Способ обработки подземных пластов


 


Владельцы патента RU 2411349:

КЛИНСОРБ ЛИМИТЕД (GB)

Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. В способе разрушения фильтрационной корки в подземном пласте (вариантах) предусмотрено: введение в используемый для проведения обработки флюид твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот; введение используемого для проведения обработки флюида в подземный пласт, содержащий указанную фильтрационную корку, образовавшуюся из бурового раствора; и предоставление возможности твердому полимеру гидролизоваться в присутствии воды и выделять органическую кислоту таким образом, что происходит растворение вещества, способного растворяться в кислоте, внутри фильтрационной корки, образовавшейся из бурового раствора, или в примыкающем пласте. Технический результат - повышение эффективности разрушения, разложения или полного удаления фильтрационных корок, образующихся в процессе бурения. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 6 н. и 33 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Настоящее изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа или воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. В частности, настоящее изобретение относится к разрушению, в особенности к разложению и удалению фильтрационной корки в подземном пласте, включая удаление фильтрационной корки при размещении гравийного фильтра и других заканчиваниях скважины с применением мер борьбы с поступления песка в скважину.

Эффективное устранение повреждения пласта, в особенности повреждения пласта рядом со стволом скважины, такого как фильтрационная корка, может значительно увеличить дебит углеводорода или воды из скважин, проникающих в подземные пласты. Эффективное устранение повреждения может также повысить приемистость нагнетательных скважин.

Дебит нефтяной, газовой или водяной скважины после бурения и после проведения капитального ремонта часто ограничен присутствием фильтрационных корок, образовавшихся при проведении указанных операций. Чтобы максимально увеличить добычу, необходимо удалить фильтрационную корку. В пластах с высокой проницаемостью достаточное понижение уровня в процессе добычи жидкости может привести к отслоению фильтрационной корки и восстановлению проницаемости пласта. Однако в общем случае для удаления фильтрационной корки необходимо применять химическую обработку. Обычные обработки, направленные на удаление фильтрационной корки, включают применение водных растворов окислителя, растворов хлористоводородной кислоты, растворов органических кислот, включая использование муравьиной или уксусной кислоты, комбинаций кислоты и окислителя, а также водных растворов ферментов, которые вводят в пласт после бурения или после проведения капитального ремонта.

В патенте США №6140277 и в публикации РСТ/GB00/01032 детально рассмотрены проблемы, с которыми сталкиваются при использовании обычных способов удаления фильтрационной корки. Эффективное размещение реактивных флюидов, таких как хлористоводородная кислота, является весьма трудным и обычно приводит к значительно различающейся по своей эффективности обработке вдоль ствола скважины или другой целевой зоны. Решению проблем, возникающих при размещении реактивных флюидов, посвящены способы, в которых генерируют кислоту in situ (патент США №5678632; публикация РСТ/GB00/01032).

Другая проблема заключается в том, что фильтрационные корки часто состоят из нескольких компонентов, которые в общем случае не удаляются при однократной обработке. Например, некоторые буровые растворы или жидкости для вскрытия продуктивного пласта содержат карбонат кальция или доломит в сочетании с полимером или полимерами, которые обеспечивают им подходящие реологические свойства. Как карбонат, так и полимер способствуют образованию фильтрационной корки. В состав фильтрационных корок могут также входить измельченные породы, образующиеся при бурении твердых горных пород.

Для растворения карбонатных компонентов фильтрационных корок может применяться кислота, а для разрушения полимеров в фильтрационной корке могут применяться подходящие средства разрушения полимеров, такие как окислители или ферменты. Их обычно используют в виде отдельных обработок, поскольку кислоты и средства разрушения полимеров часто несовместимы друг с другом (патент США №6140277; публикация РСТ/GB00/01032).

В патенте США №6140277 описывается применение составов, содержащих вязко-эластичное поверхностно-активное вещество, хелатообразующий агент и фермент для разрушения фильтрационной корки.

В публикации РСТ/GB00/01032 описывается применение составов, содержащих сложные эфиры, которые гидролизуются (необязательно при использовании ферментов, гидролизующих сложные эфиры) с образованием in situ органической кислоты, в сочетании с окислителями или ферментами, разрушающими полимеры, с целью устранения повреждений пласта, включая фильтрационные корки.

Как способ, приведенный в патенте США №6140277, так и способ, приведенный в публикации РСТ/GB00/01032, позволяет провести обработку фильтрационных корок в одну стадию, при этом обработка приводит к растворению карбонатов и гидролизу полимеров.

Помимо проблем, связанных с размещением флюида, и проблем обработки нескольких компонентов в фильтрационных корках, еще одна проблема возникает при удалении фильтрационных корок в процессе заканчивания скважин с применением мер борьбы с поступлением песка в скважину.

Борьба с поступлением песка в скважину часто необходима при добыче нефти, газа или воды из пластов песчаника. Большая часть добычи углеводородов во всем мире ведется из подземных пластов песчаника. Указанные пласты часто содержат большое количество пор и обладают высокой проницаемостью и, таким образом, потенциально способны вырабатывать углеводороды с высоким дебитом. Однако часто подобные пласты проявляют тенденцию к выносу песка в скважину, поскольку они либо не скреплены, либо плохо скреплены. В настоящем описании под песком понимают мелкие частицы вещества, которые могут выноситься из плохо скрепленных пластов песчаника в скважину. Обычно они представляют собой крупицы песка. Определение плохо скрепленных песчаников приведено в патенте США №3741308. Слои, из которых выносится песок, являются относительно молодыми по геологическим временным меркам и просто составлены из плохо скрепленного песка или осадков, которые еще не превратились в твердый песчаник под действием геологических процессов.

Факторы, которые вызывают вынос песка в скважину из слабых пластов, включают понижение уровня в процессе добычи, ослабление давления, in situ напряженное состояние пород, изменения дебита или изменения водного разреза (вынос песка в скважину часто связан с прорывом воды). Несмотря на то, что определенное количество выносимого в скважину песка допустимо, избыточный вынос песка в скважину может вызвать множество операционных проблем, включая эрозию насосов, трубопроводов, штуцеров, вентилей и колен труб. Это может иметь серьезные последствия для безопасности и условий эксплуатации (патент США №3741308). Вынос песка может привести также к коллапсу пласта или закреплению ствола скважины и значительному снижению или потере продуктивности.

Поэтому в обычной практике стремятся предпринять меры к предотвращению поступления песка в забои скважин, пробуренных к пластам, из которых ожидают вынос песка. На тенденцию пласта выносить песок указывает неограниченная прочность пласта на сжатие. В общем случае, если пласт имеет неограниченную прочность на сжатие, равную приблизительно 1100 фунтов на квадратный дюйм или больше, то вынос песка в скважину маловероятен и меры по предотвращению поступления песка в скважину, скорее всего, не требуются. При величине неограниченной прочности грунта на сжатие в диапазоне от приблизительно 400 до 1100 фунтов на квадратный дюйм вынос песка возможен и обычно необходимы меры по предотвращению поступления песка в скважину. При величине неограниченной прочности на сжатие в диапазоне меньше приблизительно 400 фунтов на квадратный дюйм практически всегда необходимы меры по предотвращению поступления песка в скважину.

Разработан ряд мер борьбы с поступлением песка в скважину. Они включают механистические подходы, которые физически препятствуют попаданию песка в добываемые жидкости, и использование химических способов, которые скрепляют крупицы песка друг с другом.

