналов (пунктирная линия). Система 1054 управления скважиной может также поддерживать или модифицировать операции системы 1034 циркуляции бурового раствора. Линии 1046 управляющих сигналов могут взаимосвязывать систему 1054 управления скважиной с поддерживающими блоками для бака 1042 для хранения бурового раствора и необязательного бака 1052 для хранения капсул LCM-агента, например, чтобы осуществлять циркуляцию скважинного флюида и вводить капсулы LCM-агента в скважинный флюид, соответственно.
[0034] Система 1054 управления скважиной может быть присоединена к управляющему терминалу 1048, чтобы ретранслировать информацию для просмотра внешним наблюдателем. Информация может быть отображена в числовой форме, отображена графически, или обоими способами. Внешний наблюдатель может включать в себя компьютерный монитор, телевизор, принтер или любую другую форму временной или постоянной версии протоколирования, связи и отображения, которая может быть визуально и звуковым образом оценена.
[0035] Поддерживающее оборудование для вариантов осуществления системы может включать в себя дополнительные стандартные компоненты или оборудование, которое предоставляет возможность и делает работоспособными желаемые устройства, процессы, способы, системы и химические соединения. Примеры такого стандартного оборудования, известного обычному специалисту в области техники, включают в себя, но не только, теплообменники, нагнетатели, одно- и многоступенчатые компрессоры и насосы, разделительное оборудование, ручные и автоматизированные клапаны управления и изолирования, переключатели, аналоговые и компьютерные контроллеры, и устройства обнаружения давления, температуры, уровня, расхода и пр.
Капсулы LCM-агента
[0036] В одном или более вариантах осуществления раскрываемые системы и способ относятся к формированию материала для борьбы с поглощением (LCM), используемого для уменьшения зоны поглощения бурового раствора (LCZ). В таких вариантах осуществления смола и капсулы, содержащие перекрестносшивающий агент, могут быть введены в скважинный флюид. Внутри скважины перекрестносшивающий агент может быть высвобожден, чтобы инициировать образование поперечных связей смолы, которая отвердевает, чтобы уплотнять LCZ.
[0037] Фиг. 2 показывает представление взаимодействия между смоляным агентом и перекрестносшивающим агентом. Капсулы 200 LCM-агента могут содержать два типа капсул: Капсулу 705 смоляного агента и капсулу 210 перекрестносшивающего агента. Капсула 705 смоляного агента содержит смоляной агент 206, содержащийся в оболочке 215. Перекрестносшивающий агент 211 содержится в оболочке 215 капсулы 210 перекрестносшивающего агента. Обе капсулы 200, 210 агентов на фиг. 2 показаны для действия, когда распределены в скважинном флюиде 1032.
[0038] После того как оболочка капсулы подверглась воздействию звуковой частоты (стрелка 217), каждая из капсул 200, 210 прорвала свою оболочку капсулы (ранее 215) или иначе разрушила, формируя несколько разъединенных оболочек 216. Разъединенные оболочки 216 являются мягкими полимерными отходами или имеющими микро/наноразмер твердыми частицами, которые не представляют потенциальный вред скважинному флюиду 1032 или механическому оборудованию внутри скважины или на поверхности.
[0039] На фиг. 2 количества смоляного агента 206 и перекрестносшивающего агента 211 располагаются поблизости друг от друга в скважинном флюиде 1032. Перекрестносшивающий агент конфигурируется, чтобы реагировать со смоляным агентом в условиях внутри скважины. Инициирование смешивания и реакции двух агентов (206, 211) формирует твердый термоотверждающийся полимерный материал.
[0040] Во время полимеризации звуковая частота может представлять то, что оказывает влияние и способствует ускорению реакции полимеризации посредством добавления энергии в окружение ствола скважины вокруг смешивающихся агентов. Такая энергия может принимать форму турбулентного смешивания вследствие кавитации - формирования пузырьков и их взрыва. Кавитация создает флюидные микроструи, которые имеют достаточную силу, чтобы разрывать оболочки капсул и дополнительно смешивать скважинный флюид. Кроме того, увеличенная локализованная температура текучей среды вследствие нагрева скважинного флюида или стенки ствола скважины может также возникать от введения звуковой частоты. Неравномерный локализованный нагрев может также создавать конвекционные течения в скважинном флюиде, увеличивающие смешивание агентов.
[0041] Когда реакция полимеризации между двумя агентами идет к завершению (стрелка 225), результирующий LCM 230 формируется в скважинном флюиде 1032. LCM 230 может содержать различные формы и размеры на основе количеств и соотношений смоляного агента и перекрестносшивающего агента, которые реагируют друг с другом в данном местоположении. Хотя показано на фиг. 2 как различные правильные геометрические формы, множество форм могут быть как традиционно геометрическими, так и аморфными. Также, LCM формируется в распределении размеров, которое является отличительным признаком в борьбе с различными типами зон поглощения бурового раствора.
[0042] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в скважинный флюид. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в смоляной флюид инкапсулированным в оболочку. В то время как вариант осуществления, показанный на фиг. 2, изображает смоляной агент, инкапсулированный посредством оболочки, смоляной агент может не быть инкапсулирован для введения внутри скважины. Смоляной агент может быть введен как жидкость в скважинном флюиде без инкапсуляции. По существу, смола может все еще реагировать с перекрестносшивающим агентом, когда она освобождается от своей инкапсуляции внутри скважины.
[0043] Смоляной агент может быть любой смолой, подходящей для создания твердого материала для борьбы с поглощением. Такие смоляные агенты могут реагировать с перекрестносшивающим агентом, чтобы формировать эффективной, твердый LCM-продукт, который может выдерживать дифференциальное давление, когда LCM-материал перекрывает зеркало LCZ. В одном или более вариантах осуществления смола может быть эпоксидной смолой.
[0044] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент включает в себя эпоксидную смолу. В общем, такие эпоксидные смолы получаются из полиэфирной производной многоатомного органического соединения, где производная включает в себя 1,2-эпокси групп, и где многоатомное органическое соединение включает в себя многоатомные спирты, многоатомные фенолы и эфиры, которые содержат, по меньшей мере, две фенольные гидроксигруппы.
[0045] Многоатомные фенолы для получения полезных эпоксидных смол включают в себя, но не только, одноядерные фенолы, такие как, но не только, резорцин, катехол, гидрохинон; многоядерные фенолы, такие как, но не только, бис(4-гидроксифенил)-2,2-пропан(бисфенол-A), 4,4'-дигидроксибензофенон, бис(4-гидроксифенил)-1,1-этан, бис(4-гидроксифенил) 1,1-изобутан, бис(4-гидроксифенил)-2,2-бутан, бис(4-гидрокси- Z-метилфенил)-2,2-пропан, бис(4 гидрокси-Z-третичный бутилфенил)-2,2-пропан, бис(4' гидрокси-2,5-дихлорфенил)-2,2-пропан, 4,4'-дигидроксибифенил, 4,4-дигидрокси-пентахлоробисфенил, бис(2 гидроксинафтил)- метан, 1,5-дигидроксинафтален, флороглюцин, 1,4-дигидроксинафтален и 1,4-бис(4-гидроксифенил) циклогексан; и сложные многоатомные фенолы, такие как, но не только, пирогаллол и флороглюцин.
[0046] Алифатические многоатомные спирты для получения полезных эпоксидных смол включают в себя, но не только, этиленгликоль, пропиленгликоль, триметиленгликоль, триэтиленгликоль, бутиленгликоль, диэтиленгликоль, 4,4-дигидроксидициклогексил, глицерин и дипропиленгликоль. Спирты с более чем одной гидроксильной группой используются для получения эпоксидных смол.
[0047] Эфиры для получения полезных эпоксидных смол включают в себя, но не только, глицерин, маннит, сорбит, полиаллиовый спирт и поливиниловый спирт. Такие глицедиловые полиэфиры также имеют 1,2-эпоксидное значение более 1,0.
[0048] В одном или более вариантах осуществления эпоксидная смола может содержать новолачную смолу, бисфенольные смолы, алифатические смолы, галогенированные смолы, глицидиламиновые смолы или реактивный разбавитель.
[0049] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент дополнительно включает в себя соэпоксидную смолу. Соэпоксидная смола может быть любой из ранее описанных смол или эпоксидных смол, полученных из ранее описанных смоляных прекурсоров. Полезные соэпоксидные агенты включают в себя, но не только, бисфенол-A-эпихлорогидрин эпоксидную смол с реактивным разбавителем оксиран моно [(C12-C14)-алгилокси)метил] производными; C12-C14 алкилглицедил эфир; 2,3-эпоксипропил-о-толил эфир; 1,6-гексанедиол диглицедил эфир; бисфенол A /эпихлорогидриновую смолу и бутил глицедил эфирную смолу; бисфенол A /эпихлорогидрин и бутил глицедиловый эфир и циклогександиметаноловые смолы; и циклогександиметанол диглицедиловый эфир. Такие соэпоксидные агенты могут быть полезны для модификации физических или химических свойств продукта LCM в сравнении со сформированным LCM без соэпоксидного агента, например, посредством увеличения или уменьшения упругости термоотверждающегося материала или увеличения или уменьшения вспучивания в условиях ствола скважины.
[0050] В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид инкапсулированным в оболочку капсулы.
[0051] Перекрестносшивающий агент может быть любым перекрестносшивающим агентом, подходящим для создания твердого материала для борьбы с поглощением. Как ранее описано, такие перекрестносшивающие агенты конфигурируются, чтобы реагировать со смоляным агентом, чтобы формировать LCM-продукт. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент может также быть сформирован, чтобы реагировать с соэпоксидным агентом в скважинных условиях в скважинном флюиде.
