Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости

Набухающие в воде полимеры в качестве добавок для борьбы с поглощением рабочей жидкости

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники

Данное изобретение относится к области композиций герметиков, а говоря более конкретно, к композициям герметиков, содержащим полимерсодержащие обратные эмульсии, а также к способам использования таких композиций при обслуживании ствола буровой скважины.

Уровень техники

Природные ресурсы, такие как газ, нефть и воду, находящиеся в подземных пласте или зоне, обычно добывают в результате бурения ствола буровой скважины до подземного пласта при одновременной организации циркуляции бурового раствора в стволе буровой скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора в ствол буровой скважины вводят колонну труб, например обсадную колонну. После этого обычно организуют циркуляцию бурового раствора с подачей сверху вниз через внутреннее пространство трубы и снизу вверх через кольцевое пространство, которое расположено между внешней поверхностью трубы и стенками ствола буровой скважины. Затем обычно проводят первичное цементирование, при котором в кольцевом пространстве размещают цементный раствор и ему дают схватиться до получения твердой массы (например, оболочки), которая, таким образом, соединит колонну труб со стенками ствола буровой скважины и герметизирует кольцевое пространство. Также можно провести и последующие операции по вторичному цементированию. Один пример операции по вторичному цементированию заключается в проведении цементирования под давлением, при котором цементный раствор используют для закупоривания и забивания нежелательных каналов тока в цементной оболочке и/или обсадной колонне. Несмотря на то, что одним типом композиции герметика, используемой при проведении операций по первичному и вторичному цементированию, является цементный раствор, также могут быть использованы и другие композиции герметиков, не содержащие цемента.

Например, способ, известный под названием способа с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива, включает размещение смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива в зоне поглощения рабочей жидкости в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости. Способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива включает перемешивание глины, такой как бентонит, и дизельного топлива и размещение смеси в стволе буровой скважины, где глина вступает в контакт с водой с образованием композиции герметика. Недостатки включают проблемы с доставкой внутрь скважины, такие как смешивание воды с глиной в стволе буровой скважины. Дополнительные недостатки включают то, что способ с использованием смеси бентонитового глинопорошка и дизельного топлива обычно недостаточен в случае кавернозного поглощения рабочей жидкости, поскольку композиция характеризуется медленным протеканием химических реакций. Другие способы включают использование частиц для герметизации зон поглощения рабочей жидкости. Недостатки таких способов включают эксплуатационные затраты (например, повышенные затраты на перекачку). Дополнительные недостатки включают недостаточное закупоривание больших зон поглощения рабочей жидкости.

Следовательно, существует потребность в улучшенной композиции герметика. Дополнительные потребности включают композицию герметика, которая является достаточной для закупоривания зон поглощения рабочей жидкости и которую легко доставить внутрь скважины.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ИЗ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

К данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются в одном варианте реализации при использовании способа обслуживания ствола буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Способ включает размещение композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию, в стволе буровой скважины в целях уменьшения поглощения рабочей жидкости в подземном пласте во время размещения рабочей жидкости в стволе буровой скважины.

В еще одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей полимерсодержащую обратную эмульсию. Полимерсодержащая обратная эмульсия включает частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.

В одном варианте реализации к данным и другим потребностям современного уровня техники обращаются при использовании композиции герметика, содержащей дисперсию полимера в масле, содержащую частицы, характеризующиеся средним размером частиц в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов.

Композиция герметика, содержащая полимерсодержащую обратную эмульсию, устраняет проблемы современного уровня техники. Например, композицию герметика можно легко доставить внутрь скважины. В дополнение к этому композиция герметика может уменьшить поглощение рабочей жидкости в больших проницаемых зонах, таких как кавернозная трещина.

Вышеизложенное довольно широко охарактеризовало признаки и технические преимущества настоящего изобретения для того, чтобы можно было бы лучше понять подробное описание изобретения, которое следует далее. Далее в настоящем документе будут описываться дополнительные признаки и преимущества изобретения, которые составляют предмет формулы изобретения настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники должен понимать то, что описанные концепция и конкретные варианты реализации легко могут быть использованы в качестве основы для модифицирования или разработки других структур при достижении тех же самых целей настоящего изобретения. Специалист в соответствующей области техники также должен понимать и то, что такие эквивалентные конструкции не отклоняются от объема и сущности изобретения, представленных в прилагаемой формуле изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для подробного описания предпочтительных вариантов реализации изобретения далее будет сделана ссылка на прилагаемые чертежи, в числе которых:

Фиг.1 иллюстрирует график для материала для борьбы с поглощением рабочей жидкости FLEXPLUG при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.2 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.3 иллюстрирует график для полимерсодержащей обратной эмульсии и морской воды при проведении эксперимента в экструзионном пластометре;

Фиг.4 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl и

Фиг.5 иллюстрирует расчетный коэффициент Бэгли для смеси полимерсодержащей обратной эмульсии и NaCl.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

В одном варианте реализации композиция герметика содержит полимерсодержащую обратную эмульсию. Композиция герметика представляет собой смесь, которая может загущаться в зонах ствола буровой скважины, где происходит поглощение рабочей жидкости (например, бурового раствора). Например, композиция герметика может загущаться в зоне поглощения рабочей жидкости и, таким образом, восстанавливать циркуляцию. Загущенная смесь может схватываться до получения гибкого, эластичного и ударновязкого материала, который может предотвратить дальнейшее поглощение рабочей жидкости при возобновлении циркуляции. Полимерсодержащая обратная эмульсия может иметь характеристики, подобные характеристикам жидкости, и поэтому может оказаться подходящей для использования при доставке внутрь скважины через ствол буровой скважины.

Композиция герметика предназначена для использования в стволе буровой скважины, который проходит в подземный пласт. Необходимо понимать то, что «подземный пласт» включает как области ниже открытой поверхности земли, так и области ниже поверхности земли, покрытой водой, такой как морская или пресная вода. Композицию герметика можно использовать для любых целей. Например, композицию герметика можно использовать при обслуживании ствола буровой скважины. Без ограничения обслуживание ствола буровой скважины включает размещение композиции герметика в стволе буровой скважины для изоляции подземного пласта от части ствола буровой скважины; для получения опоры для напорного трубопровода в стволе буровой скважины; для закупоривания полости или раскола в напорном трубопроводе; для закупоривания полости или раскола в цементной оболочке, расположенной в кольцевом пространстве ствола буровой скважины; для закупоривания отверстия между цементной оболочкой и напорным трубопроводом; для предотвращения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полость, кавернозная зона или трещина; для использования в качестве рабочей жидкости перед цементным раствором в операциях по цементированию; для герметизации кольцевого пространства между стволом буровой скважины и раздвижной трубой или колонной труб; и для реализации комбинаций данных случаев.

Полимерсодержащая обратная эмульсия включает эмульсию «вода в масле», содержащую диспергированный в эмульсии набухаемый в воде полимер. Эмульсия содержит непрерывную фазу масла и дисперсную фазу воды. Маслом может являться любое масло, которое является не смешиваемым с водой и подходящим для использования в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящих для использования масел включают нефтяное масло, природную нефть, синтетически полученное масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. В некоторых вариантах реализации маслом могут являться альфа-олефин, внутренний олефин, сложный эфир, сложный диэфир угольной кислоты, парафин, керосин, соляровое масло, минеральное масло, силиконовое масло или их комбинации. Водой может являться любая вода, подходящая для использования при получении дисперсной фазы и при применении в стволе буровой скважины. Без ограничения примеры подходящей для использования воды включают деионизованную воду, очищенную воду для коммунальных нужд; пресную воду; морскую воду; рассол, встречающийся в природе; рассол на хлоридной основе, бромидной основе или формиатной основе, содержащий одновалентные и/или поливалентные катионы; или их комбинации. Примеры подходящих для использования рассолов на хлоридной основе без ограничения содержат хлорид натрия и хлорид кальция. Кроме того, примеры подходящих для использования рассолов на бромидной основе без ограничения содержат бромид натрия, бромид кальция и бромид цинка. В дополнение к этому примеры рассолов на формиатной основе без ограничения содержат формиат натрия, формиат калия и формиат цезия.

Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество масла и воды, подходящее для использования при получении обратной эмульсии, подходящей для использования при диспергировании набухаемого в воде полимера и при размещении в стволе буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 10 мас.% до приблизительно 80 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% воды, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

В некоторых вариантах реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит эмульгатор. Эмульгатором может являться любой эмульгатор, подходящий для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит водорастворимые и маслорастворимые эмульгаторы (например, эмульгирующие добавки или поверхностно-активные вещества) в целях стабилизации полимерсодержащей обратной эмульсии. Без ограничения примеры подходящих для использования эмульгаторов включают мыла на основе поливалентных металлов, сложные эфиры фосфорной кислоты, жирные кислоты, мыла на основе жирных кислот, алкилбензолсульфонат или их комбинации. Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое количество эмульгатора, подходящего для использования при удерживании масла и воды в состоянии суспензии. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 10 мас.% эмульгатора, в альтернативном варианте от приблизительно 1 мас.% до приблизительно 20 мас.% эмульгатора, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии.