Обычными механистическими подходами к предотвращению поступления песка в скважину являются гравийный фильтр и применение предварительно подготовленных сетчатых фильтров. В гравийных фильтрах используют гравий или сортированный по размеру частиц песок, который размещают в стволе скважины и который физически препятствует попаданию песка в поток продукта. Сетчатый фильтр используют с целью предотвратить вынос гравия. Гравийные фильтры могут устанавливаться в скважине без установки обсадной колонны в продуктивную зону (внешнее размещение гравийного фильтра) или в скважине, ствол которой укреплен обсадными трубами (внутреннее размещение гравийного фильтра). Технология “фрэк-пэк” сочетает установку гравийного фильтра в скважине, ствол которой укреплен обсадными трубами, и заканчивание скважины с гидроразрывом пласта; обычно ожидают, что она обеспечит большую производительность, чем простое размещение гравийного фильтра. Предварительно подготовленные сетчатые фильтры обычно применяют в горизонтальных скважинах без установки обсадной колонны в продуктивную зону, и обычно они состоят из слоя связанного смолой гравия, расположенного между двумя сетчатыми фильтрами.

Процесс размещения гравия при использовании внутренних и внешних гравийных фильтров включает закачку насосом суспензии гравия в жидком носителе. Для поддержания циркуляции этого флюида и обеспечения эффективного размещения гравия в случае применения внешних гравийных фильтров, в частности, в длинных горизонтальных или наклонно-направленных скважинах, фильтрационная корка, образовавшаяся из бурового раствора на обработанной поверхности ствола скважины, играет важную роль в предотвращении потери флюида и поддержании циркуляции. По этой причине в случае размещения внешних гравийных фильтров важно, чтобы фильтрационная корка сохранялась неразрушенной в процессе размещения гравийного фильтра. Неразрушенная фильтрационная корка необходима также в том случае, когда для предотвращения потери флюида применяют предварительно подготовленные сетчатые фильтры. Предотвращение потери флюида чрезвычайно важно в случае горизонтальных или наклонно-направленных скважин, где длина продуктивного пласта может составлять несколько тысяч футов.

При заканчивании скважин с применением мер борьбы с поступлением песка в скважину захват фильтрационной корки между пластом или сетчатыми или гравийными фильтрами потенциально может привести к значительному сокращению выработки. По окончании размещения гравийного фильтра или после того как предварительно подготовленные сетчатые фильтры размещены в стволе скважины, эффективное удаление фильтрационной корки необходимо, чтобы увеличить дебит или скорость нагнетания. В статье Общества инженеров-нефтянников SPE 50673 описывается достигнутый уровень очистки от песка в процессе заканчивания скважин с применением мер борьбы с поступления песка в горизонтальных скважинах без опуска обсадной колонны в продуктивную зону.

В патенте США №6140277 указывается, что было бы весьма удобно, если бы флюид, который применяют для размещения гравия, мог бы использоваться также для растворения фильтрационной корки. В таком случае отпала бы необходимость в проведении отдельной обработки, предназначенной просто для того, чтобы растворить фильтрационную корку, а в результате можно было бы добиться значительной экономии времени и средств. Таким образом, флюид должен обладать двумя противоречивыми свойствами: фильтрационная корка не должна преждевременно разрушаться (до завершения размещения гравийного фильтра), однако флюид должен по возможности растворять фильтрационную корку.

Нельзя добавлять кислоту непосредственно во флюид, применяемый для размещения гравийного фильтра, поскольку это привело бы к очень быстрому разрушению фильтрационной корки, что вызывает преждевременную утечку флюида и негативно сказывается как на операции размещения гравийного фильтра, так и на эффективности обработки фильтрационной корки вдоль остальной части ствола скважины.

В патенте США 6140277 указывается, что существует настоятельная необходимость при проведении операций бурения и заканчивания скважины в надежном флюиде для быстрого, эффективного и полного разрушения фильтрационной корки, который можно было бы использовать в качестве жидкого носителя при проведении других операций заканчивания, капитального ремонта скважины и интенсификации добычи. В патенте США 6140277 описывается применение состава, содержащего вязко-эластичное поверхностно-активное вещество, хелатообразующий агент и фермент, для размещения гравийного фильтра и растворения фильтрационной корки.

Помимо эффективного очищающего удаления фильтрационных корок при размещении гравийного фильтра в скважинах без опуска обсадной колонны в продуктивную зону, желательно было бы сохранять сетчатые фильтры, используемые при заканчивании скважины с применением мер по предотвращению попадания песка в скважину, как можно более чистыми в процессе их размещения в подземном пласте и последующего проведения операций по оснащению скважины. Это представляет трудности в наклонных, наклонно-направленных и горизонтальных стволах скважин, поскольку армировка ствола скважины может располагаться непосредственно рядом со стенкой ствола скважины, и буровой раствор, измельченная порода и другие нежелательные вещества могут попадать на сетчатый фильтр. Эффективная очистка сетчатых фильтров может быть весьма трудной. Под действием вещества в виде мелких частиц, попадающего на оборудование, которое должно сохраняться чистым, может повреждаться также и другое используемое для проведения добычи скважинное оборудование. Применение центраторов или функционально эквивалентных устройств, предотвращающих контактирование оборудования со стволом скважины, может помочь сохранить оборудование в чистом виде.

Объектом настоящего изобретения является альтернативный способ разрушения, например, разложения фильтрационной корки, которая образуется в подземном пласте.

Еще одним объектом настоящего изобретения является способ разрушения фильтрационной корки при размещении гравийного фильтра и применении других мер борьбы с попаданием песка в скважину.

Другим объектом настоящего изобретения является способ разрушения фильтрационной корки, в котором скорость разрушения фильтрационной корки является контролируемой и легко предсказуемой.

Еще одним объектом настоящего изобретения является способ разрушения фильтрационной корки, который является экологически приемлемым за счет применения компонентов, оказывающих слабое влияние на окружающую среду.

Другим объектом настоящего изобретения является средство предотвращения повреждения сетчатых фильтров и другого скважинного оборудования в процессе их размещения в подземном пласте.

Таким образом, в настоящем изобретении предлагается способ разрушения фильтрационной корки в подземном пласте, при этом способ включает:

(а) введение в используемый для проведения обработки флюид твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот;

(b) введение используемого для проведения обработки флюида в подземный пласт; и

(с) предоставление твердому полимеру возможности гидролизоваться в присутствии воды и выделять органическую кислоту таким образом, что происходит растворение вещества, способного растворяться в кислоте, внутри фильтрационной корки или в примыкающей горной породе.

В настоящем изобретении предлагается также применение твердого полимера, который способен в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот, в качестве средства для разрушения фильтрационной корки в составе флюида, применяемого для проведения обработки пласта.

Способ по настоящему изобретению может применяться для устранения повреждения пласта в стволе скважины или соседствующих участках подземной горной породы. В частности, его можно применять для обработки, и тем самым для разрушения, разложения или полного удаления фильтрационных корок, образующихся в процессе бурения или проведения капитального ремонта скважины.

Скважину бурят до подвергаемого обработке подземного пласта. Скважина в общем случае представляет собой скважину без опуска обсадной колонны в продуктивную зону, при этом внутренние стенки ствола скважины выстилает фильтрационная корка. Чтобы получить скважину с большим дебитом, фильтрационную корку обычно необходимо, по крайней мере, частично удалить. Укрепление ствола скважины обсадными трубами и перфорирование скважины обычно позволяет обойти повреждение пласта, вызванное фильтрационными корками, так что способ по настоящему изобретению обычно не применим к подобным скважинам, за исключением случаев, когда повреждение пласта поддается устранению при использовании составов по настоящему изобретению.