[0052] В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент является отверждающим агентом типа амина. Отверждающие агенты типа амина могут включать в себя низкомолекулярное соединение, имеющие первичную, вторичную или третичную аминогруппу, и их сочетания. "Низкомолекулярные" соединения, имеющие первичную аминогруппу, включают в себя, но не только, первичные амины, такие как этилендиамин, диэтилентриамин (DETA), триэтилентетрамин, тетраэтиленпентамин, гексаметилендиамин, изофорон диамин, бис(4-амино-3-метилциклогексил)метан, диаминодициклогексилметан, m-ксилендиамин, диаминодифенилметан, диаминодифенилсульфон, диэтилтолуендиамин, полиоксипропилен диамин и m-фенилендиамин; гуанидины, такие как дициандиамид, метилгуанидин, этилгуанидин, пропилгуанидин, бутилгуанидин, диметилгуанидин, триметилгуанидин, фенилгуанидин, дифенилгуанидин и толуилгуанидин; гидразиды кислоты, такие как дигидразид янтарной кислоты, дигидразид адипиновой кислоты, дигидразид фталевой кислоты, дигидразид изофталевой кислоты, дигидразид терфталевой кислоты, дигидразид p-гидроксибензойной кислоты, гидразид салициловой кислоты, гидразид фениламинопропионовой кислоты и дигидразид малеиновой кислоты.
[0053] Низкомолекулярные соединения, имеющие вторичную аминогруппу, включают в себя, но не только, пиперидин, пирролидин, дифениламин, 2-метилимидазол и 2-этил-4-метилимидазол.
[0054] Низкомолекулярные соединения, имеющие третичную аминогруппу, включают в себя, но не только, имидазолы, такие как 1-цианоэтил-2-ундецилимидазол-тримеллитат, цианоэтил-2-метиллимидазол, 1-цианоэтил-2-ундецилимидазол и 1-цианоэтил-2-фенилимидазол.
[0055] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент, перекрестносшивающий агент или оба могут, каждый по отдельности быть инкапсулированы оболочкой капсулы. Оболочка капсулы является барьером с поверхностью, которая определяет внутреннее пустое пространство, в котором присутствует смоляной агент или перекрестносшивающий агент. Оболочка капсулы инкапсулирует содержащуюся текучую среду или твердое вещество, и содержащаяся текучая среда или твердое вещество отделяется от других текучих сред, таких как ассоциированный с ней агент или скважинный флюид.
[0056] Оболочка капсулы конфигурируется, чтобы прорываться или отделяться при подвергании воздействию соответствующей звуковой частоты. Оболочка может быть прорвана непосредственно посредством формами звуковой частоты, действующих на оболочку капсулы, агента оболочки или текучую среду, содержащуюся в ней. Оболочка может также быть прорвана посредством микрофлюидных струй в скважинном флюиде, ударяющих поверхность оболочки капсулы и повреждающих или нарушающих целостность оболочки капсулы. Посредством того или другого механизма, или обоих, или других, после того как оболочка капсулы прорвана, содержащийся агент подвергается воздействию скважинного флюида и, потенциально, ассоциированного с ним противодействующего агента.
[0057] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент не инкапсулируется. В таких вариантах осуществления смоляной агент может быть введен в скважинный флюид без оболочки. В таком случае, только капсулы LCM-агента, вводимые в скважинный флюид, являются капсулами перекрестносшивающего агента.
[0058] "Имеющий микроразмер" определяется как имеющий среднюю размерность, такую как диаметр (сферу), диагональ (куба, призмы) или среднее значение длины и диаметра (эллипс) в диапазоне примерно от 100 микрометров (мкм) примерно до 100 нанометров. "Имеющий наноразмер" определяется аналогично в диапазоне примерно от 100 нанометров (нм) до 1 нанометра.
[0059] В одном или более вариантах осуществления толщина оболочки капсулы может быть в диапазоне примерно от 500 нм до 10 мкм.
[0060] Оболочка капсулы конфигурируется так, что оболочка капсулы функционирует, чтобы выдерживать условия в стволе скважины, включающие в себя повышенные температуры, повышенное давление и повышенное солесодержание. "Повышенный" в контексте температуры и давления означает больше комнатной температуры и давления, соответственно. "Повышенный" с точки зрения солесодержания означает большее по сравнению с солесодержанием пресной воды, такое как обычный специалист будет ожидать для соленой воды, множества скважинных флюидов, соленой воды или пластовой воды.
[0061] Оболочка капсулы может быть выполнена из смоляного агента. Смоляной агент может быть сконфигурирован, чтобы инкапсулировать перекрестносшивающий агент. Оболочка капсулы может также быть выполнена из агента оболочки. Агент оболочки, используемый для инкапсуляции смоляного агента, перекрестносшивающего агента или обоих по отдельности, не конфигурируется, чтобы реагировать или иначе нейтрализовать содержащийся агент от его цели формирования LCM при реакции с ассоциированным с ним противодействующим материалом. Агент оболочки не предохраняет содержащийся агент от высвобождения при подвергании воздействию соответствующей звуковой частоты.
[0062] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент и перекрестносшивающий агент инкапсулируются с помощью оболочки капсулы, содержащей один и тот же агент оболочки. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент и перекрестносшивающий агент инкапсулируются с помощью оболочки капсулы, содержащей различные агенты оболочки. Например, смоляной агент может быть инкапсулирован посредством первого полимера, в то время как перекрестносшивающий агент может быть инкапсулирован посредством стабилизатора Пикеринга или второго полимера.
[0063] В одном или более вариантах осуществления агент оболочки, полезный для инкапсуляции, может содержать полимерный материал. Полезные типы полимерных материалов могут включать в себя, но не только, меламин-формальдегид, мочевиноформальдегид, фенол-формальдегид, меламин-фенол-формальдегид, фуран-формальдегид, эпоксидную смолу, полисилоксан, полиакрилат, полиэфир, полиуретан, полиамид, полиэфир, полиимид, полиолефин, полипропилен-полиэтилен сополимеры, полистирол, функционализированные производные полистирола, желатин, производные желатина, целлюлозу, производные целлюлозы, крахмал, производые крахмала, поливиниловый спирт, этилен-винилацентатные сополимеры, малеиновые-ангидридные сополимеры, полиакриламид, полиакриламидные сополимеры, полиакриловую кислоту, сополимеры на основе полиакриловой кислоты, поливинилпиролидон, сополимеры на основе поливинилпирролидона, сополимеры на основе полиакрилата, полиакриламид, сополимеры на основе полиакриламида, сополимеры пропилен-акрилата, сополимеры пропилен-метакрилата, окисленный полипропилен, окисленный полиэтилен, сополимеры оксида пропилен-этилена, сополимеры стирол-акрилата и сополимеры акрилонитрил-бутадиен-стирола.
[0064] В одном или более вариантах осуществления агент оболочки для инкапсуляции может состоять из стабилизатора Пикеринга. Стабилизаторы Пикеринга являются наночастицами, которые имеют поверхностно-активные свойства. Стабилизаторы Пикеринга являются твердыми веществами, которые стабилизируют эмульсию между двумя фазами, такой как жидкая углеводородная фаза и водная фаза, поглощаясь на поверхности дисперсной фазы. В этом случае, стабилизаторы Пикеринга окружают агента - смолу или перекрестносшивающее вещество в качестве дисперсной фазы - и формируют сплошной барьер на границе между агентом и внешней непрерывной фазой. Наночастицы предотвращают преждевременную реакцию между двумя агентами и позволяют управлять агентами более похоже на твердые частицы, чем на жидкости. Неограничивающие примеры стабилизаторов Пикеринга включают в себя кремнеземистые наночастицы, нанопластинки глины, полимерные латексы, оксид графена и их сочетания.
[0065] Капсула с агентом, содержащая либо перекрестносшивающий агент, либо смоляной агент, конфигурируется, чтобы быть плавучей в скважинном флюиде, для которого она вводится, как обычный специалист в области техники поймет. В одном или более вариантах осуществления удельный вес капсул по отношению к буровому раствору может быть примерно от 0,8 до 1,2. В одном или более вариантах осуществления диаметр капсулы с агентом находится в диапазоне примерно от 0,5 мкм (микрометра) до 1000 мкм, как, например, в диапазоне примерно от 1 мкм до 500 мкм.
Обрабатывающий элемент бурильной колонны
[0066] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны вводится в ствол скважины и позиционируется рядом с зеркалом зоны поглощения бурового раствора. Обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть введен как часть системы обработки.
[0067] Фиг. 3A-C показывают внешний вид спереди, сверху и частичный боковой внутренний вид обрабатывающего элемента бурильной колонны. Фиг. 3A показывает внешний вид спереди обрабатывающего элемента 300 бурильной колонны, который предоставляется для обзора выставленного напоказ штепсельного соединителя 340 с резьбой 341 соединителя, переднего фрагмента источника 352 звуковой частоты для формирования поддерживаемой звуковой частоты в стволе скважины, переднего фрагмента устройства 336 внешней связи для приема внешней связи с поверхности, и крышки 330 источника питания, которая действует в качестве внешнего, однако, флюидонепроницаемого отверстия для доступа к бортовому источнику питания, который должен быть описан.
[0068] Фиг. 3B показывает вид сверху-вниз обрабатывающего элемента 300 бурильной колонны, где внутренний флюидный трубопровод 1016, который может действовать в качестве продолжения внутреннего флюидного трубопровода бурильной колонны 1026 (фиг. 1), виден в центре. Гнездовой соединитель 342, обратный соединяющий разъем для штепсельного соединителя 340, вместе с резьбой 341, также присутствует.