Полимерсодержащая обратная эмульсия может содержать любое желательное количество набухаемого в воде полимера, эффективного для предполагаемого обслуживания ствола буровой скважины. В одном варианте реализации полимерсодержащая обратная эмульсия содержит от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера и в альтернативном варианте от приблизительно 5 мас.% до приблизительно 100 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу полимерсодержащей обратной эмульсии. Набухаемый в воде полимер обозначает любой полимер, который способен абсорбировать воду и набухать, то есть увеличиваться в размере тогда, когда он абсорбирует воду. В одном варианте реализации при набухании набухаемого в воде полимера полимерсодержащая обратная эмульсия формирует пастообразную массу, которая демонстрирует свою эффективность при блокировании канала тока рабочей жидкости. В некоторых вариантах реализации пастообразная масса демонстрирует относительно невысокую проницаемость для рабочих жидкостей, используемых при обслуживании ствола буровой скважины, таких как буровой раствор, рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта, цемент, рабочая жидкость для кислотной обработки пласта, нагнетаемая рабочая жидкость и тому подобное, таким образом, создавая непроницаемый слой для течения таких рабочих жидкостей. Пастообразная масса обозначает мягкую вязкую массу твердой фазы (например, набухшего набухаемого в воде полимера), диспергированную в жидкости (обратная эмульсия). В альтернативном варианте реализации обратная эмульсия формирует по существу твердую вязкую массу при перемешивании с буровым глинистым раствором. Без ограничения примеры подходящих для использования набухаемых в воде полимеров включают синтетические полимеры, сверхабсорбенты, природные полимеры или их комбинации. Примеры подходящих для использования синтетических полимеров включают сшитые полиакриламид, полиакрилат или их комбинации.

В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сверхабсорбенты. Сверхабсорбенты обычно используют в абсорбирующих продуктах, таких как продукты для плодоводства, материалы для обтирания и предотвращения разливов, материалы, защищающие провода и кабели от попадания воды, упаковки для транспортировки льда, подгузники, тренировочные брюки, женские средства личной гигиены и широкий ассортимент продуктов промышленного назначения. Сверхабсорбенты представляют собой набухаемые сшитые полимеры, которые обладают способностью абсорбировать и удерживать водные жидкости в количестве, во много раз превышающем их собственную массу. Сверхабсорбенты удерживают жидкость, которую они абсорбируют, и обычно не высвобождают абсорбированную жидкость даже под давлением. Примеры сверхабсорбентов включают полимеры на основе акрилата натрия, обладающие трехмерными сеткоподобными молекулярными структурами. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерные цепи образуются в результате взаимодействия/соединения от сотен тысяч до миллионов идентичных звеньев мономера акриловой кислоты, который был по существу нейтрализован гидроксидом натрия (каустической содой). Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что сшивающие реактивы связывают цепи друг с другом до получения трехмерной сетки, которая дает сверхабсорбентам возможность абсорбировать воду или растворы на водной основе в свободные пространства в молекулярной сетке и, таким образом, формировать гель, который блокирует захваченную жидкость. Дополнительные примеры подходящих для использования сверхабсорбентов включают нижеследующее, но не ограничиваются только этим: сшитый полиакриламид; сшитый полиакрилат; сшитый гидролизованный полиакрилонитрил; соли карбоксиалкилкрахмала, например, соли карбоксиметилкрахмала; соли карбоксиалкилцеллюлозы, например, соли карбоксиметилцеллюлозы; соли сшитого карбоксиалкилполисахарида; сшитые сополимеры мономеров акриламида и акрилата; крахмал, привитый мономерами акрилонитрилом и акрилатом; сшитые полимеры из двух и более мономеров, выбираемых из аллилсульфоната, 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты, 3-аллилокси-2-гидрокси-1-пропансульфоновой кислоты, акриламида и акриловой кислоты; или их комбинации. В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер включает сшитые полиакриламид и/или полиакрилат. В одном варианте реализации сверхабсорбент не только абсорбирует воду в количестве, во много раз превышающем его массу, но также при абсорбировании воды и увеличивается в объеме, достигая объема, во много раз превышающего объем сухого материала. В одном варианте реализации масса сверхабсорбента в сопоставлении с его первоначальной массой увеличивается с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 800 раз.