Ствол скважины является удобным инструментарием для введения в пласт применяемого для обработки флюида любым методом, известным специалистам из области техники, в том числе посредством бурильной колонны (в этом случае могут применяться насосы для закачки бурового раствора), с помощью системы трубопроводов или путем закачки в пласт флюида с высокой плотностью без применения обратной циркуляции.

Полимер, который применяют в способе по настоящему изобретению, является любым твердым полимером, который гидролизуется в присутствии воды с образованием органической кислоты или органических кислот. Полимер предпочтительно является полиэфиром, наиболее предпочтительно, алифатическим полиэфиром, выбранным из группы полимеров, которые можно синтезировать подходящими способами, известными специалистам из области техники, включая конденсацию в расплаве с раскрытием цикла лактида (циклического димера молочной кислоты), гликолида (циклического димера гликолевой кислоты) и капролактона. Подходящие полимеры включают полилактид (полилактоновую кислоту), полигликолид (полигликолевую кислоту), сополимер лактида-гликолида, сополимер лактида-капролактона, сополимер гликолида-капролактона и сополимер лактида-гликолида-капролактона.

Гидролиз полимера, полученного конденсацией лактида, дает молочную кислоту, а гидролиз полимера, полученного конденсацией гликолида, дает гликолевую кислоту. Молочная кислота и гликолевая кислота (гидроксиуксусная кислота) являются предпочтительными кислотами, образующимися в результате гидролиза полимера, который применяют в способе по настоящему изобретению. Подходящие полимеры включают также гомополимеры или сополимеры молочной кислоты и гидроксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) и сополимеры молочной кислоты и/или гликолевой кислоты с одним или несколькими кислотными соединениями, включающими гидрокси-, карбокси- или гидрокси-карбоксисодержащие фрагменты. В патенте США №4986353 приводятся примеры подходящих мономеров, с которыми может конденсироваться молочная кислота или гликолевая кислота. Подходящие мономеры включают, однако этим не ограничиваясь, трехосновные кислоты, такие как лимонная кислота, двухосновные кислоты, такие как адипиновая кислота, и диолы, такие как этиленгликоль или полиолы. Они также включают молекулы, содержащие две функциональные группы, такие как 2,2-(бисгидроксиметил)пропановая кислота. Предпочтительными молекулами для совместной конденсации, в соответствии со способом по патенту США №4986353, являются лимонная кислота, 2,2-(бисгидроксиметил)пропановая кислота, триметилолэтан и адипиновая кислота. Указанные и любые другие мономеры также могут включаться в полимеры, применяемые в способе по настоящему изобретению, при условии, что твердый полимер претерпевает гидролиз в присутствии воды с образованием органической кислоты или органических кислот.

Образование кислот является следствием простого гидролиза сложноэфирной связи в полиэфире.

Предпочтительны полимеры, которые гидролизуются с образованием молочной кислоты и/или гликолевой кислоты. Наиболее предпочтительными полимерами являются алифатические полиэфиры, выбранные из группы полимеров, которые могут быть синтезированы конденсацией молочной кислоты, гликолевой кислоты и капролактона. Композиция полимера или сополимера является важнейшим фактором, определяющим скорость гидролиза полимера. Обычно выбирают композицию, которая обеспечивает требуемую скорость гидролиза при температурных условиях в подвергаемом обработке пласте. После размещения полимера скважину обычно заглушают на период времени, достаточный для того, чтобы полимер смог прогидролизоваться с образованием кислоты и растворить способное растворяться в кислоте вещество.

Органические кислоты, образовавшиеся в результате гидролиза полимера, преимущественно взаимодействуют с карбонатом кальция с образованием солей кальция, растворимость которых в воде составляет, по крайней мере, несколько процентов при температуре внутри пласта. Подходящими кислотами являются молочная кислота и гликолевая кислота.

Тип органической кислоты, количество поставляемой кислоты и скорость образования кислоты при данной температуре можно задавать путем подбора соответствующего состава полимера и формы, в которой выпускается твердый полимер (т.е. размера и формы твердых частиц), а также количества полимера в используемом для проведения обработки флюиде.

Гидролиз полимера представляет собой эрозию в объеме (Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems, Edited by Mark Chasin and Robert Langer. Marcel Dekker Inc., New York, Basel and Hong Kong, 1990). На скорость гидролиза в основном влияют четыре ключевых параметра: стереохимия мономеров (D- или L-форма), соотношение сополимеров, линейность цепи полимера и молекулярная масса полимера. Поскольку гидролиз протекает на поверхности полимера, то для данного состава полимера размер частиц полимера также является существенным фактором, определяющим скорость гидролиза и скорость образования кислоты. Более мелкие частицы полимера для данного состава и при данной температуре имеют большую площадь поверхности на единицу массы, так что они выделяют кислоту с большей скоростью. В общем случае полимолочная кислота и другие полимеры, содержащие много молочной кислоты, деградируют с меньшей скоростью, чем полигликолевая кислота и другие полимеры, содержащие много гликолевой кислоты. Включение капролактона в полимеры может привести к дальнейшему увеличению скорости гидролиза полимеров. На скорость гидролиза полимеров может также оказать влияние относительное содержание блочных и разупорядоченных структур в сополимерах, химическая модификация концевых групп полимера или введение боковых групп в полимеры, например, за счет включения полиолов в состав полимера.

Скорость деполимеризации можно также увеличить за счет включения в полиэфиры специфических химических веществ, таких как четвертичные аммониевые соединения (патент США №5278256). Композиции полимеров, которые гидролизуются относительно быстро, включают полигликолевую кислоту и полимеры, в которых доля гликолевой кислоты составляет более 50% от составляющих полимер мономеров. Композиции полимеров, которые гидролизуются относительно медленно, включают полимолочную кислоту и полимеры, в которых доля молочной кислоты составляет более 50% от составляющих полимер мономеров. При низких температурах, например, в интервале от 20 до 100°С, в соответствии с настоящим изобретением, преимущественно применяют полимеры с большим содержанием гликолевой кислоты (т.е. с содержанием более 50%). При более высоких температурах, например, в интервале от 80 до 170°С преимущественно применяют полимеры с большим содержанием молочной кислоты (т.е. с содержанием более 50%).

Чтобы образовать при гидролизе полимера достаточное количество кислоты и оказать существенное воздействие на фильтрационную корку, применяемый для проведения обработки флюид содержит достаточное количество полимера. Под существенным воздействием подразумевается то, что в результате гидролиза полимера образуется количество кислоты, достаточное для того, чтобы растворить способное растворяться в кислоте вещество, которое содержится в фильтрационной корке или в примыкающем к ней пласте, и чтобы способствовать разрушению фильтрационной корки и/или устранить повреждение в подземной горной породе. Таким образом, способ по настоящему изобретению направлен на повышение проницаемости подземной горной породы. Как правило, проницаемость подземной горной породы практически восстанавливается до той величины, которая наблюдалась бы, если бы фильтрационная корка не образовывалась, или даже может превосходить ее.

