Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами

Описаны способы обработки стволов скважин с использованием флюидов, содержащих сфингановый гетерополисахарид. Способ проведения операции очистки ствола скважины включает приготовление и введение в ствол скважины водного флюида, содержащего сфингановый гетерополисахарид, вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида и вынесенного наполняющего ствол скважины материала в целях по существу отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида и введение данной части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, где не требуется значительная подпитка сфингановым гетерополисахаридом. Способ может быть использован при бурении, вскрытии, замещении, ремонте, заканчивании, техническом обслуживании, проведении испытаний, ликвидации скважин, гидравлическом разрыве, размещении пакерной жидкости. Технический результат - повышение устойчивости к сдвиговой деструкции. 18 з.п. ф-лы, 7 табл.

 

Уровень техники

Данное изобретение относится к флюидам и способам, применяемым при обработке ствола скважины, пронизывающего подземный пласт. В частности, данное изобретение относится к способам, применяемым в приложениях по очистке скважин с использованием флюидов рециркулируемой вязкости, содержащих сфингановый гетерополисахарид.

При операциях по очистке стволов скважин цель заключается в удалении наполняющего ствол скважины материала, такого как песок, чешуйчатые или органические материалы, и другой выбуренной породы из ствола скважины. Многие залежи дают некоторое количество песка или мелкозернистых материалов, которые не могут быть вынесены на поверхность в добытом флюиде. Концентрация скоплений наполняющего материала в нижней части ствола скважины может со временем возрастать, что может ограничивать добычу. Для удаления наполняющего ствол скважины материла регулярно проводят очистки, применяя гибкие трубы, методики введения труб в скважину под давлением или гидравлического ремонта скважины под давлением. Термин «очистка ствола скважины» также известен как ремонт скважины и интервенция.

Типичная операция очистки ствола скважины включает приготовление на поверхности буровой площадки стандартного вязкого флюида на полимерной основе с плотностью, отвечающей задаче достижения дна ствола скважины, и введение флюида в ствол скважины. Затем порцию флюида возвращают на поверхность циркуляцией, чтобы удалить наполняющий ствол скважины материал. Вследствие воздействия предельных условий в стволе скважины, а также деструкции, обусловленной методиками удаления наполняющего скважину материала, вязкостные свойства флюида, необходимые для дальнейших очищающих обработок, обычно ухудшаются, и флюид должен быть либо отброшен, либо смешан со свежим флюидом, чтобы повторно использовать флюид.

Следовательно, существует необходимость в способах очистки стволов скважин, в которых не требуется ни отбрасывать по меньшей мере порцию очищающего флюида после единичной обработки, ни проводить значительную подпитку свежим флюидом. Способ, который может обеспечить вышеназванное, был бы весьма желательным, и указанная задача решена, по меньшей мере, частично нижеследующим изобретением.

Сущность изобретения

Осуществления изобретения предоставляют способы доставки флюидов и их повторного использования, где флюиды включают сфингановый гетерополисахарид, который способствует стабильности вязкости и уменьшению фрикционного давления. В некоторых осуществлениях изобретение относится к способам, применяемым в приложениях по очистке скважин с использованием флюидов рециркулируемой вязкости, содержащих, по меньшей мере, сфингановый гетерополисахарид и необязательную соль. В других осуществлениях изобретение относится к способам закачки флюидов, содержащих сфингановый гетерополисахарид, чтобы понизить фрикционное давление при закачивании.

В одном осуществлении предоставлен способ проведения операции очистки скважины. Способ включает приготовление флюида, содержащего, по меньшей мере, водную среду, электролит и гетерополисахарид с тетрасахаридным повторяющимся звеном в полимерной цепи, как представлено химической формулой:

где, по меньшей мере, три разных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу; M+ представляет собой ионную частицу; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метил или метилольную группу; и среднемассовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от примерно 105 до примерно 107. Флюид вводят в ствол скважины, чтобы извлечь с флюидом заполняющий ствол скважины материал. По меньшей мере, часть флюида затем регенерируют на поверхности и существенное количество извлеченного с флюидом заполняющего ствол скважины материала отделяют от флюида. Флюид снова вводят в ствол скважины для второго цикла или большего числа последующих циклов. В данном осуществлении значительная подпитка гетерополисахарида не требуется.

В другом осуществлении дан способ обработки ствола скважины. Данный способ включает приготовление водного флюида, содержащего, по меньшей мере, сфингановый гетерополисахарид и электролит. Затем флюид вводят в ствол скважины для проведения первого цикла, и, по меньшей мере, часть его регенерируется на поверхности, где не наблюдается значительное изменение вязкостных свойств регенерированного флюида после введения в первый цикл. Затем данную часть вводят в ствол скважины для проведения второго цикла.

В другом осуществлении способ относится к уменьшению фрикционного давления композиции флюида, закачанного через трубу, включением сфинганового гетерополисахарида в качестве компонента композиции флюида. Труба может представлять собой компонент установки гибких труб, и интенсивность закачки флюида может составлять примерно 9,5 м3/ч или более. Также внешний диаметр трубы может составлять примерно 4,5 см или менее.

Подробное описание

Описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных осуществлений изобретения и не должны быть истолкованы как ограничение объема и применимости изобретения. Хотя композиции настоящего изобретения описаны здесь как включающие определенные материалы, следует понимать, что композиция могла бы необязательно включать два или более химически разных материала. Кроме того, композиция также может включать некоторые компоненты, отличные от уже названных. В разделе “Сущность изобретения” и в данном подробном описании каждое численное значение должно быть один раз прочитано как определенное термином “примерно” (если это уже специально не определено) и затем прочитано снова как не определенное таким образом, если на иное не указывает контекст. При указании диапазона следует понимать, что авторы изобретения включают все числовые значения в непрерывном спектре в пределах диапазона и что все значения в пределах диапазона могут служить минимальным или максимальным конечными значениями диапазона.

Изобретение раскрывает способы, используемые для обработок по очистке стволов скважин. В частности, данное изобретение относится к способам, применяемым в приложениях по очистке стволов скважин с использованием новых водных флюидов, содержащих, по меньшей мере, сфингановый гетерополисахарид. Авторы изобретения обнаружили, что флюиды, использованные в изобретении, проявляют хорошую температурную стабильность, а также улучшенные вязкостные характеристики и свойства к суспендированию твердых частиц по сравнению с обычно используемыми флюидами. Данные характеристики приводят к надежному вязкому флюиду, вязкостные свойства которого при повторном воздействии предельных условий в стволе скважины значительно не ухудшаются. Это создает возможность использовать данный флюид в любом целесообразном числе повторяющихся циклов очистки ствола скважины и устраняет необходимость либо в существенном удалении, либо в существенном пополнении значительных объемов флюида после единичных циклов очистки. Следовательно, флюиды, использованные по изобретению, представляют собой флюиды c рециркулируемой вязкостью. Термин “рециркулируемая вязкость” означает, что флюид по существу сохраняет вязкостные характеристики, необходимые для его функционирования в качестве обрабатывающего флюида, после воздействия условий ствола скважины и/или пласта. Как таковая, рециркулируемая вязкость означает, что не наблюдается значительное изменение вязкости флюида, которое делает флюид значительно менее функциональным, после введения в, по меньшей мере, один цикл и возвращения из него.