[0069] Линия A-A' бифуркационного вида на фиг. 3B предоставляет частичный боковой внутренний вид для фиг. 3C. Фрагменты обоих соединителей 340, 342 являются видимыми с резьбой 341, видимой на гнездовом соединителе 342. Предоставляется продольная ось 301 обрабатывающего элемента бурильной колонны, которая делит пополам в продольном направлении обрабатывающий элемент 300 бурильной колонны и идет параллельно с внутренним флюидным трубопроводом 1016. Внутреннее пространство 327 элемента бурильной колонны является видимым между внутренним флюидным трубопроводом 1016 и внешней поверхностью 328 элемента для обрабатывающего элемента 300 бурильной колонны. Фрагмент источника 352 звуковой частоты предусматривается во внутреннем пространстве 327 элемента бурильной колонны в верхнем по стволу скважины фрагменте. Бортовой аккумулятор 332 присоединяется и предоставляет мощность источнику 352 звука с помощью силового соединения 334. Силовое соединение 334 действует в качестве силового канала от бортового аккумулятора 332 к источнику 352 звука. Устройство 336 внешней связи показано присоединенным к источнику 352 звука через сигнальное соединение 338.
[0070] Существуют несколько вариантов для предоставления мощности источнику звуковой частоты обрабатывающего элемента бурильной колонны. Как ранее описано, обрабатывающий элемент бурильной колонны может иметь бортовой аккумулятор, который предоставляет мощность одному или более источникам звуковой частоты. В некоторых конфигурациях может быть аккумуляторный блок, который является отдельной частью BHA, которая электрически соединяется с обрабатывающим элементом бурильной колонны, которая предоставляет мощность. Другим вариантом является "забойный мотор", который может быть использован для преобразования энергии потока скважинного флюида, проходящего через внутренний флюидный трубопровод BHA, в электрическую мощность. Электропровод, необязательно присоединенный к источнику питания на поверхности, такому как генератор или линия электропитания, может быть использован для предоставления мощности непосредственно к источнику звуковой частоты. Другие варианты доступны и понятны обычному специалисту в области техники.
[0071] Несколько вариантов, известных специалистам в области техники, являются возможными для связи с обрабатывающим элементом бурильной колонны. Как показано на фиг. 3A и 3C, устройство 336 внешней связи для приема внешней связи показано расположенным на борту. Способы поддержания связей с обрабатывающим элементом бурильной колонны включают в себя, но не только, выделенную линию связи от поверхности, присоединенную к расположенному внутри устройству связи, такую как линия 1046 управляющего сигнала на фиг. 1, телеметрию бурового раствора через скважинный флюид 1032 к внешне расположенному устройству связи и посредством "интеллектуальной трубы", формы буровой трубы с интегрированными электрическими и сигнальными соединителями, которые могут соединяться с аналогичным объединением в соединителе буровой трубы. Другие формы обеспечения связей к и от обрабатывающего элемента бурильной колонны, такие как телеметрия бурового раствора и труба для прокладки кабеля, принимаются во внимание специалистом в области техники.
[0072] Как показано на фиг. 3A-C, обрабатывающий элемент бурильной колонны может иметь единственный источник звуковой частоты. В одном или более вариантах осуществления источник звуковой частоты может генерировать, по меньшей мере, единственную звуковую частотную волну. В таком варианте осуществления звуковая частота может быть в диапазоне звуковых частот, например, в диапазоне акустических частот. Акустические частоты считаются звуковыми частотами в диапазоне примерно от 1 примерно до 500 килогерц (кГц), и любая частота в этом диапазоне может быть сгенерирована, в зависимости от применения. В одном или более вариантах осуществления диапазоны звуковых частот находятся примерно от 30 кГц примерно до 50 кГц или примерно от 1 кГц до 100 кГц. Диапазон звуковых частот 1-500 кГц может быть достаточным, так что обрабатывающий элемент бурильной колонны приспособлен для обработки площади, которая равна суммарной площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины.
[0073] В одном или более вариантах осуществления источник звуковой частоты конфигурируется, чтобы генерировать множество звуковых частот одновременно. Например, единственный источник звуковой частоты может генерировать множество звуковых частот.
[0074] В одном или более вариантах осуществления источник звуковой частоты может быть сконфигурирован, чтобы генерировать единственную частоту. Однако, как понятно специалистам в области техники, даже единственная частота, как правило, включает в себя узкий диапазон частот. Таким образом, когда используется в данном документе, "единственная частота", в общем, ссылается на узкий спектр акустических частот. В одном или более вариантах осуществления источник звуковой частоты конфигурируется, чтобы генерировать звуковую частоту на множестве частот. В одном или более вариантах осуществления источник звуковой частоты конфигурируется, чтобы генерировать единственный тип звуковой частоты на множестве звуковых частот последовательно. Например, источник звуковой частоты может генерировать ультразвуковую частоту, состоящую из первой единственной частоты в течение первого периода времени, затем изменяющуюся на вторую единственную частоту в течение второго периода. В одном или более вариантах осуществления звуковой источник конфигурируется, чтобы генерировать множество звуковых частот одновременно. В таких конфигурациях периоды могут быть очень короткими, чтобы вызывать колебания в рисунках в звуковой частоте. Например, акустический источник может генерировать звуковую частоту, состоящую из множества акустических частот. В таких вариантах осуществления множество звуковых источников могут быть включены и сконфигурированы в BHA-системе, чтобы предоставлять возможность множества частот. Это частотное колебание может обеспечивать формирование пузырьков и кавитацию, разрыв капсулы или реакцию LCM-агентов.
[0075] Фиг. 4A-C показывают несколько конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны. Фиг. 4A показывает обрабатывающий элемент 400 бурильной колонны, аналогичный обрабатывающему элементу 300 бурильной колонны; однако, источник 452 звуковой частоты может быть сконфигурирован отлично от источника 352 звуковой частоты. Источник 452 звуковой частоты показан размещаемым в потенциально нескольких различных конфигурациях, так что сформированная частота направлена в одном из нескольких направлений от источника 452 звуковой частоты, включающих в себя направление 454 вверх по стволу скважины, перпендикулярное направление 454' и направление вниз 454'' вниз по стволу скважины. Направления оцениваются при условии неперпендикулярных углов к продольной оси 401 обрабатывающего элемента бурильной колонны в случае направления 454 вверх по стволу скважины и направлении 454'' вниз по стволу скважины и под прямым углом к продольной оси 401 обрабатывающего элемента колонны для перпендикулярного направления 454'. Выбранная конфигурация источника звуковой частоты и направление сформированной частоты будут определены такими факторами как опыт обычного специалиста в области техники и необходимость устранения проблемы зон поглощения бурового раствора.
[0076] Фиг. 4B показывает другую конфигурацию обрабатывающего элемента 400 бурильной колонны - обрабатывающего элемента 400A бурильной колонны. Фиг. 4B показывает, что обрабатывающий элемент бурильной колонны может иметь более одного источника звуковой частоты, например, обрабатывающий элемент 400A бурильной колонны имеет как первый источник 452A звуковой частоты, так и второй источник 452B звуковой частоты. Аналогично тому, что ранее было описано, каждый из источников звуковой частоты может быть сконфигурирован так, что сгенерированные звуковые частоты направлены от обрабатывающего элемента бурильной колонны, например, к стенке ствола скважины.
[0077] Каждый источник звуковой частоты может быть сконфигурирован, чтобы направлять сгенерированную частоту независимо от или в координации с другим источником звуковой частоты. В одном или более варианте осуществления множество источников звуковой частоты могут быть сконфигурированы так, что множество сгенерированных частот могут не пересекаться. В примере, предоставленном для рассмотрения обрабатывающего элемента 400A бурильной колонны, оба источника 452A, 452B звуковой частоты конфигурируются так, что сгенерированные частоты направлены перпендикулярно 454' к стенке 1022 ствола скважины. С этой конфигурацией сгенерированные частоты от источников 452A, 452B звуковой частоты направляются так, что они являются эффективно параллельными друг другу. Вследствие расстояния между внешней поверхностью 428 обрабатывающего элемента 400A бурильной колонны и поверхностью, такой как стенка 1022 ствола скважины, как представлено на фиг. 4B, генерируемые частоты, направленные в перпендикулярном направлении 454', могут не пересекаться перед достижением стенки 1022 ствола скважины. В других случаях, сгенерированные частоты могут быть намеренно направлены друг от друга, т.е., конфигурация одного источника звуковой частоты направляет первую сгенерированную частоту вверх по стволу скважины или вниз по стволу скважины, а другой источник звуковой частоты направляет вторую сгенерированную частоту в непересекающемся направлении. В других случаях, сгенерированные звуковые частоты могут не пересекаться, прежде чем энергия в звуковых частотах не распространится, например, в подземном образовании. Частоты обладают конечной величиной энергии, которая исчерпывается, когда звуковая частота движется от источников звуковой частоты.
[0078] В одном или более вариантах осуществления множество источников звуковой частоты может быть сконфигурировано так, что, по меньшей мере, некоторые из множества сгенерированных частот пересекаются в кольцевом пространстве ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления множество источников звуковой частоты могут быть сконфигурированы так, что множество сгенерированных частот может пересекаться на стенке ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления множество источников звуковой частоты могут быть сконфигурированы так, что множество сгенерированных частот может пересекаться в подземном образовании. Фиг. 4C показывает обрабатывающий элемент 400B бурильной колонны с первым и вторым источниками 452C, 452D звуковой частоты, соответственно. Первый и второй источники 452C, 452D звуковой частоты конфигурируются так, что их соответствующие сгенерированные частоты пересекают друг друга в точке пересечения направленной передачи звуковой частоты. Например, источник 452C звуковой частоты конфигурируется так, что сгенерированная частота направляется в направлении (454'') вниз по стволу скважины; источник 452D звуковой частоты конфигурируется так, что сгенерированная частота направляется в направлении (454) вверх по стволу скважины. В таком случае, сгенерированные частоты могут быть направлены, чтобы пересекаться в точке 455 (обозначенной "+") в кольцевом пространстве ствола скважины. В других случаях, сгенерированные частоты могут быть направлены, чтобы пересекаться в точке 455', которая совпадает со стенкой 1022 ствола скважины. В других случаях, сгенерированные частоты могут быть направлены, чтобы пересекаться в точке 455'' в подземном образовании 1004, которое является скважиной за стенкой 1022 ствола скважины. В некоторых таких случаях, точка 455'' пересечения может быть близкой к фрагменту зоны 1002 поглощения бурового раствора, чтобы содействовать формированию LCM в самой зоне 1002 поглощения бурового раствора.