В соответствии со способом по настоящему изобретению, разрушения фильтрационной корки можно добиться, например, за счет растворения способного растворяться в кислоте вещества, такого как карбонат, которое содержится в фильтрационной корке. В качестве альтернативы или же дополнительно разрушения фильтрационной корки в способе по настоящему изобретению можно добиться за счет растворения способного растворяться в кислоте вещества, например, карбонатной горной породы, примыкающей к фильтрационной корке. Чтобы добиться достаточного растворения, обычно в применяемый для проведения обработки флюид вводят несколько мас./об.%, по крайней мере, приблизительно от 1 до 2% и, предпочтительно, приблизительно от 2 до 10 мас./об.% полимера. Если будет определена полезность, то могут применяться и большие количества полимера.

Полимер может применяться в подземных пластах при любой температуре, вплоть до температуры плавления выбранного полимера. Например, поли(L-)молочная кислота имеет температуру плавления приблизительно 173°С, а полигликолевая кислота имеет температуру плавления 230°С. Однако способ с успехом применим при низких температурах вплоть до 20°С. В пластах, температура внутри которых равна или превышает температуру плавления выбранного полимера, предварительно, до проведения обработки флюидом, содержащим полимер, необязательно можно применять охлаждение пласта путем нагнетания большого количества воды. Охлаждающий эффект от предварительного наполнения и обработки с помощью содержащего полимер флюида учитывают при расчете требуемого периода заглушивания скважины. Поскольку кислота образуется в течение определенного периода времени, то твердое вещество можно разместить внутри пласта до того, как образуется большое количество кислоты. Затем кислота распространяется по всей зоне, в которой происходит контакт с полимером.

Полимеры могут применяться в любой твердой форме, включая, однако этим не ограничиваясь, сферы, цилиндры, прямоугольные параллелепипеды, волокна, порошки, шарики или любые другие формы, которые можно ввести в пласт. Их преимущественно применяют в виде частиц с размером в диапазоне от 1 микрона до 2 мм, наиболее предпочтительно, с размером в диапазоне от 10 микрон до 1 мм.

Полимеры нужного размера и формы можно получить любым подходящим способом, известным специалистам из области техники, включая, однако этим не ограничиваясь, дисперсию расплава полимера с большой величиной сдвигового усилия, эмульгирование с последующим испарением растворителя, десольватацию, распылительную сушку или измельчение. Обзор некоторых подходящих способов получения частиц малого размера, микросфер, микрокапсул, профилированных частиц и волокон приводится в Chasin, M. and Langer, R. (Eds.) Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems. Marcel Dekker Inc., New York (1990). В патенте США №4986355 приводится способ получения соответствующим образом сформованных частиц полиэфира для применения в качестве понизителя потери флюида или в качестве средства для разрушения гелей в подземном пласте.

В общем случае в способах получения частиц требуемой формы и размера, предусматривающих использование растворителя, желательно избегать применения хлорсодержащих растворителей. Например, метиленхлорид применяли для получения небольших частиц полиэфиров, таких как полилактид, для использования при доставке лекарств, однако значительное количество метиленхлорида может сохраняться в небольших частицах даже после сушки. Присутствие хлорсодержащего растворителя снижает в остальном превосходную приемлемость полиэфиров с точки зрения окружающей среды. Растворимость полиэфиров в не содержащих хлор растворителях обычно ограничена.

Частицы полимера по настоящему изобретению вводят в пласт в виде взвеси или суспензии вместе или без суспендирующего агента или загустителя, такого как структированная боратом смола гуара или любой другой подходящий загуститель. При использовании загустителя в составе применяемого для обработки флюида, предпочтительно использовать гелевые системы, такие как гуар-борат, которые “разрушаются” (т.е. их вязкость снижается) под действием кислоты, образовавшейся в результате гидролиза полимера, однако в состав применяемого для обработки флюида, содержащего полимер, могут также включаться специфические средства для разрушения гелей, такие как окислители или ферменты.

Как указано выше, скорость гидролиза твердого полимера можно контролировать путем модификации его химического состава и/или его физического размера и формы. На скорость гидролиза может также влиять рН и присутствие катализатора.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения твердый полимер может применяться в качестве покрытия для других частиц, помещаемых в подземный пласт, таких как гравий, используемый при размещении гравийного фильтра, или же он может содержаться в других частицах, помещаемых в подземный пласт, таких как материалы, расклинивающие поры. В таких случаях кислота по-прежнему образуется в результате гидролиза полимера и растворяет способные растворяться в кислоте вещества в поземной горной породе. Способы нанесения твердого полимера на частицы или способы включения твердого полимера в другие частицы должны быть известны специалистам из области техники.

В других вариантах осуществления настоящего изобретения твердый полимер может применяться в качестве покрытия для размещаемой в подземной горной породе армировки ствола скважины. Армировка может включать сетчатые фильтры, такие как гравийные сетчатые фильтры и предварительно подготовленные сетчатые фильтры, применяемые для борьбы с поступлением песка в скважину, или другое используемое для добычи скважинное оборудование. При использовании в качестве покрытия для армировки твердого полимера, который по-прежнему вносит свой вклад в образование кислоты в подземной горной породе, будет также защищать поверхность армировки ствола скважины в процессе его размещения в пласте и препятствовать доступу буровой жидкости, измельченной породы и других нежелательных веществ в сетчатый фильтр, предварительно подготовленный сетчатый фильтр или другую оснастку.

Твердый полимер, по крайней мере, частично будет также находиться внутри сетчатых фильтров и другого используемого для добычи скважинного оборудования. Гидролиз твердого полимера вновь будет способствовать образованию кислоты в подземной горной породе, однако при наличии покрытия он будет препятствовать доступу буровой жидкости, измельченной породы и других нежелательных веществ в сетчатый фильтр, предварительно подготовленный сетчатый фильтр или другую оснастку.

Если необходимо, твердый полимер может находиться как в покрытии, так и внутри армировки ствола скважины. После установления оснастки в подземной горной породе по возможности полное растворение твердого полимера приведет к тому, что скважинное оборудование будет сохранено в чистом состоянии.

Чтобы помочь предотвратить повреждения при установлении оснастки в подземном пласте, твердый полимер может также использоваться в литой форме в качестве центратора, препятствующего контакту оснастки со стенками ствола скважины. Например, в процессе установки сетчатых фильтров, который проводят до размещения гравийного фильтра, в горизонтальном стволе скважины без установки обсадной колонны в продуктивную зону, сетчатые фильтры можно удерживать в центре ствола скважины. По возможности полное растворение твердого полимера будет способствовать образованию кислоты в подземной горной породе.

Покрытие оснастки твердым полимером, размещение твердого полимера внутри армировки и формовку центраторов из твердого полимера можно осуществить любым способом, известным специалистам из области техники.

В том случае, когда одно лишь образование кислоты достаточно эффективно для растворения способного растворяться в кислоте вещества, входящего в состав фильтрационной корки, и для повышения проницаемости пласта, может применяться флюид, который содержит лишь выделяющий кислоту полимер. Однако в большинстве случаев фильтрационные корки также содержат полимер, который был добавлен в буровой раствор в качестве полимерного понизителя фильтрации и полимерного загустителя, так что в применяемый для проведения обработки флюид вводят также средства для разрушения полимеров. Их вводят также в подземную горную породу, где они служат для разрушения полимерного вещества (такого как полимерный загуститель), входящего в состав фильтрационных корок внутри пласта.