Число циклов обработки, для которых могут быть использованы флюиды, строго не ограничено, если не требуется значительная подпитка флюида или ингредиентов флюида, чтобы поддержать предполагаемое функционирование флюида при обработке. Таким образом, флюид может быть введен в цикл, по меньшей мере, два раза и, возможно, три, четыре, пять, шесть, семь, десять, пятнадцать, двадцать и так далее раз. По существу любое целое число от двух или более возможно, если отсутствует значительная подпитка флюида или компонентов флюида и флюид функционирует, как предполагалось. Подпитка не включает добавление флюида или ингредиентов флюида с целью компенсации утечек в пласт.

Использованный здесь термин «цикл», или «цикл обработки», если не оговорено другое, означает часть обработки, где объем флюида, выносящего наполняющий ствол скважины материал, возвращенного из скважины, а также объем флюида, который может утечь в пласт, по существу равен объему, закачанному в ствол скважины. В тех случаях, когда не происходит значительная утечка, в цикле возвращенный объем должен быть по существу равен закачанному объему. В случаях, когда происходит утечка, только часть закачанного объема может быть возвращена, и методики определения скорости и объема утечки хорошо известны специалистам в данной области.

Флюиды, подходящие для осуществлений способа изобретения, представляют собой водные флюиды, содержащие гетерополисахарид и необязательный электролит. Водная среда для приготовления флюида обычно представляет собой воду или рассол. Может быть использован электролит, чтобы отрегулировать плотность флюида с тем, чтобы флюид мог эффективно обрабатывать ствол скважины по всей длине. Когда для регулирования плотности используют электролит, специалисты в данной области примут во внимание, что 1% мас./об. означает один процент массово-объемного отношения и соответствует концентрации массы электролита 10 кг/м3 (10 г/л) объема жидкой фазы. Таким образом, по определению, массово-объемное отношение представляет граммы растворенного вещества (электролита) в литрах жидкого раствора (не включая какого-либо газового компонента), и оно включает электролит, который может быть либо растворен, либо суспендирован в растворе при комнатной температуре. Флюиды, подходящие для изобретения, имеют значение плотности в отсутствие газового компонента от примерно 1,0 до примерно 2,3 килограмм на литр (кг/л), от примерно 1,1 до примерно 2,1 кг/л или даже от примерно 1,3 до примерно 1,9 кг/л.

Некоторые осуществления изобретения представляют собой способы очистки ствола скважины. Цель операции очистки ствола скважины заключается в существенном извлечении наполняющего ствол скважины материала (такого как песок, чешуйчатые или органические материалы и любая другая выбуренная порода или нежелательный материал) из ствола скважины. Многие залежи дают некоторое количество песка или мелкозернистых материалов, которые не могут быть вынесены на поверхность в добытом флюиде. Концентрация скоплений наполняющего материала в нижней части ствола скважины может со временем возрастать, что может ограничивать добычу. Очистки типично проводят, применяя гибкие трубы, методики введения труб в скважину под давлением или гидравлического ремонта скважины под давлением.

В операции по очистке готовят флюиды и их вводят в ствол скважины. Двигаясь через ствол скважины, флюиды уносят наполняющий ствол скважины материал. То есть флюиды оттягивают и транспортируют наполняющий ствол скважины материал. Порции флюида, выносящего наполняющий материал, затем собирают на поверхности и наполняющий материал в существенной степени отделяют от флюида любым подходящим способом отделения.

Другие осуществления изобретения включают в качестве неограничивающего примера использование флюидов для бурения, вскрытия, замещения, заканчивания скважины, гидравлического разрыва, ремонта, размещения или обслуживания пакерной жидкости, обработки скважины, проведения испытаний или ликвидации скважины.

Флюиды, использованные в изобретении, также могут содержать газовый компонент.Подразумевается, что использованный здесь термин “жидкая фаза” включает все компоненты флюида, кроме газовой фазы, и эквивалентен термину “флюид”, когда газовый компонент отсутствует. Термин “газ” использован здесь, чтобы описать любой флюид в газовом состоянии или в сверхкритическом состоянии, где газовое состояние относится к любому состоянию, для которого температура флюида ниже его критической температуры и давление флюида ниже давления его пара или температура флюида выше его критической температуры и давление флюида ниже его критического давления, а сверхкритическое состояние относится к любому состоянию, для которого температура флюида выше его критической температуры и давления. Использованные здесь термины “активированный флюид” и “флюид” применяются как взаимозаменяемые для описания любой стабильной смеси газовой фазы и жидкой фазы, включая пены, несмотря на значение содержания газа в пене, то есть отношение объема газа к суммарному объему газовой и жидкой фаз.

Активированные флюиды создают и применяют, вводя водный раствор вместе с газом (чаще всего с азотом, диоксидом углерода или их смесями). Дисперсия газа в основном флюиде в форме пузырьков увеличивает вязкость такого флюида и оказывает положительное влияние на его рабочие характеристики. Присутствие газа также усиливает обратный приток флюида. Хорошо известно, что использование стабильных активированных флюидов или пен с реологическими свойствами, подходящими для нефтепромыслового применения, становится все более затруднительным, когда температура пласта выше 121°C или даже составляет вплоть до 150°C.

Газовый компонент при использовании во флюидах может быть получен из любого газа, который образует активированный флюид при введении в водную среду. См., например, патент США №3937283 (Blauer и др.). Предпочтительно, газовый компонент включает газ, выбранный из группы, состоящей из азота, воздуха, диоксида углерода и любых их смесей. Более предпочтительно, газовый компонент включает азот любого легко доступного качества. Газовый компонент может содействовать процессу очистки в скважине. Флюид может содержать от примерно 10% до примерно 90% по объему газового компонента в расчете на суммарный объемный процент флюида, предпочтительно, от примерно 30% до примерно 80% по объему газового компонента в расчете на суммарный объемный процент флюида и более предпочтительно, от примерно 40% до примерно 70% по объему газового компонента в расчете на суммарный объемный процент флюида.