[0079] В одном или более вариантах осуществления конфигурация передающего элемента бурильной колонны позволяет формирование стоячей звуковой частоты в скважинном флюиде. В одном или более вариантах осуществления движущиеся звуковые частоты могут быть созданы с помощью таких инструментов как акустический волчок. Акустические волчки могут, в общем, использоваться, чтобы концентрировать LCM-капсулы и перемещать их в желаемые местоположения с помощью акустических волн с заданными частотами.
[0080] Фиг. 5A-E показывают несколько конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны. Как и с ранее описанными конфигурациями обрабатывающих элементов бурильной колонны, обрабатывающий элемент 500 бурильной колонны имеет признаки, аналогичные обрабатывающим элементам 400 и 300 бурильной колонны, такие как продольная ось 501. Можно отметить, что источник 552 звуковой частоты кажется уменьшенным в сравнении с ранее описанными обрабатывающими элементами бурильной колонны.
[0081] Линия B-B' разделения пополам вида на фиг. 5A предоставляет частичный внутренний вид сверху-вниз для фиг. 2. В этом случае, источник 552A звуковой частоты показан в обрабатывающем элементе 500A бурильной колонны, обращенном наружу к стенке 1022 ствола скважины, как если бы находился в стволе скважины. Фрагмент кольца кольцевого пространства 1036 ствола скважины показан как затененный в области между источником 552A звуковой частоты и стенкой 1022 ствола скважины. Затененная область 556 обработки кольцевого пространства 1036 ствола скважины представляет область передачи источника 552A звуковой частоты - где звуковая частота присутствует во время генерирования звуковой частоты. Частота, такая как акустическая или ультразвуковая частота, формируется из источника звуковой частоты - в этом случае, источника 552A звуковой частоты - наружу по направлению к стенке 1022 ствола скважины во время обработки.
[0082] Область обработки может быть описана в относительных терминах суммарной (поперечного сечения) площади кольцевого пространства ствола скважины в позиции ствола скважины, где присутствует источник звуковой частоты. Плоскость такой площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины будет перпендикулярной продольной оси обрабатывающего элемента бурильной колонны. Например, на фиг. 5A, кажется, что примерно 25% площади кольцевого пространства 1036 ствола скважины содержит область 556 обработки. В таких обстоятельствах, во время периода формирования звуковой частоты посредством обрабатывающего элемента 500A ствола скважины, примерно 25% площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины будет иметь активную звуковую частоту между источником 552A звуковой частоты обрабатывающего ствола 500A скважины и стенкой 1022 ствола скважины.
[0083] Линия B-B' разделения пополам вида на фиг. 5A предоставляет частичный внутренний вид сверху-вниз для фиг. 5C. Как показано на фиг. 5C, два источника звуковой частоты - первый источник 552B звуковой частоты и второй источник 552C звуковой частоты - обрабатывающего элемента 500B бурильной колонны, также показаны как 540 и 541 на фиг. 5A, соответственно, выглядят действующими совместно, чтобы формировать две отдельные, но тем не менее аналогичные звуковые частоты. Объединившись, две затененные области выглядят охватывающими примерно 50% площади кольцевого пространства 1036 ствола скважины, чтобы содержать область 556 обработки.
[0084] Линия B-B' разделения пополам вида на фиг. 5A также предоставляет частичный внутренний вид сверху-вниз для фиг. 5D. Фиг. 5D выглядит показывающей единственный источник 552D звуковой частоты для обрабатывающего элемента 500C бурильной колонны, способный обеспечивать полный охват кольцевого пространства ствола скважины. Полная площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины в этой позиции в стволе скважины содержит область 556 обработки.
[0085] Термин "полный" означает 100% общего значения чего-либо по сформулированной единице измерения (например, площади, массе, объему, молю). Термин "большая часть" означает более 50,00%, но менее 100%, т.е., менее полного) общего числа чего-либо по сформулированной единице измерения. Термин "существенный" означает более 10,00%, но менее или равный 50,00% (т.е., меньше большей части) общего значения чего-либо по сформулированной единице измерения. Термин "значительный" означает более 1,00%, но менее или равный 10,00% (т.е., менее существенного) общего числа чего-либо по сформулированной единице измерения. Термин "обнаруживаемый" означает равный или больше 0,01%, но менее или равный 1,00% (т.е., менее значительного) общего значения чего-либо по сформулированной единице измерения. Термин "несущественный" означает менее 0,01% общего значения чего-либо по сформулированной единице измерения. Однако, "несущественный" не исключает чего-либо; скорее, термин указывает, что, если определяется как присутствующий с помощью доступного в промышленности аналитического оборудования, его присутствие может считаться крошечным в целях этой заявки.
[0086] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является полной площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является большей частью площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является существенной площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является значительной площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является обнаруживаемой площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является несущественной площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления область обработки находится в диапазоне примерно от 0,1 до 100% площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины.
[0087] Линия B-B' разделения пополам вида на фиг. 5A также предоставляет частичный внутренний вид сверху-вниз для фиг. 5E. Фиг. 5E показывает версию обрабатывающего элемента 500D бурильной колонны, где существует единственный источник 552E звуковой частоты, который направлен внутрь по направлению к внутреннему флюидному трубопроводу 1016 обрабатывающего элемента 500D бурильной колонны. Фрагмент кольцевого пространства 1036 ствола скважины выглядит обработанным посредством обрабатывающего элемента 500D бурильной скважины, но весь внутренний флюидный трубопровод 1016 появляется в области 556 обработки. Такая конфигурация - где источник звуковой частоты конфигурируется так, что сгенерированная частота направлена внутрь во внутренний флюидный трубопровод - может требовать меньше энергии, однако, быть более мощной, поскольку передача звуковой частоты идет через относительно уменьшенную площадь (площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода в сравнении с площадью поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины).
[0088] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является полной площадью поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является большей частью площади поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является существенной площадью поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является значительной площадью поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является обнаруживаемой площадью поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется так, что обрабатываемая область является несущественной площадью поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления область обработки находится в диапазоне примерно от 0,1 до 100% площади поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода.
[0089] Фиг. 6A-D показывает частично раскрытыми несколько необязательных конфигураций обрабатывающего элемента бурильной колонны. Обрабатывающий элемент 600 бурильной колонны на фиг. 6A показан с источником 652 звуковой частоты, аналогичным ранее описанным обрабатывающим элементам 300, 400 и 500 бурильной колонны. Обрабатывающий элемент 600 бурильной колонны показан частично раскрытым во внутрискважинном фрагменте, так что фрагмент внутреннего пространства 627 элемента бурильной колонны является видимым вместе с внутренним флюидным трубопроводом 1016.
[0090] В частично раскрытом признаке фиг. 6B показаны несколько необязательных конфигураций для контейнеров для капсул с агентом. Обрабатывающий элемент 600A бурильной колонны показывает контейнер 660 для капсул с агентом, размещенный во внутреннем пространстве 627 элемента бурильной колонны, где внешняя сторона элемента бурильной колонны обозначена как 628. В одном или более вариантах осуществления контейнер 660 для капсул с агентом может быть выборочно присоединен по текучей среде к внешней стороне обрабатывающего элемента 600A бурильной колонны с помощью внешне направленного трубопровода 661 для капсул. Внешне направленный трубопровод для капсул позволяет выборочное распределение капсул LCM-агента из контейнера для капсул с агентом в текучую среду, внешнюю по отношению к обрабатывающему элементу бурильной колонны, например, в скважинный флюид в кольцевом пространстве ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления контейнер 660 для капсул с агентом может быть выборочно присоединен по текучей среде к внутреннему пространству обрабатывающего элемента 600A бурильной колонны с помощью внутренне направленного трубопровода 661 для капсул. Внутренне направленный трубопровод для капсул позволяет выборочное распределение капсул LCM-агента из контейнера для капсул с агентом в скважинный флюид, присутствующий во внутреннем флюидном трубопроводе. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны может иметь как внешне направленный 661, так и внутренне направленный трубопроводы 662 для капсул, чтобы обеспечивать максимальную избирательность в распределении капсул с LCM-агентом, размещенных внутри скважины.
[0091] Контейнер для капсул с агентом может содержать один или более типов капсул с LCM-агентом. В одном или более вариантах осуществления контейнер для капсул с агентом может содержать множество капсул с LCM-агентом. В таком варианте осуществления множество капсул с LCM-агентом являются капсулами лишь со смоляным агентом. В других таких вариантах осуществления множество капсул с LCM-агентом являются капсулами лишь с перекрестносшивающим агентом. В еще одних вариантах осуществления множество капсул с LCM-агентом являются сочетанием капсул со смоляным агентом и капсул с перекрестносшивающим агентом.
[0092] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть оборудован множеством контейнеров для капсул с агентом. Например, обрабатывающий элемент 600A бурильной колонны показан с контейнером 660 для капсул с агентом и вторым контейнером 663 для капсул с агентом. В одном или более вариантах осуществления каждый контейнер для капсул с агентом содержит одинаковую смесь капсул со смоляным агентом и капсул с перекрестносшивающим агентом. Это может позволять множество обработок для множества обнаруженных LCZ. В одном или более вариантах осуществления каждый контейнер для капсул содержит различный тип капсулы с LCM-агентом. Такая конфигурация может предоставлять возможность единственного, однако, массивного распределения капсул с LCM-агентом вниз по скважине в попытке помешать обнаруженной LCZ. Другие конфигурационные и операционные аспекты множества контейнеров для капсул с агентом такие как, когда каждый контейнер распространяет капсулы, размер каждого контейнера для капсул с агентом, смесь капсул с LCM-агентом и координация или ее отсутствие в распределении капсул с LCM-агентом с другими контейнерами для капсул с агентом, существуют по выбору обычного специалиста.