Предпочтительными средствами для разрушения полимеров по настоящему изобретению являются окислительные средства разрушения полимеров (окислители) и ферментативные средства разрушения полимеров, хотя могут применяться любые другие средства для разрушения полимеров, способные, по крайней мере, частично, приводить к разложению полимерных загустителей. Средства для разрушения полимеров обычно применяют, по меньшей мере, в такой концентрации, которая, как известно специалистам, является эффективной. Достаточное количество средства для разрушения полимеров присутствует в применяемом для проведения обработки флюиде с тем, чтобы оно могло оказать самостоятельный эффект на фильтрационные корки, содержащие такие полимеры, которые способны разрушаться под действием средств для разрушения полимеров. Под самостоятельным эффектом понимают, что достаточное количество полимера гидролизуется и способствует разрушению фильтрационной корки и устранению повреждения вблизи ствола скважины, которое можно отнести за счет присутствия полимеров.

Окислительные средства разрушения полимеров, применяемые в способе по настоящему изобретению, могут быть любыми окислительными средствами разрушения полимеров, которые, как известно из области техники, могут применяться с целью понизить вязкость содержащих полимерный загуститель композиций или разрушить содержащие полимерный загуститель фильтрационные корки, для взаимодействия с полимерными загустителями, представляющими собой в большинстве случае полисахариды. Окислительные средства разрушения полимеров могут присутствовать в растворе или в виде дисперсии. Подходящие соединения включают пероксиды, персульфаты, пербораты, перкарбонаты, перфосфаты, гипохлориты, персиликаты и аддукты пероксида водорода, такие как аддукт пероксид водорода и мочевина, и пероксид оксида магния.

Предпочтительными окислительными средствами разрушения полимеров, которые, в соответствии с настоящим изобретением, применяют для включения в состав применяемого для обработки флюида, являются пероксиды, способные разлагаться с выделением пероксида водорода.

Из окислительных средств разрушения полимеров наиболее предпочтительными являются перкарбонаты и пербораты, в особенности перкарбонат натрия и перборат натрия.

Предпочтительные ферментативные средства разрушения полимеров, которые применяют в способе по настоящему изобретению, включают такие ферменты, которые, как известно из области техники, пригодны для того, чтобы гидролизовать полимерные загустители и тем самым снижать вязкость композиций, содержащих полимерные загустители, или разрушать фильтрационные корки, содержащие полимерные загустители. Ферментативные средства разрушения полимеров выбирают на основании их известной способности гидролизовать полимерные загустители. Обычно полимерный загуститель является полисахаридом, и ферментативные средства разрушения полимеров выбирают по их известной способности гидролизовать полисахаридные компоненты фильтрационной корки. Примеры подходящих ферментов, которые могут применяться для разрушения полисахаридов, включают ферменты, которые способны гидролизовать крахмал, ксантан, целлюлозу, гуар, склероглюкан, сукциногликан или производные указанных полимеров.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения эффективность входящего в их состав окислительного средства разрушения полимеров может быть повышена за счет образования более реакционноспособных окислителей. В определенных условиях, например, в том случае, когда в используемый для проведения обработки флюид вводят пероксид, образование пероксида водорода в присутствии органической кислоты может привести к получению надкислоты, которая является более эффективным окислителем, чем пероксид водорода.

Гидролиз сложных эфиров в присутствии пероксида водорода также может привести к получению надкислот. Известно, что сложные эфиры могут гидролизоваться гидролазами (ЕС 3), такими как липаза (ЕС 3.1.1.3), эстераза (ЕС 3.1.1.1) или протеаза (ЕС 3.4), в присутствии пероксида водорода или других пероксидов с образованием надкислоты (патент США №3974082; патент США №5108457, патент США №5296161; патент США №5338474; патент США №5352594; патент США №5364554). Образуемые указанными ферментами in situ надкислоты применяли для отбеливания. Надкислоты являются более эффективными окислителями, чем пероксиды, в особенности в диапазоне температур от 25 до 80°С. Таким образом, сложные эфиры, ферменты, гидролизующие сложные эфиры, пероксид водорода или соединения, генерирующие пероксид водорода, могут входить в состав используемых для проведения обработки флюидов по настоящему изобретению. Предполагается также, что гидролиз полиэфиров в присутствии пероксида водорода приводит к генерации надкислоты.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения может оказаться желательным использовать больше чем один тип средств для разрушения полимеров, например, окислитель может быть использован в сочетании с ферментативным средством для разрушения полимеров в том случае, когда присутствуют два полисахарида, но лишь один из них может разлагаться под действием фермента. Окислители и ферменты, если необходимо, могут применяться в форме препаратов пролонгированного действия, которые хорошо известны специалистам из области техники.

Частицы твердого полимера вводят в пласт в виде взвеси или суспензии вместе с, или без суспендирующего агента или загустителя, такого как структированная боратом смола гуара или любой другой подходящий загуститель. Предпочтительно использовать гелевые системы, такие как гуар-борат, которые “разрушаются” (т.е. их вязкость снижается) под действием кислоты, образовавшейся в результате гидролиза полимера, однако в состав применяемого для обработки флюида, содержащего полимер, могут также включаться специфические средства для разрушения гелей, такие как окислители или ферменты, которые могут воздействовать на другие типы гелей, не разрушаемых за счет снижения величины рН.

Дополнительные вещества, в том числе химические реагенты, катализаторы или ферменты, могут включаться в состав используемых для проведения обработки флюидов путем растворения или диспергирования. Подобные вещества могут в качестве дополнения или в качестве замены включаться в твердый полимер путем растворения, диспергирования или инкапсулирования с помощью любого способа, известного специалистам из области техники.

Дополнительные вещества могут обладать функциональной активностью или активностями в качестве применяемых на нефтепромыслах реагентов, включая применяемые при добыче реагенты. Примеры подобных функциональных активностей включают, однако этим не ограничиваясь, активность в качестве средства для разрушения гелей или полимеров, кислоты, ингибитора коррозии, поверхностно-активных веществ, ингибиторов образования отложений, хелатообразующего агента, средств для удаления отложений, модификаторов температуры отливки, ингибиторов парафина, ингибиторов асфальтена, растворителей, катализаторов или биоактивных агентов, которые могут применяться в способе по настоящему изобретению для облегчения разрушения фильтрационной корки или для решения проблем, связанных с добычей углеводородов или воды.

Как указано выше, в одном из вариантов осуществления настоящего изобретения, по меньшей мере, часть полимера остается в подземной горной породе и постоянно высвобождает органическую кислоту и применяемый при добыче химический реагент в процессе извлечения углеводорода или нагнетания воды до тех пор, пока полимер полностью не гидролизуется.

Одна из функций добавленных веществ заключается в регулировании удельного веса используемого для проведения обработки флюида и твердого полимера до значения, необходимого для размещения в горной породе. Предпочтительные вещества, регулирующие удельный вес, включают растворимые в воде соли щелочных металлов и другие соли, которые применяют для регулирования удельного веса нефтепромысловых минерализованных вод.

В том случае, когда твердые полимеры включают другие вещества путем растворения, диспергирования или инкапсулирования, гидролиз твердого полимера приведет к высвобождению указанных твердых веществ. В том случае, когда вещества инкапсулированы в полимере, высвобождение обычно сопровождает образование кислоты, а в случае растворенных или диспергированных веществ высвобождение совпадает с образованием кислоты.