Флюиды, использованные по изобретению, включают гетерополисахарид. Хотя может быть использован любой подходящий гетерополисахарид, микробные полисахариды, обычно известные как сфинганы, являются особенно подходящими. Сфинганы, в общем, представляют собой кислые капсульные гетерополисахариды, секретируемые бактериями Sphingomonas, как описано Pollock, T.J., Sphingan Group of Exopolysaccharides (EPS), Biopolymers, vol.5, E.J.Vandamme, S. DeBaets, and A. Steinbϋchel, Editors. 2002, Wiley-VCH Verlag GmbH, p.239-258. В некоторых осуществлениях изобретения гетерополисахарид представляет собой сфинган или дериватизированный сфинган, содержащий тетрасахаридное повторяющееся звено в полимерной цепи, как представлено химической формулой:

или представленное альтернативной формулой-схемой:

где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метил или метилольную группу; где, по меньшей мере, три разных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем такие сахариды включают D-глюкозу (D-Glc), D-глюкуроновую кислоту (D-GlcA) и либо L-рамнозу (X=Rha; R11=CH3), либо L-маннозу (X=Man; R11=CH2OH); среднемассовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от примерно 105 до примерно 107; M+представляет собой любую ионную частицу, эффективную для ассоциации посредством электростатических взаимодействий с карбоксильной группой, присутствующей в звене D-глюкуроновой кислоты, где M+включает, например, но без обязательного ограничения названными: H+, Na+, K+, NH4+, 1/2 Ca+2 и 1/2 Mg+2; заместители в положениях с номером 2 всех сахаридных звеньев (R3, R5, R8 и R10), заместители в положениях с номером 3 для сахаридных звеньев, связанных 4-положением (R4, R7 и R9), заместитель в положении с номером 4 для глюкозного звена, связанного 3-положением, (R2) и заместители в положениях с номером 6 для D-глюкозных звеньев (R1 и R6) могут представлять собой в качестве неограничивающего примера водород (-H), метил (-CH3), ацетил (-COCH3), глицерил (-COCH2(OH)CH2OH) или сахаридную группу, содержащую от одного до трех сахаридных звеньев, где сахаридные звенья, присутствующие в сахаридной боковой группе, включают следующие, но не ограничены ими: D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту, D-галактуроновую кислоту, L-рамнозу, L-маннозу, D-маннозу, 2,3:5,6-ги-O-изопропилиден-D-маннофуранозу, 2, 3-O-изопропилиден-D-рибоно-1, 4-лактон, 3, 4-O-изопропилиден-D-маннитол, D-арабинозу, L-арабинозу, D-эритрозу, L-эритрозу, D-фукозу, L-фукозу, лактулозу, D-ликсозу, мальтулозу, L-маннитол, D-манноно-1,4-лактон, L-манноно-1,4-лактон, метил-α-D-фукопиранозид, D-рибоновую кислоту, D-рибоно-1,4-лактон, L-рибозу, D-сорбозу, D-тагатозу, D-талитол, D-талозу, L-ксилозу и тому подобное, а также любые производные. Также заместители от R1 до R11, названные выше, могут изменяться от одного повторяющегося звена к другому повторяющемуся звену в химической структуре цепи гетерополисахарида. Например, R1 мог бы представлять собой водород (-H) в одном повторяющемся звене и ацетильную группу (-COCH3) в следующем повторяющемся звене.

Подходящие сфинганы или дериватизированные сфинганы включают названные, но не обязательно ограничены ими: следующие гетерополисахариды и их производные:

геллановую камедь, описанную в публикации Kuo, M.S., A.J. Mort, and A. Dell, Identification and location of L-glycerate, an unusual acyl substituent in gellan gum, Carbohydrate Research, 1986, 156: p.173-187, где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы и R11 представляет собой метильную

(-CH3) группу (или X=Rha);

велановую камедь, описанную в публикации Stankowski, J.D. and S.G. Zeller, Location of the O-acetyl group in welan by the reductive-cleavage method, Carbohydrate Research, 1992, 224: p.337-341, где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные

(-H) группы и R11 представляет собой метильную (-CH3) группу (или X=Rha), R7 представляет собой α-L-рамнозную или α-L-маннозную группу (α-L-Rha (1→ или α-L-Man (1→);

диутановую камедь, описанную в публикации Chowdhury, T.A., et al., Structural studies of an extracellular polysaccharide, S-657, elaborated by Xanthomonas ATCC 53159, Carbohydrate Research, 1987, 164: p.117-122, где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную

(-CH3) группу (или X=Rha) и R7 представляет собой две α-L-рамнозные группы, связанные по кольцевым положениям 1,4 (α-L-Rha (1→4) α-L-Rha (1→);

гетерополисахарид S-8, доступный от CP Kelco, 123 North Wacker Dr, Suite 2000, Chicago, IL 60606, USA, описанный производителем как более чистая нить диутановой камеди по сравнению с нитью S-657. Чистота данного продукта определяется производителем как % диутана=% CO2 * (масса повторяющегося звена диутана)/(масса CO2). Масса повторяющегося звена составляла 992,93, в предположении отсутствия ацетатной и K+-формы. Следовательно, для нити S-8 приведено содержание CO2 4,0%, и чистота=4*992,93/44=90,3% по сравнению с S-657, где 3,2% CO2 дают чистоту=3,2*992,93/44=72,2%;

рамзановую камедь, описанную Jansson, P.E., et al., Structural studies of a polysaccharide (S-194) elaborated by Alcaligenes ATCC 31961, Carbohydrate Research, 1986, 156: p.157-163, где R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные

(-H) группы, R11 представляет собой метильную (-CH3) группу (или X=Rha) и R1 представляет собой две β-D-глюкозные группы, связанные по кольцевым положениям 1,6 (β-D-Glc (1→6) β-D-Glc (1→);

гетерополисахарид S-88, описанный Jansson, P.E., N.S. Kumar, and B. Lindberg, Structural studies of a polysaccharide (S-88) elaborated by Pseudomonas ATCC 31554, Carbohydrate Research, 1986, 156: p.165-172, где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную

(-CH3) группу (X=Rha) или метилольную (-CH2OH) группу (X=Man) и R7 представляет собой α-L-рамнозную группу (α-L-Rha (1→);

гетерополисахарид S-198, описанный Chowdhury, T.A., B. Lindberg, and U. Lindquist, Structural studies of an extracellular polysaccharide (S-198) elaborated by Alcaligenes ATCC 31853, Carbohydrate Research, 1987, 161: p.127-132, где R1, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы, R11 представляет собой метильную (-CH3) группу (X=Rha) или метилольную

(-CH2OH) группу (X=Man) и R2 представляет собой α-L-рамнозную группу (α-L-Rha (1→); и

гетерополисахарид NW11, описанный в публикации Pollock, T.J., Sphingan Group of Exopolysaccharides (EPS), Biopolymers, vol. 5, E.J.Vandamme, S.DeBaets, and A.Steinbϋchel, Editors, 2002, Wiley-VCH Verlag GmbH, p.239-258, где R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 представляют собой водородные (-H) группы и R11 представляет собой метилольную (-CH2OH) группу (X=Man).

