Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины



Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины
Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины
Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины
Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины
Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины

 


Владельцы патента RU 2499131:

Эм-Ай Эл.Эл.Си. (US)
ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; закачивание этого раствора в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку. Технический результат - снижение эффективности поступления и истечения флюидов между пластом и стволом скважины и минимизация повреждения пласта. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область, к которой относится изобретение

Описанные здесь варианты осуществления в общем смысле относятся к растворам для глушения скважины, используемым при заканчивании нефтяных и газовых скважин.

Уровень техники

Растворы для глушения скважины обычно помещают в ствол скважины в течение эксплуатации скважины нефтяного месторождения, например при заканчивании скважины, чтобы заглушить скважину, т.е. предотвратить приток пластовых жидкостей в ствол скважины и потерю скважинного флюида в пласт, пока скважина является открытой. Раствор для глушения скважины часто удерживают в стволе скважины на всем протяжении операции.

Традиционные растворы для глушения скважины, известные из уровня техники, типично представляют собой водные растворы, которые содержат утяжелитель, такой как инертное неорганическое твердое вещество в растворе или суспензии, чтобы увеличить плотность раствора. Утяжеленный раствор для глушения скважины оказывает гидростатическое давление на пластовый флюид, которое больше, чем давление, оказываемое пластовым флюидом, пытающимся проникнуть в ствол скважины. Данное гидростатическое давление, имеющее положительный перепад, предотвращает поступление пластовых флюидов в ствол скважины в течение выполнения данной эксплуатации скважины нефтяного месторождения, что является необходимым с эксплуатационной точки зрения для предотвращения интерференции от пластовых флюидов, а также с точки зрения безопасности, чтобы предотвратить неконтролируемое фонтанирование и выброс из скважины.

Утяжелители часто включают в утяжеленные растворы для глушения скважины, чтобы обеспечить подавление фильтрации в пласт. Фильтрация раствора может нежелательно привести к повреждению пласта, т.е. снижению проницаемости, приводя к сниженной добыче углеводородов или к сниженной приемистости пласта.

В частности, предпочтительными растворами для глушения скважины являются растворы, которые не только предотвращают поступление пластовых флюидов в ствол скважины, но также предотвращают заметную утечку скважинного флюида в пласт. Растворы для глушения скважины обеспечивают контроль над утечками флюидов благодаря присутствию особых твердых веществ, который основан на нарастании фильтрационной корки на поверхности пласта для подавления потока в пласт и через него. Однако данные дополнительные материалы могут вызвать серьезное повреждение в областях, расположенных поблизости от ствола скважины, после их применения. Это повреждение может значительно снизить уровни добычи, если проницаемость пласта не восстановится до его исходного уровня. Далее, при подходящем моменте в операции заканчивания фильтрационную корку необходимо удалить, чтобы восстановить проницаемость пласта, предпочтительно, до его исходного уровня.

После того как любая операция заканчивания выполнена, может быть необходимым удаление фильтрационной корки, образовавшейся из раствора для глушения скважины, остающегося на боковых стенках ствола скважины. Хотя раствор для глушения скважины может быть существенным для операций заканчивания, барьеры могут представлять собой значительное препятствие для добычи углеводорода или других флюидов из скважины, если, например, горная порода все еще закупорена барьером. Поскольку фильтрационная корка является компактной, она часто сильно прилипает к пласту и может с затруднением и не полностью вымываться из пласта под одним только действием раствора.

Соответственно, существует необходимость в растворе для глушения скважины, который может эффективно снизить поступление и истечение флюидов между пластом и стволом скважины в течение операции заканчивания, а также минимизирует повреждение пласта.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном аспекте описанные здесь варианты осуществления относятся к способу обработки подземного пласта, который включает закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора для глушения скважины, представляющего собой обращенную эмульсию, причем раствор обращенной эмульсии для глушения скважины включает: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере, один разлагаемый материал и, по меньшей мере, один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины; и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

В другом аспекте описанные здесь варианты осуществления относятся к способу, который включает получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, причем раствор обращенной эмульсии для глушения скважины включает: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере, один разлагаемый материал и, по меньшей мере, один закупоривающий агент; закачивание раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться.