Поскольку в результате гидролиза твердого полимера образуется кислота, то удобно включать в состав используемого для проведения обработки флюида реагенты, которые взаимодействуют с кислотой с образованием требуемых окислителей, или другие химические реагенты, применяемые для проведения обработки подземных горных пород. Подобные кислотные реагенты могут включаться либо в состав используемого для проведения обработки флюида, либо в твердый полимерный компонент флюида, либо и в тот и в другой вместе. Примерами подходящих химических агентов являются пероксид кальция и бифторид аммония. Пероксид кальция разлагается в присутствии кислоты с образованием пероксида водорода, а бифторид аммония разлагается в присутствии кислоты с образованием фторида водорода. Образование фторида водорода позволяет растворить вещества, которые трудно растворимы в растворах органических кислот.

В состав одновременно может включаться более одного полимера, содержащего или не содержащего другие инкапсулированные, растворенные или диспергированные вещества, химические реагенты, катализаторы или ферменты. Например, быстрорастворимый полимер может быть выбран для обеспечения относительно быстрого образования кислоты. Его можно использовать в комбинации с другим медленно растворяющимся полимером, который содержит реагент для проведения обработки ствола скважины, такой как средство для удаления отложений, и добиться контролируемого высвобождения реагента для проведения обработки ствола скважины при проведении последующих операций в процессе добычи. По возможности полное растворение твердого полимера позволяет добиться идеальной очищающей обработки.

С целью снижения стоимости способа используют технические сорта для всех химических соединений, необходимых для осуществления способа по настоящему изобретению.

В том случае, когда в качестве средства разрушения полимеров применяют фермент, то, в соответствии со способом настоящего изобретения, необходимо выбрать фермент, который остается активным в условиях продуктивного пласта и в используемом для проведения обработки флюиде, по крайней мере, до тех пор, пока требуется каталитическая активность.

Фермент обычно является водорастворимым ферментом. Обычно предпочтительно фермент должен быть хорошо растворим в воде, хотя ферменты могут быть также активны и могут применяться и в среде с низкой водной активностью или в двухфазных системах, таких как эмульсии или дисперсии. Как правило, применяют изолированные ферменты. Ферменты можно выделять из растительных, животных, бактериальных или грибковых источников. Ферменты можно получить из организмов дикого типа, обычным образом выращенных организмов, мутантных и полученных методами генной инженерии организмов. Ферменты необязательно могут быть химически модифицированы при условии, что они сохраняют требуемую каталитическую активность или обладают требуемой каталитической активностью. Ферменты предпочтительно представляют собой промышленные ферменты, которые доступны в больших количествах из коммерческих источников.

В том случае, когда необходимо обрабатывать фильтрационную корку в процессе размещения гравийного фильтра, твердый полимер и необязательно средства для разрушения полимеров по настоящему изобретению включаются в состав жидкого носителя, применяемого для размещения гравийного фильтра.

В случае необходимости вязкость раствора можно регулировать до заданного значения с помощью полимерных загустителей или поверхностно-активных загустителей, обладающих свойствами, необходимыми для проведения операций размещения гравийного фильтра.

Подходящие размеры и формы гравия и твердого полимера выбирают таким образом, чтобы обеспечить требуемое размещение гравийного фильтра и получить необходимое количество кислоты. Твердый полимер может использоваться в любой концентрации, которая приведет к последующему удалению, по крайней мере, части способного растворяться в кислоте вещества в составе фильтрационной корки. Подходящие размеры и формы должны быть хорошо известны или легко могут быть определены специалистами.

Флюид для размещения гравийного фильтра, содержащий гравий и твердый полимер, а также необязательно средства для разрушения полимеров, может быть приготовлен и размещен в пласте с использованием любого способа размещения гравийного фильтра, который известен специалистам из области техники.

Полимер распределяется по всему гравийному фильтру, и кислота образуется во всем объеме гравийного фильтра, включая ту его часть, которая находится непосредственно вблизи фильтрационной корки, выстилающей ствол скважины. Средства для разрушения полимеров, если они необязательно включаются в состав, также будут распределяться по всему объему гравийного фильтра.

Несмотря на то, что большая часть кислоты образуется в результате гидролиза твердого полимера уже после размещения твердого полимера в подземной горной породе, следы кислоты, которые присутствуют в используемом для проведения обработки флюиде, потенциально могут привести к преждевременному растворению фильтрационной корки. Это может вызвать особые проблемы в тех ситуациях, когда большие объемы флюида могут контактировать с относительно небольшими поверхностями фильтрационной корки, например, при размещении гравийного фильтра в длинных горизонтальных скважинах, где большие объемы даже сильно разбавленной кислоты могут привести к преждевременной эрозии части фильтрационной корки, что приводит к утечке флюида, поглощению бурового раствора и разрушению гравийного фильтра. Этой ситуации можно избежать за счет включения, в соответствии с настоящим изобретением, в состав флюидов, используемых для проведения обработки, и жидкостей, используемых для размещения гравийного фильтра, подходящего количества буфера, такого как, например, щелочной боратный буфер, который будет поддерживать величину рН на уровне, превышающем тот, при котором будет происходить эрозия фильтрационной корки, по крайней мере, в течение периода времени, необходимого для завершения размещения гравийного фильтра.

Аналогично, проблему преждевременного растворения фильтрационной корки под действием средств для разрушения полимеров, которые атакуют фильтрационную корку, можно решить за счет использования препаратов средств для разрушения полимеров, которые обеспечивают контролируемое высвобождение средства для разрушения полимеров, включая, однако этим не ограничиваясь, препараты, в которых средство для разрушения полимеров включено в твердый полимер путем инкапсулирования, растворения или диспергирования.

Используемый для проведения обработки флюид обычно готовят, растворяя или диспергируя твердый полимер и средство для разрушения полимеров в подходящей воде, например, водопроводной (пригодной для питья) воде, в добытой воде или морской воде. Если требуется, то используемый для проведения обработки флюид можно приготовить, непрерывно добавляя индивидуальные компоненты в воду, предпочтительно при тщательном контроле и мониторинге процесса, по мере того, как флюид нагнетается в подземный продуктивный пласт. Другие способы приготовления используемого для проведения обработки флюида хорошо известны специалистам из области техники. Преимущественно применяют единый раствор или дисперсию, содержащую все компоненты.

Концентрации твердого полимера и средства для разрушения полимеров, которые присутствуют в используемом для проведения обработки флюиде, будут зависеть от количеств кислоты и средства для разрушения полимеров, необходимых для разрушения фильтрационной корки. Как правило, используют количество твердого полимера, достаточное для получения в диапазоне от 0,5 до 10 мас./об.% органической кислоты при полном гидролизе полимера. Ферментативные средства разрушения полимеров, как правило, применяют в виде жидких препаратов с концентрацией в диапазоне от 0,05 до 5 об./об.% или в виде эквивалентного количества сухих препаратов фермента. Используемые количества окислительного средства разрушения полимеров будут зависеть от типа применяемого средства разрушения полимеров, однако они составляют в диапазоне от приблизительно 0,005 до 60 кг/м3, преимущественно, от 0,2 до 10 кг/м3.

Для проведения обработок вблизи ствола скважины объем используемого для проведения обработки флюида, который вводят в горную породу, как правило, по меньшей мере, равен объему ствола скважины плюс припуск на некоторую утечку в горную породу. Обычно используют объем флюида, который составляет в диапазоне от 120 до 200% от объема ствола скважины, однако в том случае, если ожидают большой скорости потери флюида, то может быть выбран объем, составляющий вплоть до 300% от объема ствола скважины. При размещении гравийного фильтра и обработке по технологии “фрэк-пэк” обычно применяют объем флюида, соответствующий требованиям избранного типа обработки, и этот объем может быть легко определен специалистами. Твердый полимер обычно имеет размер, который не позволяет ему далеко проникать в горную породу, и он остается внутри ствола скважины, а потому выделяет кислоту в стволе скважины, гравийном фильтре, фрэк-пэке или разрыве.