Предпочтительно, использованный во флюидах изобретения гетерополисахарид представляет собой диутановую камедь, содержащую тетрасахаридное повторяющееся звено в полимерной цепи, как представлено химической формулой:

или представлено альтернативной формулой-схемой:

где M+представляет собой любую ионную частицу, эффективную для ассоциации посредством электростатических взаимодействий с карбоксильной группой, где M+включает, например, но без обязательного ограничения названными: H+, Na+, K+, NH4+, 1/2 Ca+2 и 1/2 Mg+2; и среднемассовая молекулярная масса (Mw) диутановой камеди составляет от примерно 105 до примерно 107. Диутановые гетерополисахариды доступны, например, от CP Kelco, 123 North Wacker Dr, Suite 2000, Chicago, IL 60606, USA, и также могут быть использованы либо в сшитой форме либо без сшивающего агента. Диутан, в общем, состоит из углевода, примерно 12% белка и примерно 7% (рассчитаны как O-ацетил) ацильных групп, причем углеводная часть содержит примерно 19% глюкуроновой кислоты, и нейтральные сахариды рамноза и глюкоза присутствуют в приблизительном соотношении 2:1. Подробное описание получения диутана дано в патенте США №5175278 (Peik и др.). O-ацетильные группы могут также присутствовать в положении с номером 2 и 2,6-положениях в связанном по 3 положению D-глюкозном звене, как описано в работе Diltz, S. and S.G.Zeller, Location of O-acetyl groups in S-657 using the reductive-cleavage method. Carbohydrate Research, 2001. 331: p.265-270.

Гетерополисахариды включены в жидкую фазу флюида в количествах в диапазоне от примерно 0,1% до примерно 2,0% по массе суммарной массы жидкой фазы. Термин «жидкая фаза» охватывает все компоненты флюида за исключением необязательного газового компонента. В одном осуществлении гетерополисахарид содержится в количестве от примерно 0,2% до примерно 1,0% по массе суммарной массы жидкой фазы. Хотя количество гетерополисахарида может изменяться от примерно 0,1% до примерно 2,0% по массе суммарной массы жидкой фазы, нижняя граница может составлять, по меньшей мере, примерно 0,1, 0,2, 0,3, 0,4, 0,5, 0,6, 0,7, 0,8, 0,9, 1,0, 1,2, 1,4, 1,6 или 1,8% по массе суммарной массы жидкой фазы, а верхняя граница может составлять не более чем примерно 2,0, 1,9, 1,8, 1,7, 1,6, 1,5, 1,4, 1,3, 1,2, 1,1, 1,0, 0,8, 0,6, 0,4 или 0,2% по массе суммарной массы жидкой фазы.

Флюиды, использованные в изобретении, могут содержать электролит, который может представлять собой органическую кислоту, соль органической кислоты или соль. Предполагается, что смеси вышеназванных компонентов также входят в объем изобретения. Будучи включенной, соль будет присутствовать типично в количестве от примерно 2 до примерно 400 мас.%/об., от примерно 4 до примерно 300 мас.%/об., от примерно 10 до примерно 250 мас.%/об., от примерно 50 до примерно 250 мас.%/об., от примерно 100 до примерно 250 мас.%/об., от примерно 150 до примерно 250 мас.%/об., от примерно 200 до примерно 250 мас.%/об. или даже от примерно 200 до примерно 300 мас.%/об.

Органическая кислота типично представляет собой сульфоновую кислоту или карбоновую кислоту, и анионный противоион солей органических кислот типично представляет собой сульфонат или карбоксилат. Репрезентативные примеры таких органических молекул включают разные ароматические сульфонаты и карбоксилаты, такие как п-толуолсульфонат, нафталинсульфонат, хлорбензойную кислоту, салициловую кислоту, фталевую кислоту и тому подобное, где такие противоионы водорастворимы. Наиболее предпочтительными органическими кислотами являются муравьиная кислота, лимонная кислота, 5-гидрокси-1-нафтойная кислота, 6-гидрокси-1-нафтойная кислота, 7-гидрокси-1-нафтойная кислота, 1-гидрокси-2-нафтойная кислота, 3-гидрокси-2-нафтойная кислота, 5-гидрокси-2-нафтойная кислота, 7-гидрокси-2-нафтойная кислота, 1,3-дигидрокси-2-нафтойная кислота и 3,4-дихлорбензойная кислота.

Соль, неорганическая соль или органическая соль, которые особенно подходят, включают следующие, но не ограничены ими: водорастворимые калиевые, натриевые и аммонийные соли, такие как хлорид калия, бромид натрия и хлорид аммония. Кроме того, также могут быть использованы хлорид магния, хлорид кальция, бромид кальция, галогенид цинка, карбонат натрия, формиат цезия и бикарбонат натрия. Предпочтительные неорганические соли включают галогениды щелочных металлов, более предпочтительно хлорид калия и бромид натрия. Фаза рассола-носителя также может включать органическую соль, более предпочтительно, формиат натрия, калия или цезия. Предпочтительные неорганические двухвалентные соли включают галогениды кальция, более предпочтительно, хлорид кальция или бромид кальция. Бромид калия или бромид цезия также могут быть использованы. Соль выбрана по соображениям совместимости, то есть когда флюид для бурения залежи использовал специфическую рассольную фазу, то и рассольная фаза флюида для заканчивания/очистки скважины выбрана так, чтобы иметь ту же самую рассольную фазу. Также могут быть использованы любые смеси солей. Соли могут способствовать повышению вязкости и/или плотности, что характерно для предпочтительных флюидов. Далее, соль может содействовать поддержанию стабильности геологического пласта, воздействию которого подвергается флюид. Стабильность пласта, и в особенности стабильность глины (за счет ингибирования гидратации глины), достигается при уровне концентрации в несколько процентов по массе, и как таковая плотность флюида значительно не изменяется вследствие присутствия неорганической соли, если только плотность флюида не становится важным фактором, в случае чего могут быть использованы более тяжелые неорганические соли. В предпочтительном осуществлении изобретения электролит представляет собой хлорид калия. Электролит может быть использован в любом подходящем уровне в функции соли. Когда соль используют, чтобы отрегулировать плотность флюида, соль может быть использована, чтобы отрегулировать любую подходящую плотность. Когда соль представляет собой бромид натрия, она предпочтительна включена в количестве от примерно 10 до примерно 80 мас.%/об. Когда соль представляет собой формиат цезия, она предпочтительно включена в количестве от примерно 40 до примерно 240 мас.%/об.

Аминоорганические соединения также могут быть использованы во флюидах, используемых по изобретению. Примеры подходящих аминоорганических соединений включают следующие, но не обязательно ограничены ими: тетраэтиленпентамин, триэтилентетрамин, пентаэтиленгексамин, триэтаноламин и тому подобное или их смеси. Когда во флюидах изобретения использованы аминоорганические соединения, они включены в количестве от примерно 0,01 до примерно 2,0 мас.% в расчете на суммарную массу жидкой фазы. Предпочтительно, будучи использованным, аминоорганическое соединение включено в количестве от примерно 0,05 до примерно 1,0 мас.% в расчете на суммарную массу жидкой фазы. Особенно подходящим аминоорганическим соединением является тетраэтиленпентамин.