[0093] В частично раскрытом признаке на фиг. 6C показаны несколько необязательных конфигураций для систем формирования пузырьков. Обрабатывающий элемент 600B бурильной колонны показывает две примерные системы формирования пузырьков, размещенных в части внутреннего пространства 627 элемента бурильной колонны для формирования пузырьков в скважине. В первой примерной системе система 671 химической реакции (штриховая рамка) представлена множеством контейнеров. Система химической реакции позиционируется во внутреннем пространстве 627 элемента бурильной колонны и конфигурируется, чтобы формировать сжимаемый газообразный продукт в скважине. Эти контейнеры могут содержать состоящую из двух частей химическую систему, которая, когда два компонента смешиваются - как, например, аммоний-содержащее соединение и нитрит-содержащее соединение - сжимаемый газообразный продукт, такой как азот, создается. Другие разновидности, такие как единственное химическое вещество, которое распадается при конкретной температуре или pH, являются известными специалисту в области техники и принимаются во внимание.
[0094] Во второй примерной системе, предусмотренной с обрабатывающим элементом 600C бурильной колонны, показана электрохимическая система 673. Электрохимическая система позиционируется во внутреннем пространстве 627 элемента бурильной колонны и конфигурируется, чтобы формировать сжимаемый газообразный продукт с помощью скважинного флюида. В электрохимической системе 673 на фиг. 6C скважинный флюид из внутреннего флюидного трубопровода 1016 втягивается в электрохимический элемент, где ионные частицы, такие как соли или воды, разделяются электрохимическим способом на сжимаемый газообразный продукт, такой как газообразный продукт, такой как водород, кислород или хлор. В одном или более вариантах осуществления электрохимическая система может быть сконфигурирована так, что скважинный флюид может быть вытянут с внешней стороны обрабатывающего элемента 600B бурильной колонны, например, из кольцевого пространства ствола скважины.
[0095] Внешне направленный генератор 670 пузырьков позиционируется ниже по потоку и соединяется по текучей среде с системой 671 химической реакции. Внешне направленный генератор 670 пузырьков не только конфигурируется, чтобы преобразовывать создаваемый сжимаемый газообразный продукт из системы химической реакции в пузырьки, но также, чтобы направлять пузырьки на внешнюю сторону обрабатывающего элемента 600B бурильной колонны, например, в кольцевое пространство ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления система химической реакции может быть присоединена по текучей среде к внутренне направленному генератору пузырьков, такому как внутренне направленный генератор 672 пузырьков. Сжимаемые газообразные продукты для электрохимической системы 673 проходят через внутренне направленный генератор 672 пузырьков, где сжимаемые газообразные продукты преобразуются в пузырьки и вводятся в скважинный флюид во внутреннем флюидном трубопроводе 1016 обрабатывающего элемента 600C бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления электрохимическая система может быть соединена по текучей среде с внешне направленным генератором пузырьков.
[0096] В одном или более вариантах осуществления дополнительный материал может высвобождаться из обрабатывающего элемента бурильной колонны внутри скважины. В таких конфигурациях дополнительный материал может быть агентом, который катализирует реакцию перекрестного связывания LCM. Дополнительный материал может также быть сконфигурирован, чтобы задерживать ход реакции перекрестного связывания LCM.
[0097] В частичном раскрытом признаке на фиг. 6D показано множество обходов 680 трубопровода для капсул. Обход 680 трубопровода для капсул выборочно соединяет по текучей среде внутренний флюидный трубопровод через внешнюю поверхность 628 элемента бурильной колонны с внешней стороной обрабатывающего элемента 600C бурильной колонны, например, с кольцевым пространством ствола скважины. Доля основного флюидного потока 681 и 682 (стрелки), проходящая внутри скважины, обходит остальную часть BHA, включающую в себя буровую головку, и отводится через обход 680 трубопровода для капсул в объем, внешний по отношению к обрабатывающему элементу 600C бурильной колонны. Хотя не показано ради ясности, обход 680 трубопровода для капсул конфигурируется так, что поток текучей среды из внутреннего флюидного трубопровода на внешнюю сторону обрабатывающего элемента бурильной колонны является выборочным, т.е., обход трубопровода для капсул может работать так, что обход трубопровода для капсул является полностью открытым, частично открытым (т.е., поток дросселируется) или полностью закрытым (т.е., не существует флюидного сообщения через обход трубопровода для капсул). В таких вариантах осуществления обход трубопровода для капсул может быть задействован с помощью шарового циркуляционного клапана буровой скважины. Шаровой циркуляционный клапан буровой скважины может быть задействован, чтобы полностью открывать обход трубопровода, частично открывать обход трубопровода или полностью закрывать обход трубопровода, как описано выше.
[0098] Как обычный специалист может понять, ни один, некоторые или все из этих необязательных признаков и других, не описанных конкретно здесь, могут быть объединены как часть обрабатывающего элемента бурильной колонны для использования в подавлении зоны поглощения бурового раствора. Также, обычный специалист может также понимать, что существуют разновидности таких систем, которые представляются и принимаются во внимание.
[0099] Модифицированный скважинный флюид
[00100] Один или более вариантов осуществления могут включать в себя модифицированный скважинный флюид. Модифицированная буровая скважина содержит скважинный флюид вместе с ранее описанным смоляным агентом и перекрестносшивающим агентом.
[00101] "Скважинный флюид" является скважинной рабочей средой, т.е., текучей средой, используемой для бурения ("буровым раствором"), завершения, подземного ремонта или любым способом, полезным для обслуживания ствола скважины. Например, скважинный флюид может служить в качестве бурового раствора, раствора для завершения скважины, раствора для подземного ремонта, раствора для набивки гравием, раствора для разрыва пласта, стимулирующего раствора или надпакерного раствора. Другие типы текучих сред, для которых скважинный флюид может быть использован, будут очевидны специалисту в области техники. Концентрация каждого компонента в скважинном флюиде зависит от предназначенного использования скважинного флюида. В целях этой заявки термины "скважинный флюид" и "буровой раствор" используются взаимозаменяемо.
[00102] В одном или более вариантах осуществления скважинный флюид включает в себя текучую среду на водной основе. Текучая среда на водной основе включает в себя воду. Вода может быть дистиллированной водой, деионизированной водой, водопроводной водой, пресной водой с поверхности или подповерхностных источников, попутной водой, пластовой водой, естественными и синтетическими водными растворами солей, слабоминерализованной водой, естественной и синтетической морской водой, темной водой, прибрежной водой, сточной водой, водой открытого моря, водой, пригодной для питья, непитьевой водой, другими видами воды и их сочетаниями, которые подходят для использования в окружающей скважину среде, т.е., загрязнения не мешают функции бурового раствора. В одном или более вариантах осуществления используемая вода может естественно содержать загрязнения, такие как соли, ионы, минералы, органические вещества и их сочетания, пока загрязнения не мешают функции бурового раствора.
[00103] Скважинный флюид может содержать воду в диапазоне примерно от 50 до 97% масс. (массовых процентов) на основе суммарного веса скважинного флюида. В одном или более вариантах осуществления скважинный флюид варианта осуществления может содержать более 70% масс. воды на основе суммарного веса скважинного флюида.
[00104] В одном или более вариантах осуществления вода, используемая для скважинного флюида, может иметь повышенный уровень солей или ионов в сравнении с пресной водой, таких как соли или ионы, которые присутствуют естественным образом, например, в пластовой воде, попутной воде, морской воде и соляных растворах. В одном или более вариантах осуществления соли или ионы добавляются в воду, используемую для увеличения уровня соли или ионов в воде, чтобы влиять на некоторые свойства, такие как плотность скважинного флюида, или смягчать разбухание глиноземов, которые приходят в контакт со скважинным флюидом, как, например, в "синтетических" соляных растворах и морских водах. Без привязки к какой-либо отдельной теории, увеличение насыщения воды посредством увеличения концентрации соли или концентрации другого органического соединения в воде может увеличивать плотность воды и, таким образом, бурового раствора. Подходящие соли могут включать в себя, но не только, галиды щелочных металлов, такие как хлориды, гидроксиды и карбоксилаты. В одном или более вариантах осуществления соли, включенные как часть текучей среды на водной основе, могут включать в себя соли, которые разъединяются на ионы натрия, кальция, цезия, цинка, алюминия, магния, калия, стронция, силикона, лития, хлоридов, бромидов, карбонатов, иодидов, хлоратов, броматов, форматов, нитратов, сульфатов, фосфатов, оксидов и фторидов и их сочетания. Без привязки к какой-либо отдельной теории, солевые растворы могут быть использованы для создания осмотического баланса между буровым раствором и фрагментами подземного образования. Соли, присутствующие в буровых растворах на водной основе, могут влиять на электростатические взаимодействия между полимерами, описанными здесь, и поверхностью инструментальных средств, используемых в бурении.
[00105] В одном или более вариантах осуществления скважинный флюид может содержать одну или более солей в количестве, которое изменяется в диапазоне примерно от 1 до 300 фунт/баррель (фунтов на баррель). Например, буровой раствор может содержать одну или более солей в количестве, изменяющемся в диапазоне от нижнего предела, равного чему-либо из 1, 10, 50, 80, 100, 120, 150, 180, 200, 250 и 280 фунт/баррель, до верхнего предела, равного чему-либо из 20, 30, 40, 50, 70, 100, 120, 150, 180, 200, 220, 240, 260, 280 и 300 фунт/баррель, где любой нижний предел может быть использован в сочетании с каким-либо математически совместимым верхним пределом.