Используемый для проведения обработки флюид необходимо запереть на период времени, достаточно длинный для того, чтобы образовалось достаточное количество кислоты в результате гидролиза твердого полимера, чтобы образовавшаяся кислота растворила способные растворяться в кислоте вещества и чтобы любые присутствующие средства разрушения полимеров разрушили полимеры. Обычно желательно, чтобы обработка была завершена в течение 1-3 дней. При некоторых обстоятельствах может оказаться приемлемым продлить обработку. Например, некоторые скважины бурят и заканчивают, а затем заглушают на длительный период (по меньшей мере, на несколько недель) прежде, чем начать добычу. Таким образом, в течение продолжительного времени используемый для проведения обработки флюид может оставляться в заглушенном стволе скважины, чтобы удалять фильтрационную корку. Обычно скважину заглушают после введения используемого для проведения обработки флюида на период времени, обычно составляющий от 2 часов до одной недели, предпочтительно на 6-48 часов, с тем чтобы позволить образоваться кислоте и разрушить полимер. После этого начинают или продолжают добычу из скважины или же, в случае нагнетательных скважин, начинают нагнетание скважины.

Используемый для проведения обработки флюид может включать дополнительные вещества или химические добавки, которые обычно применяют в нефтедобывающей промышленности, если предполагают, что их включение полезно, и если они совместимы с другими компонентами используемого для проведения обработки флюида.

Обычно используемый для проведения обработки флюид имеет водную основу, хотя в пластах с очень высокой температурой можно применять подходящий углеводород или совместный растворитель, с тем чтобы снизить скорость гидролиза твердого полимера.

Настоящее изобретение предоставляет следующие особые преимущества перед известными из области техники способами:

Предлагается простой, эффективный и удобный способ обработки фильтрационной корки, содержащей как карбонат, так и полимер, с использованием единого флюида.

Кроме того, способ в общем случае мало опасен, в сравнении с ранее применявшимися способами, в которых использовали значительные количества кислот.

Компоненты системы обычно являются приемлемыми с точки зрения охраны окружающей среды. Полиэфиры, ферменты и определенные окислительные компоненты, такие как перкарбонаты, оказывают малое воздействие на окружающую среду. Кроме того, флюиды не обладают сильным коррозионным действием, и это означает, что применения ингибитора коррозии обычно не требуется, что предоставляет дополнительные преимущества с точки зрения защиты окружающей среды.

Изобретение далее поясняется следующими примерами.

Пример 1

1 г порошка полигликолевой кислоты добавляют в пробирку, которая содержит 10 мл воды и 2 г карбоната кальция (средний размер частиц 50 микрон). Пробирки закрывают и выдерживают в термостате при температуре 25, 60 и 80°С. За растворением карбоната кальция, происходящим благодаря гликолевой кислоте, высвобожденной при гидролизе полигликолевой кислоты, наблюдают путем отбора проб жидкости на водной основе, отделения частиц центрифугированием и анализа растворенного кальция с помощью колориметрических методов анализа.

Количество карбоната кальция, растворенного по прошествии 24 часов, составляет 6, 20 и 40 г/л при температуре 25, 60 и 80°С, соответственно.

Пример 2

1 г гранул полимолочной кислоты (средний диаметр 2,5 мм) добавляют в пробирку, которая содержит 10 мл воды и 2 г карбоната кальция (средний размер частиц 50 микрон). Пробирки закрывают и выдерживают в термостате при температуре 80 и 95°С. За растворением карбоната кальция, происходящим благодаря молочной кислоте, высвобожденной при гидролизе полимолочной кислоты, наблюдают путем отбора проб жидкости на водной основе, отделения частиц центрифугированием и анализа растворенного кальция с помощью колориметрических методов анализа.

Количество карбоната кальция, растворенного по прошествии 24 часов, составляет 2,5 и 12,4 г/л при температуре 80 и 95°С, соответственно.

Пример 3

1,000 г измельченной полимолочной кислоты (средний диаметр частиц 400 микрон) добавляют к 75 мл деионизованной воды и помещают в высокотемпературную ячейку высокого давления (НРНТ) Ofite. Ячейку герметизируют и нагревают до 121°С. Через приблизительно 23, 48 и 69 часов (проводят три отдельные серии) ячейки вскрывают, отделяют какое-либо количество нерастворенного вещества и сушат на воздухе до постоянного веса. Затем определяют процент растворившейся исходной полимолочной кислоты.

Время при 121°С (часы) Процент растворившейся полимолочной кислоты рН раствора (по индикаторной бумаге)
0 0
23 60 3
48 98 2*
69 100 2
(*2,85 по показаниям рН-метра)

Полученные результаты показывают, что гидролиз при 121°С требует нескольких десятков часов. Низкие значения рН свидетельствуют о том, что образование молочной кислоты связано с гидролизом полимолочной кислоты.

Примеры показывают, что карбонат кальция растворяется под действием кислоты, образующейся в результате гидролиза твердых полимеров. Примеры также показывают, что скорость образования кислоты является функцией состава полимера и температуры. Образование органической кислоты из полимеров, введенных в подземную горную породу, приводит к разложению карбонатсодержащих фильтрационных корок или других типов фильтрационных корок, контактирующих с карбонатными породами.

1. Способ разрушения фильтрационной корки, образовавшейся из бурового раствора, в подземном пласте, при этом способ включает:
(i) введение в используемый для проведения обработки флюид твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот;
(ii) введение используемого для проведения обработки флюида в указанный подземный пласт, содержащий указанную фильтрационную корку, образовавшуюся из бурового раствора; и
(iii) предоставление возможности твердому полимеру гидролизоваться в присутствии воды и выделять органическую кислоту таким образом, что происходит растворение вещества, способного растворяться в кислоте, внутри фильтрационной корки, образовавшейся из бурового раствора, или в примыкающем пласте.

2. Способ по п.1, где твердым полимером является полиэфир.

3. Способ по п.1 или 2, где твердым полимером является алифатический полиэфир.

4. Способ по п.1 или 2, где полимером является полимер, который составлен из одного или нескольких мономеров, выбранных из молочной кислоты, лактида, гликолевой кислоты, гликолида, капролактона и, необязательно, других гидрокси-, карбокси- или гидрокси-карбоксисодержащих кислотных соединений, которые способны конденсироваться с молочной кислотой, лактидом, гликолевой кислотой, гликолидом или капролактоном.

5. Способ по п.1, где в результате гидролиза твердого полимера образуется молочная кислота или гликолевая кислота.

6. Способ по п.1, где твердый полимер представляет собой полимолочнуто кислоту или полигликолевую кислоту.

7. Способ по п.1, где одно или несколько других веществ, химических реагентов, катализаторов или ферментов включают в твердый полимер путем инкапсулирования с тем, чтобы позволить им контролируемо высвобождаться одновременно с образованием кислоты или после образования кислоты.

8. Способ по п.7, где указанные одно или несколько других веществ, химических реагентов, катализаторов или ферментов включают в твердый полимер путем растворения или диспергирования с тем, чтобы позволить им контролируемо высвобождаться одновременно с образованием кислоты.