Активированные флюиды, использованные в некоторых осуществлениях изобретения, также включают поверхностно-активное вещество. Может быть использовано любое поверхностно-активное вещество, для которого способность поддерживать дисперсию и/или содействовать стабилизации газового компонента в основном флюиде с образованием активированного флюида очевидна специалистам в данной области. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, такие как описанные в патентах США №6703352 (Dahayanake и др.) и 6482866 (Dahayanake и др.), также подходят для использования во флюидах изобретения. В некоторых осуществлениях изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой ионное поверхностно-активное вещество. Примеры подходящих ионных поверхностно-активных веществ включают следующие, но не ограничены ими: анионные поверхностно-активные вещества, такие как алкилкарбоксилаты, алкилэфиркарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилэфирсульфаты, алкилсульфонаты, □-олефинсульфонаты, алкилэфирсульфаты, алкилфосфаты и алкилэфирфосфаты. Примеры подходящих ионных поверхностно-активных веществ также включают следующие, но не ограничены ими: катионные поверхностно-активные вещества, такие как алкиламины, алкилдиамины, алкилэфирамины, четвертичные алкиламмонийные, четвертичные диалкиламмонийные и сложноэфирные четвертичные аммонийные соединения. Примеры подходящих ионных поверхностно-активных веществ также включают следующие, но не ограничены ими: поверхностно-активные вещества, которые обычно рассматривают как цвиттерионные поверхностно-активные вещества и в некоторых случаях как амфотерные поверхностно-активные вещества, такие как алкилбетаины, алкиламидобетаины, алкилимидазолины, алкилиминоксиды и алкильные четвертичные аммонийные карбоксилаты. Амфотерное поверхностно-активное вещество представляет собой класс поверхностно-активного вещества, которое содержит как положительно заряженный фрагмент, так и отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне pH (например, типично слабокислом), только отрицательно заряженный фрагмент в определенном диапазоне pH (например, типично слабощелочном) и только положительно заряженный фрагмент в отличающемся диапазоне pH (например, типично умеренно кислом), тогда как цвиттерионное поверхностно-активное вещество содержит постоянно положительно заряженный фрагмент в молекуле независимо от pH и отрицательно заряженный фрагмент при щелочном pH. В некоторых осуществлениях изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой катионное, цвиттерионное или амфотерное поверхностно-активное вещество, содержащее аминогруппу или четвертичную аммонийную группу в своей химической структуре (“аминофункциональное поверхностно-активное вещество”). Особенно подходящим поверхностно-активным веществом является амфотерный алкиламин, содержащийся в поверхностно-активном растворе Aquat 944® (доступен от Baker Petrolite, 12645 W. Airport Blvd, Sugar Land, 77478 USA). В других осуществлениях изобретения поверхностно-активное вещество представляет собой смесь двух или более поверхностно-активных веществ, описанных выше, или смесь любого поверхностно-активного вещества или любых поверхностно-активных веществ, описанных выше, с одним или более неионными поверхностно-активными веществами. Примеры подходящих неионных поверхностно-активных веществ включают следующие, но не ограничены ими: этоксилаты алкилспиртов, этоксилаты алкилфенолов, этоксилаты алкилкислот, этоксилаты алкиламинов, сорбитаналканоаты и этоксилированные сорбитаналканоаты. В водных активированных флюидах изобретения может быть использовано любое эффективное количество поверхностно-активного вещества или смеси поверхностно-активных веществ. Предпочтительно, флюиды включают поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве от примерно 0,02 до примерно 5 мас.% суммарной массы жидкой фазы, и более предпочтительно, от примерно 0,05 до примерно 2 мас.% суммарной массы жидкой фазы.

Понизители трения также могут быть включены во флюиды, использованные в осуществлениях изобретения. Может быть использован любой понизитель трения. Также могут быть использованы полимеры, такие как полиакриламид, полиизобутилметакрилат, полиметилметакрилат и полиизобутилен, а также водорастворимые понизители трения, такие как гуаровая камедь, производные гуаровой камеди, полиакриламид и полиэтиленоксид. Коммерческие антифрикционные химикаты, такие как распространяемые Conoco Inc. под торговой маркой “CDR”, описанные в патенте США №3692676 (Culter и др.), или понизители трения, такие как распространяемые Chemlink под торговыми марками “FLO 1003, 1004, 1005 и 1008”, также оказались эффективными. Данные полимерные химикаты, введенные в качестве понизителей трения, или присадки, понижающие температурную зависимость вязкости, также могут работать как прекрасные ослабители водоотдачи, уменьшая или даже устраняя необходимость в стандартных ослабителях водоотдачи.

Волокнистый компонент может быть включен во флюиды для обеспечения разнообразия свойств, включающих улучшение суспендирования частиц, способность к транспорту частиц и стабильность газовой фазы. Использованные волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными по своей природе, но гидрофильные волокна являются предпочтительными. Волокна могут представлять собой любой волокнистый материал, такой как следующие, но без ограничения ими: натуральные органические волокна, истолченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (в качестве неограничивающего примера можно назвать сложный полиэфир, полиарамид, полиамид, новолоид или полимер новолоидного типа), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические филаменты, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, натуральные полимерные волокна и любые их смеси. Особенно подходящими волокнами являются сложные полиэфирные волокна, имеющие придающее им высокую гидрофильность покрытие, такие как следующие, но без ограничения ими: волокна из полиэтилентерефталата (PET) DACRON®, доступные от Invista Corp., Wichita, KS, USA, 67220. Другие примеры подходящих волокон включают следующие, но не ограничены ими: сложные полиэфирные волокна из полимолочной кислоты, сложные полиэфирные волокна из полигликолевой кислоты, волокна из поливинилового спирта и тому подобное. Будучи использованным во флюидах изобретения, волокнистый компонент может быть включен в концентрациях от примерно 1 до примерно 15 граммов на литр жидкой фазы флюида, предпочтительно, концентрация волокон составляет от примерно 2 до примерно 12 граммов на литр жидкости и, более предпочтительно, от примерно 2 до примерно 10 граммов на литр жидкости.

Флюиды, использованные в изобретении, могут далее содержать другие добавки и химикаты, которые, как известно, широко используются в нефтепромысловых приложениях специалистами в данной области. Они включают, но без обязательного ограничения названными: материалы, такие как поверхностно-активные вещества в дополнение к вышеупомянутым, вспомогательные средства бурения в дополнение к вышеупомянутым, поглотители кислорода, спирты, взаимные растворители, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, ослабители водоотдачи, бактерициды и тому подобное. Также они могут включать вспомогательное поверхностно-активное вещество для оптимизации вязкости или минимизации образования стабильных эмульсий, которые содержат компоненты сырой нефти, или полисахарид или химически модифицированный полисахарид, полимеры, такие как целлюлозу, дериватизированную целлюлозу, гуаровую камедь, дериватизированную гуаровую камедь, ксантовую камедь, или синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и сополимеры полиакриламидов, окислители, такие как персульфат аммония и бромат натрия, поглотители кислорода, такие как тиосульфат натрия, и биоциды, такие как 2,2-дибром-3-нитрилопропионамин.

Нижеследующие примеры представлены для иллюстрации получения и свойств активированных водных флюидов, включающих гетерополисахариды и поверхностно-активное вещество, и не должны быть истолкованы, как ограничивающие объем изобретения, если на обратное специально не указано в прилагаемой формуле изобретения. Все процентные доли, концентрации, соотношения, части и так далее даны по массе, если обратное не указано или не очевидно из контекста их использования.