В еще одном аспекте описанные здесь варианты осуществления относятся к способу, который включает получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, включающего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере, один разлагаемый материал и, по меньшей мере, один закупоривающий агент; помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего ниже описания и прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг.1 представляет собой схематическое изображение фильтрационной корки, осажденной в перфорационных каналах после закачивания раствора для глушения согласно варианту осуществления по настоящему описанию.

Фиг.2 показывает фотографию раствора обращенной эмульсии, смешанного с разлагаемыми волокнами согласно одному варианту осуществления.

Фиг.3 показывает фотографию смеси, показанной на фиг.2, после 100 часов при 93°C.

Фиг.4 показывает фотографию раствора обращенной эмульсии, смешанного с разлагаемыми волокнами на диске Aloxite согласно одному варианту осуществления.

Фиг.5 показывает фотографию смеси, показанной на фиг.4, после 168 часов при 79°C.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Сначала следует отметить, что при разработке любого такого действительного варианта осуществления должны быть осуществлены многочисленные воплощения-конкретные решения, чтобы добиться конкретных целей разработчика, таких как соответствие родственным системам и связанные с бизнесом ограничения, которые будут различаться от одной реализации к другой. Более того, будет понятно, что такие опытно-конструкторские работы могли быть сложными и требующими много времени, но, тем не менее, были бы рутинной задачей для специалистов в данной области, имеющих преимущество данного описания. Описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения, и их не следует рассматривать в качестве ограничения объема патентной защиты и применимости изобретения. В то время как композиции по настоящему изобретению описываются здесь как включающие определенные материалы, следует понимать, что композиции могут необязательно включать два или более химически различных материала. Кроме того, композиция также может включать некоторые компоненты, отличные от тех, что уже цитировались.

В сущности изобретения и в данном описании каждое численное значение следует истолковывать как модифицированное термином "примерно" (если оно уже так четко не модифицировано) и затем вновь истолковывать как немодифицированное таким образом, если иное не указано в контексте. Кроме того, в сущности изобретения и в данном подробном описании следует понимать, что концентрационный диапазон, приведенный или описанный в качестве применимого, подходящего или аналогичного, обозначает, что любую или каждую концентрацию внутри диапазона, включая граничные значения, следует рассматривать в качестве указанных. Например, ″диапазон от 1 до 10″ необходимо истолковывать в качестве показывающего все без исключения возможные числа в непрерывном интервале примерно от 1 до 10. Таким образом, даже если конкретные экспериментальные точки внутри диапазона, или даже никакие экспериментальные точки внутри диапазона, являются недвусмысленно идентифицированными или относятся только к некоторым специфическим точкам, необходимо понимать, что авторы изобретения оценивают и понимают, что любые или все экспериментальные точки внутри данного диапазона необходимо рассматривать в качестве указанных и что авторы изобретения описали и сделали доступным полный диапазон и все точки внутри данного диапазона.

В одном аспекте описанные здесь варианты осуществления относятся к обработкам раствором для глушения скважины, используемым в операциях заканчивания, для снижения или предотвращения проникновения и истечения флюидов между пластом и обсаженным, перфорированным стволом скважины. В частности, описанные здесь варианты осуществления относятся к растворам обращенных эмульсий для глушения скважины, содержащим разлагаемые волокна и закупоривающий агент, которые могут эффективно закупоривать и изолировать (посредством образования фильтрационной корки) перфорационные каналы, образованные в продуктивной зоне обсаженной и перфорированной скважины так, что можно осуществить другие операции заканчивания. Поскольку волокна являются разлагаемыми, обработка может быть временной, позволяя легко разрушать фильтрационную корку и удалять ее из ствола скважины без ущерба или с минимальным ущербом для пласта. Таким образом, раствор для глушения скважины по настоящему описанию может включать маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, разлагаемые волокна, закупоривающий агент и, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество/эмульгирующий агент для стабилизации маслянистой и немаслянистой фаз в качестве обращенной эмульсии. Каждый из компонентов раствора будет обсужден по очереди.