В одном варианте реализации набухаемый в воде полимер до абсорбирования им воды (то есть в своей твердой форме) характеризуется размером частиц (то есть диаметром) в диапазоне от приблизительно 0,01 микрона до приблизительно 30 микронов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 микрона до приблизительно 3 микронов. Время набухания набухаемого в воде полимера может находиться в диапазоне от приблизительно 5 секунд до приблизительно 5 часов, в альтернативном варианте от приблизительно 1 секунды до приблизительно 48 часов.

Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер набухаемого в воде полимера дает возможность полимерсодержащей обратной эмульсии вести себя подобно жидкости (например, обладать характеристиками текучести, подобными соответствующим характеристикам жидкости), чего будет достаточно для доставки внутрь скважины через ствол буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что микронный размер также дает возможность вести себя подобно жидкости и обезвоженной форме полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле). Полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому полимерсодержащая обратная эмульсия характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 100 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.

Подходящим для использования коммерческим примером полимерсодержащей обратной эмульсии является полимерсодержащий продукт АЕ 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащий продукт АЕ 200 содержит приблизительно 30 мас.% набухаемых в воде полимеров, приблизительно 30 мас.% минерального масла, приблизительно 30 мас.% воды и приблизительно 10 мас.% эмульгатора. Набухаемый в воде полимер образован из сшитых полимеров в виде приблизительно 30 мас.% полиакриловой кислоты и приблизительно 70 мас.% полиакриламида. Размер частиц набухаемого в воде полимера находится в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 3 микронов. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться значением рН в диапазоне от приблизительно 5,0 до приблизительно 8,0, предпочтительно от приблизительно 6,0 до приблизительно 7,5. Полимерсодержащая обратная эмульсия может характеризоваться плотностью в диапазоне от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл, предпочтительно от приблизительно 1,1 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл.

В одном варианте реализации обезвоженную полимерсодержащую обратную эмульсию размещают в стволе буровой скважины. Полимерсодержащую обратную эмульсию в подходящем случае подвергают обезвоживанию для удаления, по меньшей мере, части воды и получения дисперсии полимера в масле. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию с получением дисперсии полимера в масле, содержащей от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 10 мас.% воды, в альтернативном варианте от приблизительно 0 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды и в альтернативном варианте от приблизительно 3 мас.% до приблизительно 5 мас.% воды. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию потому, что обезвоживание позволяет добиться получения повышенного процентного содержания набухаемого в воде полимера в полимерсодержащем продукте. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию для уменьшения возможности существенного изменения первоначальных характеристик бурового раствора на основе масла. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно подвергать обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле при помощи любого подходящего для использования способа. В одном варианте реализации дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% масла, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% масла, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в масле. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле содержит от приблизительно 45 мас.% до приблизительно 50 мас.% набухаемого в воде полимера, в альтернативном варианте от приблизительно 30 мас.% до приблизительно 70 мас.% набухаемого в воде полимера, при расчете на совокупную массу дисперсии полимера в массе.

Дисперсия полимера в масле характеризуется плотностью в диапазоне от приблизительно 1,2 г/мл до приблизительно 1,7 г/мл, в альтернативном варианте от приблизительно 1,0 г/мл до приблизительно 2,5 г/мл. В дополнение к этому дисперсия полимера в масле характеризуется абсорбционной способностью, позволяющей ее массе увеличиваться с кратностью в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 200 раз в сопоставлении с ее собственной массой, в альтернативном варианте с кратностью в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 1000 раз в сопоставлении с ее собственной массой.