Примеры

Измерения вязкости, приведенные в примерах 1-3, проведены в вискозиметрах Fann 50 (Fann Instrument Co., 15112 Morales Road, Houston, Texas 77032) при интересующих температурах и при постоянной скорости сдвига 170 с-1. Для измерений, выполненных выше нормальной температуры кипения, давление азота 2,8 мегапаскалей прилагали к флюиду с начала эксперимента, чтобы предотвратить испарение воды. Вискозиметры были соединены с системой сбора данных, предоставленной с программным обеспечением, которое вычисляет вязкости флюида из измерений крутящего момента, как описано в инструкции API Recommended Practice 39, Recommended Practices on Measuring the Viscous Properties of Cross-linked Water-base Fracturing Fluid, 1998.

В типичном эксперименте с циклическим изменением температуры образец флюида помещали при комнатной температуре в вискозиметр и начинали измерения вязкости. Затем флюид нагревали, так что температура увеличивалась с первоначальной скоростью приблизительно 1°C каждые десять секунд или менее чем 1°C каждые десять секунд, при приближении температуры флюида к желаемой окончательной температуре. Когда данная температура была достигнута, ее поддерживали постоянной в течение одного часа, продолжая измерения вязкости. Затем температуру снижали со скоростью приблизительно 1°C каждые десять секунд или менее чем 1°C каждые десять секунд, при приближении температуры флюида к комнатной температуре. Процедуру повторяли последовательными циклами без удаления образца из вискозиметра.

Пример 1

В таблице 1 сведены измерения вязкости для композиции флюида, содержащей гетерополисахарид S-657 с концентрацией 0,5 мас.% и бромид натрия с концентрацией 51 мас.%/об. Плотность данного флюида при 25°C равнялась 1,4 кг/л.

Таблица 1
Цикл Начальная температура (°C) Вязкость при начальной температуре (мПа·с) Конечная температура (°C) Вязкость при конечной температуре (мПа·с)
1 27,1 60 141 50
2 27,8 61 139 56
3 31,1 68 140 59
4 31,6 69 140 61

Вязкость при конечной температуре, приведенная в таблице 1, соответствует вязкости флюида после одного часа выдерживания при такой температуре. Таблица 1 показывает, что вязкость вышеописанной композиции сохранялась или незначительно возрастала после проведения последовательных температурных циклов без необходимости подпитки флюида дополнительным гетерополисахаридом S-657.

Пример 2

В таблице 2 сведены измерения вязкости для композиции флюида, содержащей гетерополисахарид S-8 с концентрацией 0,5 мас.% и бромид натрия с концентрацией 51 мас.%/об. Плотность данного флюида при 25°C равнялась 1,4 кг/л.

Таблица 2
Цикл Начальная температура (°C) Вязкость при начальной температуре (мПа·с) Конечная температура (°C) Вязкость при конечной температуре (мПа·с)
1 27,1 83 138 78
2 26,9 89 137 78
3 27,5 89 138 79
4 27,3 88 140 76

Как и в предыдущем примере, вязкость при конечной температуре, приведенная в таблице 2, соответствует вязкости флюида после одного часа выдерживания при такой температуре. Таблица 2 показывает, что вязкость вышеописанной композиции сохранялась практически неизменной после проведения последовательных температурных циклов без необходимости подпитки флюида дополнительным гетерополисахаридом S-8.

Пример 3

В таблице 3 сведены измерения вязкости для композиции флюида, содержащей гетерополисахарид S-8 с концентрацией 0,5 мас.% и формиат цезия с концентрацией 130 мас.%/об. Плотность данного флюида при 25°C равнялась 1,9 кг/л.

Таблица 3
Цикл Начальная температура (°C) Вязкость при начальной температуре (мПа·с) Конечная температура (°C) Вязкость при конечной температуре (мПа·с)
1 24,4 31,1 140,4 126,4
2 37,2 132,8 140,4 134,5
3 39,3 138,0 140,3 135,3
4 29,4 138,7 140,2 136,6

Как и в предыдущих примерах, вязкость при конечной температуре, приведенная в таблице 3, соответствует вязкости флюида после одного часа выдерживания при такой температуре. Таблица 3 показывает, что вязкость вышеописанной композиции сохранялась или увеличивалась после проведения последовательных температурных циклов без необходимости подпитки флюида дополнительным гетерополисахаридом S-8.

Пример 4

Данный пример иллюстрирует преимущества композиций, раскрытых в данном изобретении, относительно их способности сохранять достаточную вязкость для надлежащей очистки скважины при непрерывной рециркуляции без проявления значительной деструкции вследствие сдвигового воздействия, а также относительно снижения потребностей в энергии для поддержания потока. Устойчивость к сдвиговой деструкции и пониженные фрикционные потери давления известны специалистам в данной области как важные свойства, необходимые эффективным флюидам для очистки скважин.

Экспериментальная установка состояла из смесительного бака объемом 5,6 м3, соединенного с гидравлическим насосом с пропускной способностью вплоть до 640 л/мин. Выход насоса был присоединен таким образом, что поток мог быть направлен к одной из двух катушек гибких труб, одной с наружным диаметром 3,81 см (1,5 дюйма), внутренним диаметром 3,12 см и длиной 3810 м и другой с наружным диаметром 4,45 см (1,75 дюйма), внутренним диаметром 3,96 см и длиной 1370 м. Выходы катушек гибких труб были присоединены таким образом, что поток возвращался к смесительному баку. Датчики давления были размещены на обоих концах катушек гибких труб для измерения фрикционных потерей давления.

В типичном испытании 4,0 м3 интересующего флюида смешивали и подвергали циркуляции через описанную выше конфигурацию при возрастающей скорости потока (начальная скорость 2,4 м3/ч с инкрементами 2,4 м3/ч) до достижения либо максимальной пропускной способности насоса, либо максимального рабочего давления системы. Для каждой скорости потока была обеспечена рециркуляция, пока не был достигнут стационарный перепад давления, и были зафиксированы соответствующие измерения. Эксперименты проводили сначала с потоком, направленным к гибким трубам с внешним диаметром 3,81 см, и во вторую очередь с потоком, направленным к гибким трубам диаметром 4,45 см. В конце испытания для данного типа гибких труб флюид удаляли из катушки и направляли обратно в смесительный бак, прокачивая азот через систему. Каждую порцию флюида, следовательно, подвергали значительному сдвигающему воздействию, поскольку ее рециркулировали через систему при каждой скорости потока, а также через каждую катушку гибких труб. Измерения вязкости при двух разных скоростях сдвига (170 с-1 и 511 с-1) и при комнатной температуре проводили на образцах флюида, исходя из необходимости оценить их упругость к вызванной сдвигом деструкции.