9. Способ по п.7 или 8, где указанные одно или несколько других веществ, химических реагентов, катализаторов или ферментов, высвобождаемые из твердого полимера, обладают функциональной активностью для обработки фильтрационной корки или функциональной активностью в качестве химических реагентов, применяемых при проведении добычи.

10. Способ по п.1, где твердый полимер применяют в форме сферы, цилиндра, прямоугольного параллелепипеда, волокна, порошка, шарика или в другой форме.

11. Способ по п.1, который дополнительно включает введение буферной добавки в используемый для проведения обработки флюид.

12. Способ по п.1, который дополнительно включает введение в используемый для проведения обработки флюид одного или нескольких средств для разрушения полимеров.

13. Способ по п.12, где средством для разрушения полимеров является фермент гидролаза.

14. Способ по п.12 или 13, где средством для разрушения полимеров является фермент, способный гидролизовать полисахарид.

15. Способ по п.12 или 13, где средством для разрушения полимеров является фермент, способный гидролизовать крахмал, ксантан, целлюлозу, гуар, склероглюкан или сукциногликан или производное любого из указанных полимеров.

16. Способ по п.12, где средством для разрушения полимеров является окислитель.

17. Способ по п.16, где средством для разрушения полимеров является окислитель, выбранный из персульфата, гипохлорита, пероксида, пербората, перкарбоната, перфосфата, персиликата, аддукта катиона металла и пероксида водорода.

18. Способ по п.12, где средство для разрушения полимеров находится в форме препарата с пролонгированным высвобождением.

19. Способ по п.1, где используемым для проведения обработки флюидом является флюид для размещения гравийного фильтра, который включает один или несколько твердых полимеров и необязательно одно или несколько средств для разрушения полимеров.

20. Способ по п.1 или 19, где используемый для проведения обработки флюид разрушает или разлагает, по крайней мере, часть фильтрационной корки и повышает проницаемость пласта.

21. Способ по п.1, где, по меньшей мере, часть полимера остается в подземном пласте и в процессе извлечения углеводорода или нагнетания воды постоянно высвобождает органическую кислоту и применяемый при проведении добычи химический реагент до тех пор, пока полимер полностью не гидролизуется.

22. Способ по п.1, где подземный пласт содержит углеводород или воду и где способ дополнительно включает извлечение углеводорода или воды из подвергнутого обработке пласта.

23. Способ по п.1, где используемый для проведения обработки флюид, содержащий твердый полимер, вводят в пласт через ствол скважины, который достигает пласта.

24. Способ по любому из пп.1, 19 и 23, где используемый для проведения обработки флюид дополнительно включает чувствительный к кислоте загуститель и где вязкость флюида снижается под действием кислоты, образовавшейся в результате гидролиза твердого полимера.

25. Способ по п.24, где загустителем является структурированная боратом смола гуара.

26. Способ по любому из пп.1, 19 и 23, где используемый для проведения обработки флюид содержит также пероксид кальция и где органическая кислота, образовавшаяся в результате гидролиза твердого полимера, приводит к выделению пероксида водорода.

27. Способ по любому из пп.1, 19 и 23, где используемый для проведения обработки флюид содержит также бифторид аммония и где органическая кислота, образовавшаяся в результате гидролиза твердого полимера, приводит к выделению фтористого водорода.

28. Способ по п.1, в котором по меньшей мере около 1 мас./об.% указанного полимера включено в указанный флюид для обработки.

29. Способ по п.1, где от около 2 до около 10 мас./об.% указанного полимера включено в указанный флюид для обработки.

30. Способ предотвращения повреждения сетчатых фильтров и другого устанавливаемого под землей оборудования в процессе его размещения в подземном пласте, который включает, перед указанным размещением, покрытие оборудования твердым полимером, способным в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот, при этом твердым полимером является полилактид, сополимер лактида-гликолида, сополимер лактида-капролактона, сополимер гликолида-капролактона или сополимер лактида-гликолида-капролактона, и последующее размещение указанного оборудования в указанной подземной формации.

31. Способ предотвращения повреждения сетчатых фильтров и другого устанавливаемого под землей оборудования в процессе его размещения в подземном пласте, который включает, перед указанным размещением, нанесение, по крайней мере, на часть внутренних поверхностей оборудования твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот, и последующее размещение указанного оборудования в указанной подземной формации.

32. Способ предотвращения повреждения сетчатых фильтров и другого устанавливаемого под землей оборудования в процессе его размещения в подземном пласте, который включает, перед указанным размещением, применение для оборудования центратора, представляющего собой отлитую форму твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот, и последующее размещение указанного оборудования в указанном подземном пласте.

33. Сетчатый фильтр или другое устанавливаемое под землей оборудование, пригодное для размещения в подземной формации без повреждения указанного оборудования, для использования в процессе добычи нефти, газа или воды из скважин, пробуренных к подземным пластам, и которое включает, которое покрыто и/или, по крайней мере, на части поверхности которого, перед указанным размещением, нанесен указанный твердый полимер, способный в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот.

34. Сетчатый фильтр или другое устанавливаемое под землей оборудование по п.31, где полимером является полиэфир.

35. Сетчатый фильтр или другое устанавливаемое под землей оборудование по п.33 или 34, где полимером является полилактид, сополимер лактида-гликолида, сополимер лактида-капролактона, сополимер гликолида-капролактона или сополимер лактида-гликолида-капролактона.

36. Применение твердого полимера, способного в результате гидролиза превращаться в одну или несколько органических кислот, в качестве экзогенного средства для разрушения фильтрационной корки, образовавшейся из бурового раствора, в составе флюида, используемого для проведения обработки подземного пласта.

37. Применение по п.36, где полимером является полилактид, сополимер лактида-гликолида, сополимер лактида-капролактона, сополимер гликолида-капролактона или сополимер лактида-гликолида-капролактона.

38. Применение по п.36, где по меньшей мере около 1 мас./об.% указанного полимера включено в указанный флюид для обработки.

39. Применение по п.36, где от около 2 до около 10 мас./об.% указанного полимера включено в указанный флюид для обработки.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны терригенного коллектора, и может быть использовано для повышения эффективности нефтедобычи.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения или восстановления производительности скважин путем обработки призабойной зоны с применением устройств, содержащих газогенерирующий при сгорании композиционный материал.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .
Изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано на нефтяном месторождении для обезвреживания и утилизации продуктов кислотной обработки призабойной зоны скважины.
Изобретение относится к технологии обработки призабойной зоны пласта с большим этажом газоносности и с неоднородными коллекторскими свойствами в условиях аномально низких пластовых давлений и может быть использовано в газодобывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения тяжелой нефти или битума. .

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазодобывающей, и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и водозаборных скважин в составе скважинного оборудования для фильтрации скважинной жидкости от механических примесей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к фильтрующим устройствам, и может быть использовано в строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к горной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к оборудованию для эксплуатации скважин. .

Изобретение относится к скважинным фильтрам и, в частности, к тем, которые могут расширяться в необсаженной скважине, перекрывая ее ствол, имеющий неравномерную форму.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при освоении и эксплуатации нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. .

Изобретение относится к оборудованию для добычи нефти или газа. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, и может быть применено при нефтедобыче для активации скважинных фильтров, имеющих срезаемые пробки. .

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к нефтегазодобывающей, и может быть использовано при освоении нефтяных скважин в составе скважинного оборудования, для фильтрации скважинной жидкости от механических примесей.

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах.
Наверх