2
2
[00106] В одном или более вариантах осуществления скважинный флюид может включать в себя, по меньшей мере, одну pH-регулирующую добавку. Состав бурового раствора может необязательно включать в себя, по меньшей мере, одно щелочное соединение. Примеры щелочных соединений могут включать в себя, но не ограничиваться, жженую известь (гидроксид кальция, оксид кальция или их смесь), кальцинированную соду (карбонат натрия), гидроксид натрия, гидроксид калия и их соединения. Щелочные соединения могут реагировать с газами, такими как CO или HS (также известными как кислотные газы), встреченными составом бурового раствора во время операций бурения, чтобы предохранять газы от гидролизирующих компонентов соединения бурового раствора. В одном или более вариантах осуществления составы скважинного флюида могут необязательно включать в себя наличие pH-регулирующей добавки в диапазоне примерно от 0,01% масс. до 0,7% масс., как, например. от 0,01% масс. до 0,5% масс., от 0,01% масс до 0,3% масс., от 0,01% масс до 0,1% масс., от 0,01% масс. до 0,05% масс., от 0,05% масс. до 0,7% масс., от 0,05% масс. до 0,5% масс., от 0,05% масс. до 0,3% масс., от 0,05% масс. до 0,1% масс., от 0,1% масс. до 0,7% масс., от 0,1% масс. до 0,5% масс., от 0,1% масс. до 0,3% масс., от 0,3% масс. до 0,7% масс., от 0,3% масс. до 0,5% масс. или от 0,5% масс. до 0,7% масс pH-регулирующей добавки на основе суммарного веса состава бурового раствора. Некоторые соединения бурового раствора могут необязательно включать в себя в диапазоне примерно от 0,01 фунт/баррель до 10 фунт/баррель, по меньшей мере, одной pH-регулирующей добавки на основе суммарного объема состава бурового раствора.
[00107] Скважинный флюид может иметь нейтральный или щелочной pH. В одном или более вариантах осуществления буровой раствор может иметь pH в диапазоне примерно от 7 до 11, как, например, приблизительно от 7, 7,5, 8, 8,5, 9, 9,5 и 10 приблизительно до 7,5, 8, 8,5, 9, 9,5, 10, 10,5 и 11, где любой нижний предел может быть объединен с любым математически возможным верхним пределом.
[00108] Необязательно, в одном или более вариантах осуществления, буровой раствор может включать в себя утяжелители, которые могут быть рассеяны в буровом растворе. Твердые вещества могут быть измельчены, имея удельную плотность (SG), которая, когда добавляется в текучую среду на водной основе, может увеличивать плотность бурового раствора. Примеры утяжелителей, подходящих для использования, включают в себя, но не только, барит (минимальная SG равна 4,20), гематит (минимальная SG равна 5,05), карбонат кальция (минимальная SG равна 2,7-2,8), сидерит (минимальная SG равна 3,8), ильменит (минимальная SG равна 4,6), тетроксид магния (минимальная SG равна 4,8) и их сочетания.
[00109] Скважинный флюид может включать в себя количество утяжелителя, достаточное для увеличения плотности состава бурового раствора, чтобы предоставлять возможность составу бурового раствора поддерживать ствол скважины и предохранять текучие среды во внутрискважинных образованиях от протекания в ствол скважины. Состав скважинного флюида может включать в себя утяжелитель в диапазоне примерно от 1 примерно до 30% масс. на основе суммарного веса состава бурового раствора. Например, скважинный флюид может содержать утяжелители в количестве в диапазоне примерно от 1 до 700 фунт/баррель, как, например, приблизительно от 10 до 650 фунт/баррель, приблизительно от 50 до 700 фунт/баррель или приблизительно от 100 до 600 фунт/баррель, или приблизительно от 200 до 500 фунт/баррель.
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
[00110] В одном или более вариантах осуществления скважинный флюид может иметь плотность в диапазоне приблизительно от 62 фунтов на кубический фут (фунт/фут) приблизительно до 170 фунт/фут, когда измеряется с помощью Fann Model 140 Mud Balance согласно стандарту ASTM Standard D4380. Например, скважинный флюид может иметь плотность в диапазоне приблизительно от 63 фунт/фут до 150 фунт/фут, как, например, приблизительно от 65 фунт/фут до 140 фунт/фут, приблизительно от 70 фунт/фут до 160 фунт/фут, приблизительно от 80 фунт/фут до 150 фунт/фут, приблизительно от 90 фунт/фут до 140 фунт/фут, приблизительно от 100 фунт/фут до 160 фунт/фут, приблизительно от 70 фунт/фут до 150 фунт/фут, приблизительно от 70 фунт/фут до 100 фунт/фут и приблизительно от 120 фунт/фут до 160 фунт/фут. Буровой раствор может иметь плотность, которая больше или равна 62 фунт/фут, как, например, больше или равна 70 фунт/фут, и как, например, больше или равна 100 фунт/фут.
[00111] В одном или более вариантах осуществления модифицированный скважинный флюид может включать в себя ранее описанный смоляной агент. В одном или более вариантах осуществления модифицированный скважинный флюид включает в себя ранее описанный смоляной агент и перекрестносшивающий агент. В одном или более вариантах осуществления, один или более агентов могут быть инкапсулированы. Компоненты модифицированного скважинного флюида, такие как смоляные агенты и перекрестносшивающий агент, могут быть добавлены в скважинный флюид по необходимости во время непрерывных операций, таких как операции бурения, либо одновременно, либо по отдельности.
Способ обработки зоны поглощения бурового раствора
[00112] В одном или более вариантах осуществления раскрывается способ обработки зоны поглощения бурового раствора. Фиг. 7 является блок-схемой последовательности операций, изображающей способ 700 для обработки зоны поглощения бурового раствора.
[00113] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны вводится в ствол скважины. На фиг. 7 способ 700 включает в себя введение ранее описанного обрабатывающего элемента бурильной колонны в ствол 702 скважины. Например, на фиг. 1, обрабатывающий элемент 2000 бурильной колонны показан как часть BHA 1029 на дальнем конце бурильной колонны 1026. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны является частью узла нижнего отверстия бурильной колонны, используемого в программе бурения ствола скважины. В случае на фиг. 1 можно видеть, что обрабатывающий элемент 2000 бурильной колонны был ранее введен в ствол 1014 скважины вместе с буровой головкой 1030 как часть программы бурения через разнородное подземное образование 1004. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны вводится как часть бурильной колонны, такая как часть системы обработки, как описано ранее. В такой конфигурации бурильной колонны или системы обработки передающий элемент бурильной колонны может быть использован во время операций бурения без необходимости спуска-подъема колонны, после того как зона поглощения бурового раствора обнаружена. На основе временной разницы между пересечением LCZ и обнаружением LCZ обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть расположен в стволе скважины рядом с зеркалом зоны поглощения бурового раствора, так что бурильную колонну даже не нужно перемещать в стволе скважины - бурение может быть остановлено, зона поглощения бурового раствора обработана, и после завершения обработки бурение может быть возобновлено.
[00114] В одном или более вариантах осуществления введенная система обработки состоит из или состоит преимущественно из инструментального обрабатывающего средства, присоединенного к дальнему концу бурильной трубы, тросу или гибким НКТ. В такой конфигурации обрабатывающий элемент бурильной колонны не является частью BHA или бурильной колонны; скорее, обрабатывающий элемент бурильной колонны устанавливается на конце бурильной трубы, троса или гибких НКТ и затем вводится в ствол скважины в качестве специализированного внутрискважинного инструментального средства, чтобы подавлять ранее обнаруженную зону поглощения бурового раствора. Такое специализированное решение обрабатывающего элемента бурильной колонны может быть использовано в случае, когда предыдущая обработка LCZ не является удовлетворительной, или обрабатывающий элемент бурильной колонны не был первоначально включен как часть комплекта BHA.
[00115] Обрабатывающий элемент бурильной колонны, введенный в ствол скважины, может быть сконфигурирован, как ранее описано, как, например, различные конфигурации обрабатывающего элемента бурильной колонны, предоставленные на фиг. 1, 3A-C, 4A-C, 5A-E и 6A-C и в ассоциированном раскрытии. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны включает в себя узел для акустического генератора с единственным источником, который может обрабатывать полностью кольцевое пространство или с полным охватом внутри трубы.
[00116] В одном или более вариантах осуществления обнаруживается поглощение бурового раствора в стволе скважины. Способ 700 включает в себя обнаружение поглощения скважинного флюида из ствола 704 скважины. Во время операций бурения зона поглощения может быть встречена и пройдена насквозь. Обычный специалист в области управления буровым раствором имеет навык, информацию и опыт, необходимый, чтобы обнаруживать даже незначительную утечку скважинного флюида в находящуюся под пониженным давлением или ненасыщенную структуру образования, такую как полость, непродуктивный пласт или разлом, который может создавать LCZ.
3
3
3
[00117] В одном или более вариантах осуществления может быть выполнено определение скорости утечки через LCZ. Определение скорости утечки может быть выполнено из определения скорости потери. Определение скорости потери LCZ может быть классифицировано как потеря на просачивание, частичная потеря, крупная потеря или полная потеря. В таких классификация потеря на просачивание может быть до 1 м/ч (метров кубических в час), частичная потеря может быть до 10 м/ч, крупная потеря может быть до 15 м/ч или полная потеря может не возвращать поток.