Разлагаемые материалы

Разлагаемые материалы могут включать твердые материалы, такие как волокна, которые являются растворимыми и гидролизуются в основании, такие как твердые циклические димеры или твердые полимеры некоторых органических кислот, которые легко гидролизуются в растворимые продукты в присутствии основания. Например, такие разлагаемые волокна можно получить из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, сополимеров молочной кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, или их смесей.

Дополнительные примеры других разлагаемых материалов включают вещества, описанные в публикации Polymer Science, vol. 157, "Degradable Aliphatic Polyesters", edited by A. C. Albertson (2001). Конкретные примеры включают гомополимеры, статистические, блок-, привитые, звездообразные и сверхразветвленные алифатические сложные полиэфиры. Сложные полиэфиры можно приготовить, например, реакциями поликонденсации, полимеризацией с раскрытием кольца, свободнорадикальной полимеризацией, координационной полимеризацией с раскрытием кольца и любым другим подходящим способом. Конкретные примеры подходящих полимеров включают алифатические сложные полиэфиры, полилактиды, полигликолиды, поли-ε-капролактоны, полигидроксибутираты, полиангидриды, алифатические поликарбонаты, поли-(орто)эфиры, полиаминокислоты, полифосфозены и аналогичные полимеры.

Вышеуказанные разлагаемые материалы могут состоять исключительно из частиц сложного полиэфира, например, состав для закачивания может не содержать или по существу не содержать неполиэфирные твердые вещества, или сложный полиэфир можно, альтернативно, смешать или перемешать с другими разлагаемыми или растворяющимися твердыми веществами, например, твердыми веществами, которые взаимодействуют с продуктами гидролиза, например, с гидроксидом магния, карбонатом магния, доломитом (магниево-кальцевый смешанный карбонат), карбонатом кальция, гидроксидом алюминия, оксалатом кальция, фосфатом кальция, метафосфатом алюминия, натрий-цинк-калиевым полифосфатным стеклом и натрий-кальций-магниевым полифосфатным стеклом. Кроме того, примеры реакционноспособных твердых веществ, которые можно примешать, включают измельченный кварц (или тонкомолотый кремнеземный порошок), маслорастворимые смолы, разлагаемые каменные соли, глины, такие как каолин, иллит, хлорит, бентонит, или монтмориллонит, цеолиты, такие как шабазит, клиноптилолит, гейландит или любые синтетически получаемые цеолиты, или их смеси. Разлагаемые материалы также могут включать воски, маслорастворимые смолы и другие вещества, которые разлагаются или становятся растворимыми при контакте с углеводородами. Считается, что разлагаемые материалы распадаются, когда, по меньшей мере, одно физическое или химическое свойство материала изменяется от его исходного состояния. Например, материал может подвергаться гидролизу или другому физическому или химическому изменению с течением времени, что изменяет одно или несколько из его наблюдаемых физических или химических свойств.

Разлагаемый материал может находиться в форме полосок, пластинок, волокон, чешуек или в любой другой форме с соотношением размеров, равным или превышающим единицу. Разлагаемые материалы могут включать частицы, имеющие соотношение размеров более 10, более 100, более 200, более 250 или аналогичное, например пластинки или волокна или аналогичное. Кроме того, перемешиваемые материалы могут принимать любую форму композитов, например, покрытий или остова из биоразлагаемого материала с диспергированными в них другими материалами. Далее, разлагаемые частицы могут представлять собой нано-, микро- или мезопористые структуры, которые являются фрактальными или нефрактальными.