В данном примере были рассмотрены две композиции. Композиция 1 содержала хлорид калия (10 мас.%/об.) в воде. Композиция 2 содержала хлорид калия (10 мас.%/об.) и гетерополисахарид S-8 (0,4 процента по массе в расчете на суммарную массу флюида) в воде. Плотность данных флюидов при 25°C равнялась 1,0 кг/л. В таблице 4 сведены измерения фрикционного давления для данных композиций, проведенные следуя экспериментальной методике, описанной выше.

Таблица 4
Падение давления в гибких трубах с внешним диаметром 3,81 см Падение давления в гибких трубах с внешним диаметром 4,45 см
Скорость потока (м3/ч) Композиция 1 Композиция 2 Композиция 1 Композиция 2
2,4 342 672 44 446
4,8 1237 1199 579 744
7,2 2425 1788 1286 1067
9,5 3929 2439 2100 1408
11,9 5726 3178 3044 1753
14,3 7853 3983 4084 2138
16,7 10299 4859 5265 2513
19,1 13039 5800 6547 2944
21,5 16105 6821 7953 3362
23,8 - - 9480 3817
26,2 - - 11118 4290
28,6 - - 12859 4775
31,0 - - 14737 5283
33,4 - - 16729 5808
35,8 - - 18837 6348

Данные, приведенные в таблице 4, указывают на положительные эффекты гетерополисахаридов, относящихся к данному изобретению, как ослабителей фрикционного давления для стандартных конфигураций гибких труб, когда рассолы низкой плотности подвергают циркуляции через систему. Уменьшение фрикционного давления особенно значительно при скоростях потока выше 9,5 м3/ч (1 баррель/мин), которые обычно используют в операциях с гибкими трубами и для которых ограничения на фрикционное давление ограничивали бы в противном случае способность проводить нагнетание при таких скоростях. Более того, поскольку фрикционное давление для композиции, включающей гетерополисахарид, стабильно является низким при высоких скоростях потока, можно предположить, что гетерополисахарид не подвергается значительной сдвиговой деструкции.

Измерения вязкости для образцов композиции 2, которые были получены в испытаниях, приведены в таблице 5. Время рециркуляции соответствует суммарному времени, в течение которого флюид подвергали циркуляции через систему. Скорость потока и колонна гибких труб соответствуют фактическим скорости потока и колонне гибких труб, которую испытывали во время отбора соответствующего образца.

Таблица 5
Время рециркуляции (мин) Вязкость при 170 с-1 (мПа·с) Вязкость при 511 с-1 (мПа·с) Скорость потока Колонна гибких труб
0 54 22 - -
2 60 25 2,4 3,81
25 61 25 21,5 3,81
28 61 25 2,4 4,45
74 61 25 35,8 4,45

Из таблицы 5 видно, что сначала вязкость возрастала с рециркуляцией, а затем оставалась постоянной на протяжении испытания. Начальное возрастание вязкости обусловлено дополнительным смешиванием, которое происходит во время циркуляции флюида, что способствует диспергированию и дальнейшей гидратации гетерополисахарида. Тот факт, что вязкость оставалась постоянной, подтверждает, что значительная деструкция гетерополисахарида вследствие сдвигающего воздействия не наблюдалась. Приведенные данные иллюстрируют, что композиции, раскрытые в данном изобретении, придают вязким флюидам превосходную устойчивость к сдвиговой деструкции и пониженные фрикционные давления.

Пример 5

Данный пример также иллюстрирует преимущества композиций, раскрытых в данном изобретении, в отношении их способности сохранять достаточную вязкость для надлежащей очистки скважины при непрерывной рециркуляции без проявления значительной деструкции вследствие сдвигового воздействия, а также относительно снижения потребностей в энергии для поддержания потока.

В данном примере были рассмотрены две композиции. Композиция 3 включала бромид натрия (51 мас.%/об.) в воде. Композиция 4 включала бромид натрия (51 мас.%/об.) и гетерополисахарид S-8 (0,4 мас.%) в воде. Плотность данных флюидов при 25°C равнялась 1,4 кг/л. В таблице 6 сведены измерения фрикционного давления для данных композиций, приведенные, следуя экспериментальной методике, описанной для предыдущего примера.

Таблица 6
Падение давления в гибких трубах с внешним диаметром 3,8 см Падение давления в гибких трубах с внешним диаметром 4,5 см
Скорость потока (м3/ч) Композиция 3 Композиция 4 Композиция 3 Композиция 4
2,4 452 1186 20 822
4,8 1647 1818 385 1293
7,2 3299 2534 1126 1803
9,5 5399 3368 2063 2365
11,9 7962 4314 3233 2962
14,3 10973 5352 4610 3584
16,7 14445 6505 6188 4279
19,1 18372 7773 7997 4981
21,5 - - 10035 5752
23,8 - - 12271 6543
26,2 - - 14719 7382
28,6 - - 17397 8264

Данные, приведенные в таблице 6, указывают на положительные эффекты гетерополисахаридов, относящихся к данному изобретению, как ослабителей фрикционного давления для стандартных конфигураций гибких труб, когда рассолы, использованные в композициях большей плотности, подвергают циркуляции через систему. Как и в предыдущем примере, уменьшение фрикционного давления особенно значительно при скоростях потока выше 9,5 м3/ч (1 баррель/мин). Более того, тот факт, что фрикционное давление для композиции, включающей гетерополисахарид, стабильно является низким, указывает на то, что гетерополисахарид не проявляет значительной сдвиговой деструкции.

Измерения вязкости для образцов композиции 4, которые были получены в испытаниях, приведены в таблице 7. Как и в предыдущем примере, время рециркуляции соответствует суммарному времени, в течение которого флюид подвергали циркуляции через систему. Скорость потока и колонна гибких труб соответствуют фактическим скорости потока и колонне гибких труб, которую испытывали во время отбора соответствующего образца.

Таблица 7
Время рециркуляции (мин) Вязкость при 170 с-1 (мПа·с) Вязкость при 511 с-1 (мПа·с) Скорость потока (м3/ч) Колонна гибких труб
0 62 24 - -
2 64 25 2,4 3,81
21 66 26 19,1 3,81
24 66 26 2,4 4,45
60 66 26 28,6 4,45

Как и в предыдущем примере, из таблицы 7 видно, что сначала вязкость слабо возрастала с рециркуляцией вследствие дополнительного смешивания, а затем оставалась постоянной на протяжении испытания. Тот факт, что вязкость оставалась постоянной, подтверждает, что значительная деструкция гетерополисахарида вследствие сдвигающего воздействия не наблюдалась. Приведенные данные иллюстрируют, что композиции, раскрытые в данном изобретении, сообщают вязким флюидам превосходную устойчивость к сдвиговой деструкции и пониженные фрикционные давления.

Конкретные осуществления, раскрытые выше, являются лишь иллюстративными, поскольку изобретение может быть модифицировано и реализовано на практике в разных, но эквивалентных вариантах, очевидных специалистам в данной области, располагающих изложенными в данном описании преимуществами. Более того, относительно изложенных здесь деталей конструкции или конструктивного исполнения не предполагаются какие-либо ограничения, кроме тех, которые описаны в прилагаемой ниже формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что конкретные осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие варианты рассматриваются входящими в объем и сущность изобретения. Соответственно, защита испрашивается на основе приведенной ниже формулы изобретения.