3
3
[00118] При выполнении такого определения обычный специалист может определять, в свою очередь, достаточное количество смоляного агента и перекрестносшивающего агента для введения в зону поглощения бурового раствора, чтобы подавлять LCZ. В одном или более вариантах осуществления количество капсул LCM может быть использовано для обработки крупной потери или полной потери. Количество капсул LCM и объем капсул LCM должны вычисляться на основе оценки LCZ. Оценка LCZ может включать в себя определение диаметра просверленной области. В примерном варианте осуществления определенная скорость потери равна 15 м/ч, а определенный диаметр зоны поглощения бурового раствора для пробуренной области равен 12,25 дюйма. Количество капсул LCM для обработки LCZ определяется как 15-20 м, и количество капсул LCM с перекрестносшивающим агентом будет определено по требуемому времени утолщения. Требуемое время утолщения может требовать число капсул LCM с перекрестносшивающим агентом в диапазоне 1000-2500 кг (килограмм).
[00119] Способ 700 включает в себя остановку действий 706 по бурению. В одном или более вариантах осуществления останавливается программа бурения ствола скважины в ответ на обнаружение поглощения бурового раствора. В одном или более вариантах осуществления скорость поглощения скважинного флюида может быть увеличена в ответ на обнаружение поглощения. В одном или более отдельных вариантах осуществления, когда скорость поглощения является минимальной, действия по бурению могут продолжаться, в то время как LCM-агент вводится. В таких вариантах осуществления LCM-агент может быть введен через буровой раствор, например.
[00120] Способ 700 включает в себя введение смоляного агента в скважинный флюид 708. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в скважинный флюид. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент может быть инкапсулирован в оболочке капсулы. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы может содержать полимерный агент оболочки. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы может содержать агент со стабилизаторами Пикеринга. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы может дополнительно содержать частицу микро- или нано- размера, чувствительную к магнитным волнам. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент содержит эпоксидную смолу. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент дополнительно содержит соэпоксидную смолу. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент не инкапсулируется.
[00121] Скважинный флюид может циркулировать по стволу скважины и обрабатываться посредством системы циркуляции в стволе скважины на поверхности. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в скважинный флюид на поверхности. На фиг. 1, например, смоляной агент может быть введен в скважинный флюид 1032 на поверхности 1010 с помощью линии 1050 введения капсул с LCM-агентом через возвратную линию 1044 бурового раствора.
[00122] В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в скважинный флюид в стволе скважины. Как подсказывает объединение обрабатывающего элемента бурильной колонны на фиг. 6B с фиг. 1, смоляной агент может быть в форме капсул 200 LCM-агента и транспортироваться внутренним образом в обрабатывающим элементе 600A бурильной колонны, как, например, посредством контейнера с капсулами с агентом, вниз по скважине как часть либо специализированного обрабатывающего инструментального средства или как часть BHA 1029 для бурильной колонны 1026 во время операций бурения. В таком случае, введение смоляного агента в скважинный флюид в стволе скважины может быть выполнено посредством передачи командного сигнала обрабатывающему элементу бурильной колонны.
[00123] Обрабатывающий элемент бурильной колонны приводится в действие посредством отправки командного сигнала из системы управления на поверхности, такой как система 1054 управления скважиной (содержащая линии 1046 управляющего сигнала и терминал 1048 управления на фиг. 1), обрабатывающему элементу бурильной колонны, например, через внешнее устройство 336 связи обрабатывающего элемента 300 бурильной колонны на фиг. 3A. Как ранее описано, командный сигнал может быть передан с помощью одной или более известных технологий, например, с помощью выделенной линии управляющих сигналов или телеметрии бурового раствора. Обрабатывающий элемент бурильной колонны конфигурируется, чтобы принимать такие командные сигналы, интерпретировать их и работать соответствующим образом.
[00124] В одном или более вариантах осуществления, когда смоляной агент вводится в скважинный флюид во внутреннем флюидном трубопроводе обрабатывающего элемента бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления смоляной агент вводится в скважинный флюид в кольцевом пространстве ствола скважины для ствола скважины. Как ранее описано как часть фиг. 6B, обрабатывающий элемент бурильной колонны, такой как обрабатывающий элемент 600B бурильной колонны, может быть сконфигурирован так, что он позволяет введение смоляного агента во внутренний флюидный трубопровод, кольцевое пространство ствола скважины, или то и другое.
[00125] Способ 700 включает в себя введение перекрестносшивающего агента в скважинный флюид 710. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид. Перекрестносшивающий агент инкапсулируется в оболочке капсулы. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы может содержать полимерный агент оболочки. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы может содержать агент со стабилизаторами Пикеринга. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы для смоляного агента и перекрестносшивающего агента состоит из одного и того же агента оболочки. В одном или более вариантах осуществления оболочка капсулы перекрестносшивающего агента является смоляным агентом. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент является отверждающим агентом типа амина. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент дополнительно содержит частицы микро- и нано- размера, чувствительные к магнитным волнам.
[00126] В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид на поверхности. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид в стволе скважины. В одном или более вариантах осуществления, когда перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид во внутреннем флюидном трубопроводе обрабатывающего элемента бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления перекрестносшивающий агент вводится в скважинный флюид в кольцевом пространстве ствола скважины для ствола скважины.
[00127] В одном или более вариантах осуществления введение каждого смоляного агента и перекрестносшивающего агента в скважинный флюид происходит в одном и том же месте. В одном или более вариантах осуществления введение каждого смоляного агента и перекрестносшивающего агента в скважинный флюид происходит в различных местоположениях. Например, смоляной агент может быть введен в скважинный флюид на поверхности, тогда как перекрестносшивающий агент может быть введен в скважинный флюид внутри скважины.
[00128] В одном или более вариантах осуществления введение смоляного агента и перекрестносшивающего агента во внутрискважинный флюид может происходить одновременно. В одном или более вариантах осуществления введение смоляного агента и введение перекрестносшивающего агента в скважинный флюид может происходить последовательно.
[00129] При введении смоляного агента и перекрестносшивающего агента в скважинный флюид формируется модифицированный скважинный флюид.
[00130] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны задействуется так, что обход трубопровода для капсул выборочно открывается. Способ 700 включает в себя открытие обрабатывающего элемента бурильной колонны, так что обход трубопровода для капсул открывается 712. Как ранее описано, обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть задействован посредством передачи командного сигнала, который приводит в результате к тому, что обрабатывающий элемент бурильной колонны открывает обход трубопровода для капсул, чтобы частично открываться или полностью открываться.
[00131] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны задействуется так, что пузырьки вводятся в скважинный флюид. Способ 700 включает в себя приведение в действие обрабатывающего элемента бурильной колонны так, что обрабатывающий элемент бурильной колонны вводит пузырьки в скважинный флюид 714. Как ранее описано, обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть задействован посредством передачи командного сигнала, который приводит в результате к тому, что обрабатывающий элемент бурильной колонны производит газ, который преобразуется в пузырьки с помощью генератора пузырьков и вводится в скважинный флюид. В одном или более вариантах осуществления произведенные пузырьки могут быть введены в скважинный флюид внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления произведенные пузырьки могут быть введены в скважинный флюид в кольцевом пространстве ствола скважины. Фиг. 6C показывает внутренний и внешний генераторы (672, 670) пузырьков для обрабатывающего элемента 600B бурильной колонны.
[00132] В одном или более вариантах осуществления произведенные пузырьки могут быть сформированы с помощью химической реакции, происходящей внутри обрабатывающего элемента бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления произведенные пузырьки могут быть сформированы с помощью электрохимической реакции, происходящей внутри обрабатывающего элемента бурильной колонны. Фиг. 6C также показывает две системы (6671, 673) для обрабатывающего элемента 600B бурильной колонны, чтобы формировать газ, используемый для производства пузырьков. В одном или более вариантах осуществления произведенные пузырьки могут быть сформированы посредством выпуска сжатого или сжиженного газа.
[00133] В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны задействуется так, что звуковая частота формируется в скважинном флюиде. Способ 700 включает в себя приведение в действие обрабатывающего элемента бурильной колонны так, что обрабатывающий элемент бурильной колонны формирует звуковую частоту в скважинном флюиде 716. Как ранее описано, обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть задействован посредством передачи командного сигнала, который приводит в результате к тому, что обрабатывающий элемент бурильной колонны формирует звуковую частоту в скважинном флюиде ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны может формировать звуковую частоту в скважинном флюиде внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления обрабатывающий элемент бурильной колонны может формировать звуковую частоту в скважинном флюиде кольцевого пространства ствола скважины.
[00134] В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может состоять из ультразвуковой частоты в диапазоне примерно от 1 до 500 кГц. При генерировании звуковой частоты может происходить кавитация скважинного флюида, как ранее описано.
[00135] В одном или более вариантах осуществления сгенерированная звуковая частота может быть множеством звуковых частот. В одном или более вариантах осуществления сгенерированная звуковая частота может содержать множество типов звуковых частот, таких как акустическая частота и ультразвуковая частота.
[00136] В одном или более вариантах осуществления сформированную звуковую частоту охватывать фрагмент площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины для ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать всю площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может охватывать большую часть площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может охватывать существенную площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может охватывать значительную площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может охватывать обнаруживаемую площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать несущественную площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины. В одном или более вариантах осуществления звуковая частота может охватывать область в диапазоне примерно от 0,1 до 100% площади поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины.
[00137] В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать фрагмент площади поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода в обрабатывающем элементе бурильной колонны. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать всю площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать большую часть площади поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать существенную площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать значительную площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать обнаруживаемую площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать несущественную площадь поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода. В одном или более вариантах осуществления сформированная звуковая частота может охватывать область в диапазоне примерно от 0,1 до 100% площади поперечного сечения внутреннего флюидного трубопровода.