Без ограничения коммерческим примером обезвоженной полимерсодержащей обратной эмульсии (например, дисперсии полимера в масле) является полимерсодержащий продукт AD 200, который доступен в компании Hychem, Inc. Полимерсодержащим продуктом AD 200 является сшитый полимер, который содержит приблизительно 1-3 мас.% воды и приблизительно 50 мас.% активных компонентов, которые включают набухаемые в воде полимеры в количестве приблизительно 30 мас.% полиакрилата и приблизительно 70 мас.% полиакриламида, при расчете на совокупную массу полимера. Полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется плотностью 1,25 г/мл (±10%). В дополнение к этому полимерсодержащий продукт AD 200 характеризуется абсорбционной способностью (в дистиллированной воде), равной 20 г дистиллированной воды/1 г полимерсодержащего продукта AD 200 и, кроме того, характеризуется абсорбционной способностью (в 3%-ном растворе NaCl), равной 5 г 3%-ного раствора NaCl/1 г полимерсодержащего продукта AD 200. Полимерсодержащий продукт AD 200 также характеризуется процентным содержанием нелетучих остатков при 150°С в течение 16 часов, равным 63% (±10%).

В некоторых вариантах реализации композиция герметика содержит добавки, которые могут оказаться подходящими для улучшения или изменении ее свойств. Без ограничения примеры подходящих для использования добавок включают дисперсные материалы, загустители, утяжелители или их комбинации. Утяжелители можно использовать для увеличения плотности композиции герметика. В одном варианте реализации с композицией герметика перемешивают количество утяжелителя, достаточное для увеличения плотности композиции, при которой она будет проходить вниз через ствол буровой скважины. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что повышенная плотность может привести к увеличению скорости, с которой композиция герметика будет проходить вниз через рабочую жидкость в стволе буровой скважины. Кроме того, без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что плотность увеличивают для уменьшения способности буровой скважины фонтанировать. Без ограничения примеры подходящих для использования утяжелителей включают барит, кварцевую муку, цеолиты, свинцовую дробь, песок, волокна, полимерный материал или их комбинации. Плотность можно увеличивать до достижения любой желательной плотности. В одном варианте реализации плотность увеличивают до достижения плотности в диапазоне от приблизительно 10 фунтов на один галлон до приблизительно 20 фунтов на один галлон.

В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию вводят в ствол буровой скважины для предотвращения во время бурения поглощения водных или неводных буровых растворов в зонах поглощения рабочей жидкости, таких как полости, кавернозные зоны и природные или искусственно образованные трещины. Во время проведения обработки ствола буровой скважины вниз по спусковой колонне и/или одновременно вниз по кольцевому пространству можно последовательно закачивать различные компоненты в соответствии с тем, что будет уместно для проведения данной обработки. В одном варианте реализации полимерсодержащую обратную эмульсию закачивают в ствол буровой скважины при проведении обслуживания ствола буровой скважины. До закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость. В некоторых вариантах реализации буферная жидкость является подходящей для использования при удалении воды (то есть из труб). Например, буферная жидкость может содержать гидрофобизатор, такой как эмульгатор LE SUPERMUL. Эмульгатор LE SUPERMUL коммерчески доступен в компании Halliburton Energy Services, Inc. После этого в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В некоторых вариантах реализации до закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины в полимерсодержащую обратную эмульсию добавляют утяжелитель, такой как барит. После такого закачивания в ствол буровой скважины можно закачать дополнительное количество буферной жидкости. Получают композицию герметика, которая в зоне поглощения рабочей жидкости формирует относительно вязкую массу. После этого в ствол буровой скважины можно закачать буровой раствор при давлении, подходящем для использования при нагнетании композиции герметика в зону поглощения рабочей жидкости. Композиция герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости также может формировать нетекучую неповрежденную массу. Масса закупоривает зону и предотвращает поглощение закачиваемого впоследствии бурового раствора, что делает возможным дальнейшее бурение. В одном варианте реализации, в котором буровой раствор является неводным, после закачивания полимерсодержащей обратной эмульсии и дополнительного количества буферной жидкости в ствол буровой скважины можно закачивать обрабатывающую композицию. В одном варианте реализации можно закачать количество обрабатывающей композиции, достаточное для уменьшения количеств кальция и магния в буровом растворе, находящемся в контакте с полимерсодержащей обратной эмульсией. В одном варианте реализации обрабатывающая композиция содержит кальцинированную соду, NaHCO₃, одновалентную соль, двухвалентную соль или их комбинации. Без ограничения примеры таких солей включают Na⁺, K⁺, Ca²⁺ и Ма²⁺. Без ограничения какой-либо теорией можно сказать, что количества кальция и магния уменьшают для предотвращения отравления солью полимерсодержащей водной эмульсии или дисперсии полимера в масле, которое может предотвратить формирование желательной твердой пасты, закупоривающей полость в пласте. В таком варианте реализации после этого в ствол буровой скважины можно закачать буферную жидкость, а после этого буровой раствор. Необходимо понимать то, что неводные буровые растворы могут содержать дизельное топливо, минеральное масло, внутренний олефин, линейный альфа-олефин, сложный эфир или их комбинации. В альтернативных вариантах реализации до и/или после закачивания в ствол буровой скважины полимерсодержащей обратной эмульсии никакой буферной жидкости в ствол буровой скважины не закачивают. В некоторых вариантах реализации полимерсодержащую обратную эмульсию подвергают обезвоживанию до получения дисперсии полимера в масле и из нее получают композицию герметика.

В одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с буровым глинистым раствором на водной основе. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины обработанного и активного бурового глинистого раствора. В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество бурового глинистого раствора, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей. В том случае, когда в буровом глинистом растворе будет присутствовать растворимый кальций, буровой глинистый раствор можно будет подвергнуть обработке обрабатывающей композицией для того, чтобы в ходе обработки удалить, по меньшей мере, часть кальция. В одном варианте реализации буровой глинистый раствор подвергают обработке тогда, когда кальций присутствует в количестве, большем чем 200 мг/л. Можно применять любое подходящее для использования количество обрабатывающей композиции. После бурового глинистого раствора в ствол буровой скважины закачивают буферную жидкость (например, эмульгатор LE SUPERMUL). В ствол буровой скважины можно закачать любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины можно закачать от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 15 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После этого в ствол буровой скважины можно закачать некоторое количество буферной жидкости. Данное количество буферной жидкости может составлять от приблизительно 5 баррелей до приблизительно 10 баррелей, в альтернативном варианте в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 6 баррелей до приблизительно 7 баррелей. Затем в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм². Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с буровым глинистым раствором на водной основе.

В еще одном варианте реализации композицию герметика размещают в стволе буровой скважины совместно с неводным буровым глинистым раствором. Способ размещения включает закачивание в ствол буровой скважины буферной жидкости. Можно применять любое подходящее для использования количество буферной жидкости. Например, в ствол буровой скважины можно закачать приблизительно 1 баррель буферной жидкости. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают полимерсодержащую обратную эмульсию. В ствол буровой скважины можно закачать количество полимерсодержащей обратной эмульсии, составляющее от приблизительно 10 до приблизительно 20 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 16 до приблизительно 17 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 11 баррелей. Полимерсодержащую обратную эмульсию можно утяжелить утяжелителем. После полимерсодержащей обратной эмульсии в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости, составляющее от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 2 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают обрабатывающую композицию (например, кальцинированную соду). Например, кальцинированную соду можно перемешать с буферной жидкостью, буровым глинистым раствором или полимерсодержащим продуктом AD 200 и закачать в ствол буровой скважины. Можно закачать любое количество обрабатывающей композиции, подходящее для использования при предотвращении отравления солью полимерсодержащей обратной эмульсии. В некоторых вариантах реализации в ствол буровой скважины закачивают от приблизительно 30 до приблизительно 70 баррелей обрабатывающей композиции, в альтернативном варианте от приблизительно 35 до приблизительно 40 баррелей и в альтернативном варианте от приблизительно 50 до приблизительно 70 баррелей. После обрабатывающей композиции в ствол буровой скважины закачивают некоторое количество буферной жидкости. В одном варианте реализации в ствол буровой скважины закачивают количество буферной жидкости в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 5 баррелей, в альтернативном варианте от приблизительно 3 до приблизительно 5 баррелей и в альтернативном варианте приблизительно 3,5 барреля. После буферной жидкости в ствол буровой скважины закачивают подходящее для использования количество бурового глинистого раствора. В одном варианте реализации количество бурового глинистого раствора составляет 20 баррелей и менее. После закачивания в ствол буровой скважины бурового глинистого раствора в течение подходящего для использования периода времени сохраняют воздействие небольшого приложенного давления нагнетания, позволяющего композиции герметика внутри зоны поглощения рабочей жидкости сформировать нетекучую неповрежденную массу. Сохраняют воздействие любого подходящего для использования давления. Например, давление может находиться в диапазоне от приблизительно 175 до приблизительно 225 фунт/дюйм². Необходимо понимать то, что в некоторых вариантах реализации в стволе буровой скважины вместо полимерсодержащей обратной эмульсии размещают дисперсию полимера в масле совместно с неводным буровым глинистым раствором.

В одном варианте реализации композиции герметиков, которые содержат полимерсодержащую обратную эмульсию, можно ис