1. Способ проведения операции очистки ствола скважины, включающий приготовление и введение в ствол скважины водного флюида, содержащего сфингановый гетерополисахарид, вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида и вынесенного наполняющего ствол скважины материала в целях по существу отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида и введение данной части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, где не требуется значительная подпитка сфингановым гетерополисахаридом.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий дегазацию флюида после извлечения флюида на поверхности.

3. Способ по п.1, дополнительно включающий по существу удаление органических материалов из флюида, извлеченного на поверхности.

4. Способ по п.1, где гетерополисахарид выбран из группы, состоящей из геллановой камеди и производных геллановой камеди, велановой камеди и производных велановой камеди, диутановой камеди и производных диутановой камеди, рамзановой камеди и производных рамзановой камеди, полисахарида S-8 и производных полисахарида S-8, полисахарида S-88 и производных полисахарида S-88, полисахарида S-198 и производных полисахарида S-198, полисахарида S-657 и производных полисахарида S-657, полисахарида NW11 и производных полисахарида NW11, и любых их смесей.

5. Способ по п.1, где сфингановый гетерополисахарид представляет собой гетерополисахарид с тетрасахаридным повторяющимся звеном в полимерной цепи, как представлено химической формулой

где, по меньшей мере, три разных сахарида присутствуют в повторяющемся звене, причем такие сахариды включают D-глюкозу, D-глюкуроновую кислоту и либо L-рамнозу, либо L-маннозу; М+ представляет собой ионную частицу; R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 и R10 выбраны из группы, состоящей из водорода, метила, ацетила, глицерила или сахаридной группы, содержащей от одного до трех сахаридных звеньев; R11 представляет собой метил или метилольную группу; среднемассовая молекулярная масса (Mw) гетерополисахарида составляет от примерно 105 до примерно 107;
причем флюид дополнительно включает электролит.

6. Способ по п.5, где сфингановый гетерополисахарид представляет собой диутановую камедь, содержащую тетрасахаридное повторяющееся звено в полимерной цепи, как представлено химической формулой

где М+ представляет собой ионную частицу и среднемассовая молекулярная масса (Mw) составляет от примерно 105 до примерно 107.

7. Способ по п.1, где сфингановый гетерополисахарид содержится в количестве от примерно 0,1 до примерно 2,0% по массе суммарной массы жидкой фазы, предпочтительно содержится в количестве от примерно 0,2 до примерно 1,0% по массе суммарной массы жидкой фазы.

8. Способ по п.1, где флюид дополнительно содержит электролит, выбранный из группы, состоящей из органических кислот, солей органических кислот, неорганических солей и комбинаций одной или более органических кислот или солей органических кислот с одной или более неорганическими солями, и электролит включен в количестве от примерно 2 до примерно 240% массово-объемного отношения.

9. Способ по п.8, где электролит представляет собой бромид натрия и содержится в количестве от примерно 10 до примерно 80% отношения масса/объем.

10. Способ по п.8, где электролит представляет собой формиат цезия и содержится в количестве от примерно 80 до примерно 240% отношения масса/объем.

11. Способ по любому из предшествующих пунктов, где флюид дополнительно содержит газовый компонент.

12. Способ по п.11, где флюид дополнительно содержит аминоорганическое соединение, выбранное из группы, состоящей из тетраэтиленпентамина, триэтилентетрамина, пентаэтиленгексамина, триэтаноламина и любых их смесей, и аминоорганическое соединение содержится в количестве от примерно 0,01 мас.% до примерно 2,0 мас.% в расчете на суммарную массу жидкой фазы и предпочтительно в количестве от примерно 0,05 мас.% до примерно 1,0 мас.% в расчете на суммарную массу жидкой фазы.

13. Способ по п.1, где флюид имеет плотность от примерно 1,0 до примерно 2,3 кг/л, предпочтительно от примерно 1,1 до 2,1 кг/л, более предпочтительно от примерно 1,3 до 1,9 кг/л.

14. Способ по п.1, дополнительно включающий вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде после введения части флюида в ствол скважины для проведения второго цикла, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида, введенного в ствол скважины для второго цикла, с вынесенным наполняющим ствол скважины материалом в целях существенного отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида, введенного в ствол скважины для второго цикла, и введение данной части извлеченного флюида в ствол скважины для проведения третьего цикла, где не требуется значительная подпитка гетерополисахаридом.

15. Способ по п.14, дополнительно включающий вынос наполняющего ствол скважины материала в водном флюиде после введения части флюида в ствол скважины для проведения третьего цикла, извлечение на поверхности, по меньшей мере, части флюида, введенного в ствол скважины для третьего цикла, с вынесенным наполняющим ствол скважины материалом в целях существенного отделения наполняющего ствол скважины материала от флюида, введенного в ствол скважины для третьего цикла, и введение данной части извлеченного флюида в ствол скважины для проведения четвертого цикла, где не требуется значительная подпитка гетерополисахарида.

16. Способ по п.1, использованный для операций очистки скважин.

17. Способ по п.1, использованный в операциях бурения, вскрытия, замещения, заканчивания скважины, гидравлического разрыва, ремонта, размещения пакерной жидкости, технического обслуживания, обработки скважины, проведения испытаний или ликвидации скважины.

18. Способ по п.1, использованный с применением установки гибких труб.

19. Способ по п.1, использованный с применением установки гибких труб, где скорость закачивания флюида составляет примерно 9,5 м3/ч или более, и внешний диаметр гибких труб составляет примерно 4,5 см или менее.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к средствам и оборудованию для очистки колонн скважин от цементной корки и асфальтено-парафиновых отложений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может использоваться для очистки от шлама различного типа скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и используется при бурении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении нефтяных скважин с применением обсадных или насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для фильтрации и подъему на дневную поверхность продукции из скважин с возможностью очистки фильтра в скважинных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой добывающей промышленности, к устройствам для очистки буровых скважин, и может быть использовано для очистки труб от асфальтосмолопарафиновых отложений.
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. .

Вертлюг // 2425951
Изобретение относится к буровой технике, в частности к вертлюгам для бурового раствора. .

Изобретение относится к области бурения, а именно к наддолотным устройствам, применяемым для дробления шлама. .

Изобретение относится к переливным устройствам бурильной колонны с винтовым забойным двигателем. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам газового каротажа в процессе бурения нефтяных и газовых скважин, в частности, для отбора на анализ исследуемой газовой смеси при проведении газового каротажа.
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов).
Изобретение относится к охране окружающей природной среды при строительстве нефтяных скважин на суше, в частности к способам обезвреживания отходов бурения. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проходке бурением интервалов пластов с неустойчивыми горными породами. .

Изобретение относится к устройствам для бурения глубоких скважин, а именно к погружным управляемым с поверхности клапанам

Способы обработки стволов скважин рециклируемыми флюидами

Наверх