[00138] Как ранее описано в ассоциации с фиг. 2, смоляной агент и перекрестносшивающий агент пересекают ствол скважины в сформированную звуковую частоту. Энергия в звуковой частоте нарушает целостность любых присутствующих оболочек капсул, высвобождая перекрестносшивающий агент и смоляной агент в скважинный флюид. Также, энергия в звуковой частоте может создавать локализованное турбулентное смешивание, как, например, посредством кавитации и конвекционного нагрева, которые оба увеличивают скорость реакции и улучшают эффективность реакции (количество смоляного агента и перекрестносшивающего агента, которые реагируют руг с другом, в сравнении с суммарными количествами каждого, предоставленными в скважинный флюид) между смоляным агентом и агентом в стволе скважины. В вариантах осуществления, когда пузырьки формируются внутри скважины посредством обрабатывающего элемента бурильной колонны, пузырьки в скважинном флюиде, которые пересекают звуковую частоту, разрушаются, дополнительно улучшая разрушение оболочки капсул и смешивание текучей среды посредством формирования дополнительных флюидных микроструй.
[00139] Способ 700 включает в себя поддерживание ствола скважины и обрабатывающего элемента бурильной колонны в течение периода 718 обработки. В одном или более вариантах осуществления способ необязательно включает в себя поддержание ствола скважины и обрабатывающего элемента бурильной колонны в течение периода обработки, чтобы позволять формирование и установку на место LCM. В течение этого периода множество действий происходит в стволе скважины: произведенный LCM формируется в скважинном флюиде из реакции перекрестного связывания между высвобожденным смоляным агентом и перекрестносшивающим агентом. В и вокруг сформированной звуковой частоты этот процесс ускоряется, как ранее описано. Произведенный LCM циркулирует посредством протекания скважинного флюида в зеркало зоны поглощения бурового раствора. Когда произведенный LCM продолжает реагировать и отверждаться в сплошной полимерный материал, произведенный LCM оседает и укладывается слоями в зоне поглощения бурового раствора. Это оседание и наслаивание под влиянием дифференциального давления между стволом скважины и зоной поглощения бурового раствора герметизирует LCZ относительно текучей среды. После формирования флюидного уплотнения посредством LCM-продукта зона поглощения бурового раствора была подавлена.
[00140] Техническое обслуживание ствола скважины в течение периода обработки включает в себя ряд действий по техническому обслуживанию, понимаемых специалистами, ассоциированных с ликвидацией поглощения бурового раствора и общими операциями бурения, таких как наблюдение свойств скважинного флюида и обнаружение каких-либо изменений в возвратах скважинного флюида, таких как уменьшение или прекращение поглощения бурового раствора. В одном или более вариантах осуществления период обработки может быть в диапазоне примерно от 0,1 до 24 часов. Период обработки в некоторых случаях может начинаться при обнаружении поглощения бурового раствора и прекращении действий по бурению. Период обработки в некоторых случаях может заканчиваться при определении того, что поглощение бурового раствора было ликвидировано, и действия по бурению возобновились.
[00141] Способ 700 включает в себя определение того, что поглощение скважинного флюида из ствола скважины было ликвидировано, как показано на фиг. 720. Обычный специалист в области управления буровым раствором имеет навык, информацию и опыт, необходимые для определения того, что событие поглощения бурового раствора было ликвидировано посредством обработки.
[00142] Способ 700 включает в себя вариант деактивации обрабатывающего элемента 722 бурильной колонны. Один или более командных сигналов могут быть переданы обрабатывающему элементу бурильной колонны с поверхности для того, чтобы деактивировать обрабатывающий элемент бурильной колонны в зависимости от признаков, активированных для обработки. Командный сигнал может быть передан так, что обрабатывающий элемент бурильной колонны прекращает формирование звуковой частоты в скважинном флюиде. Другие сигналы могут быть сообщены обрабатывающему элементу бурильной колонны. Например, командный сигнал может быть передан так, что обрабатывающий элемент бурильной колонны прекращает формирование пузырьков. В другом примере командный сигнал может быть передан так, что обрабатывающий элемент бурильной колонны выборочно закрывает обходной трубопровод для капсул, чтобы останавливать обход потока скважинного флюида.
[00143] Способ 700 включает в себя перезапуск программы бурения скважины. В одном или более вариантах осуществления программа бурения скважины может быть возобновлена при определении ликвидации зоны поглощения бурового раствора.
[00144] Системы, устройства и способы использования, описанные здесь, могут предоставлять, по меньшей мере, одно из следующих преимуществ. Вследствие целевого высвобождения смоляного агента и перекрестносшивающего агента перекрестносшивающий агент не реагирует со смоляным агентом в нежелательных фрагментах образования, где твердые частицы LCM могут мешать механическим инструментальным средствам и устройствам или могут проходить через сопла буровой головки. Реакция, которая формирует LCM, является в значительной степени близкой к зеркалу зоны поглощения бурового раствора или в зонах поглощения бурового раствора. В случаях, когда обрабатывающий элемент бурильной колонны является частью бурильной колонны в активных операциях бурения, нарушение операций бурения минимизируется. Обрабатывающий элемент бурильной колонны может быть быстро размещен рядом с позицией обнаруженной зоны поглощения бурового раствора, буровой раствор модифицируется посредством введения смоляного агента и капсул, содержащих перекрестносшивающий агент для смолы LCM, и затем выполняется обработка зоны поглощения бурового раствора с помощью передающего элемента бурильной колонны. После обработки операции бурения могут немедленно возобновляться.
[00145] Формы слов в единственном числе включают в себя множественные объекты ссылок, пока контекст явно не диктует иное.
[00146] Когда используются здесь и в прилагаемой формуле изобретения, слова "содержит", "имеет" и "включает в себя" и все их грамматические разновидности, каждая, предназначены иметь открытый, неограничивающий смысл, который не исключает дополнительные элементы или этапы.
[00147] Когда используется "приблизительно" или "примерно" слово, этот термин может означать, что может быть расхождение в значении до ±10%, до 5%, до 2%, до 1%, до 0,5%, до 0,1% или до 0,01%.
[00148] "Необязательно" означает, что описанное следом событие или обстоятельство может произойти, а может нет. Описание включает в себя случаи, когда событие или обстоятельство происходит, и случаи, когда оно не происходит.
[00149] Диапазоны могут быть выражены как примерно от одного конкретного значения примерно до другого конкретного значения, включительно. Когда такой диапазон выражается, следует понимать, что другой вариант осуществления существует от одного конкретного значения до другого конкретного значения, вместе со всеми конкретными значениями и их комбинациями в пределах диапазона.
[00150] В то время как раскрытие включает в себя ограниченное число вариантов осуществления, специалисты в области техники, имеющие пользу от этого раскрытия, поймут, что другие варианты осуществления могут быть придуманы, которые не отступают от рамок настоящего раскрытия. Соответственно, рамки должны быть ограничены только прилагаемой формулой изобретения. Таким образом, конкретные реализации предмета изучения были описаны. Другие реализации находятся в рамках последующей формулы изобретения.
[00151] Хотя были описаны подробно лишь несколько примерных вариантов осуществления, специалисты в области техники легко поймут, что возможны многие модификации в примерных вариантах осуществления без существенного отступления от рамок раскрытия. Соответственно, все такие модификации предполагают включение в рамки этого раскрытия, которые определены в последующей формуле изобретения. В формуле изобретения пункты средство-плюс-формула предназначаются, чтобы охватывать структуры, описанные как выполняющие перечисленную функцию, а не только структурные эквиваленты, а также эквивалентные структуры. Таким образом, хотя гвоздь и винт могут не быть структурными эквивалентами, в которых гвоздь применяет цилиндрическую поверхность, для скрепления деревянных частей вместе, тогда как винт применяет винтовую поверхность, в окружении закрепления деревянных частей, гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. Явным намерением заявителя является не применять 35 U.S.C § 112(f) для каких-либо ограничений каких-либо пунктов формулы за исключением тех, в которых формула изобретения явно использует слова 'средство для' вместе с ассоциированной функцией.
[00152] Отметим, что один или более из последующих пунктов формулы используют термин "где" или "в котором" в качестве переходной фразы. В целях определения настоящей технологии отметим, что этот термин вводится в формулу изобретения как переходная фраза с открытым концом, которая используется для введения перечисления последовательности характеристик структуры и должна быть интерпретирована аналогичным образом как более широко используемый термин преамбулы с открытым концом "содержащий". В целях определения настоящей технологии переходная фраза "состоящий из" может быть введена в формулу изобретения как закрытый термин преамбулы, ограничивающий рамки формулы изобретения перечисленными компонентами или этапами и какими-либо естественным образом возникающими включениями. Для целей определения настоящей технологии переходная фраза "состоящий, в основном, из" может быть введена в формулу изобретения, чтобы ограничивать рамки одного или более пунктов формулы перечисленными элементами, компонентами, материалами или этапами способа, также как какими-либо неперечисленными элементами, компонентами, материалами или этапами способа, которые существенно не влияют на новые характеристики заявленного предмета изучения. Переходные фразы "состоящий из" и "состоящий, в основном, из" могут быть интерпретированы как подмножества переходных фраз с открытым концом, таких как "содержащий" и "включающий в себя", так что любое использование фразы с открытым концом для введения перечисления последовательности элементов, компонентов, материалов или этапов должно интерпретироваться, чтобы также раскрывать перечисление последовательности элементов, компонентов, материалов или этапов с помощью закрытых терминов "состоящий из" и "состоящий, в основном, из". Например, перечисление соединения, "содержащего" компоненты A, B и C, следует интерпретировать как также раскрывающее соединение, "состоящее" из компонентов A, B и C, также как соединение, "состоящее, в основном, из" компонентов A, B и C. Любое количественное значение, выраженное в настоящей заявке, может считаться включающим в себя ничем не ограниченные варианты осуществления, согласующиеся с переходными фразами "содержащий" или "включающий в себя", также как ограниченные или частично ограниченные варианты осуществления, согласующиеся с переходными фразами "состоящий из" и "состоящий, в основном, из". Слова "содержит", "имеет" и "включает в себя" и все их грамматические разновидности, каждое, предназначаются, чтобы иметь открытое, неограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы или этапы.