Типичные волокна включают, но не ограничиваются этим, полиэфирные волокна из полимолочной кислоты, полиэфирные волокна из полигликолевой кислоты, волокна из поливинилового спирта и аналогичные. Дальнейшие иллюстративные волокна включают полиэфирные волокна, покрытые, чтобы быть весьма гидрофильными, такие как, но не ограничиваясь этим, полиэтилентерефталатные (ПЭТФ) волокна DACRON™, продаваемые Invista Corp. Wichita, Канзас, США, 67220. При использовании в растворах по настоящему описанию волокнистый компонент может быть включен при концентрациях примерно от 5 до 29 кг/м3 жидкой фазы раствора, и, более конкретно, концентрация волокон может составлять примерно от 11 до 23 кг/м3. Однако специалист в данной области поймет, что можно использовать другие количества.

Дополнительную информацию, имеющую отношение к соответствующим разлагаемым материалам, можно получить из патентов США №№ 7265079, 7350573 и 7066260, которые полностью включаются здесь ссылкой.

Закупоривающие агенты

Примеры закупоривающих агентов, подходящих для использования в настоящем описании, включают карбонат кальция, доломит (MgCO3·CaCO3), сульфат бария (барит), ильменит, гематит, оливин, сидерит, галенит, оксид магния, оксиды железа, сульфат стронция, целлюлозу, слюду, расклинивающие агенты, такие как песок или керамические частицы, и их комбинации.

Чтобы добиться тампонирования или закупоривания перфорационных каналов, можно выбрать конкретную обработку (тип(ы) частиц, геометрию(ии) частиц, концентрацию(ии) и распределение(я) размеров частиц) с тем, чтобы закупоривающие агенты тампонировали или закупоривали устье перфорации, и мелкодисперсные частицы могут затем формировать плотную фильтрационную корку позади закупоривающих частиц, таким образом формируя изоляцию и регулирование фильтруемости. Размер частиц также можно выбрать так, чтобы закупоривающий агент поступал в перфорационный канал и осаждался в нем в результате процесса обезвоживания по мере того, как жидкая фаза раствора для глушения скважины проникает в пласт. Дальнейшее обсуждение выбора размера частиц, требующегося для инициирования закупоривания, можно найти в SPE 58793, который полностью включается здесь ссылкой.

Концентрация закупоривающего агента может сильно варьироваться в зависимости, например, от ствола скважины/пласта, в которых используется закупоривающий агент, и, в частности, от характеристик перфорационных каналов, а также скорости утечки флюида. Однако концентрация должна быть, по меньшей мере, достаточно большой, чтобы закупоривающий агент закупоривал или тампонировал перфорации в стенке ствола скважины, но она не должна быть такой высокой, чтобы сделать помещение раствора непрактичным.

Классификацию закупоривающего агента по размерам также можно осуществить, исходя из размера перфораций в данном стволе скважины и/или размера поровых каналов пласта. В одном варианте осуществления закупоривающий агент имеет средний диаметр частиц в диапазоне от 50 до 1500 микрон и от 250 до 1000 микрон в другом варианте осуществления. Однако в других вариантах осуществления можно использовать частицы, имеющие средний диаметр частиц менее 50 микрон. Например, в особых вариантах осуществления можно использовать тонкодисперсные частицы, имеющие d90 в диапазоне от 1 до 25 микрон и d50 в диапазоне от 0,5 до 10 микрон, например, частицы, описанные в патентах США №№ 6586372, 7267291 и 7449431 и публикациях патентов США №№ 2007/0184987, 2006/0188651 и 2005/0101492, которые включаются здесь ссылкой во всей своей полноте. Выражения d90 и d50 представляют диаметры частиц, когда процентное содержание по объему или по массе частиц данного диаметра, по сравнению с общим объемом или общей массой образца, составляет 90% и 50%, соответственно. Также внутрь объема патентной защиты настоящего описания попадает то, что любые закупоривающие агенты можно необязательно покрыть материалом диспергатора, аналогично тому, как описывается в патентах США №№ 6586372, 7267291 и 7449431 и публикациях патентов США №№ 2007/0184987, 2006/0188651 и 2005/0101492.

Закупоривающий агент может включать по существу сферические частицы; однако также предусматривается, что закупоривающий агент может включать продолговатые частицы, например, стержни, чешуйки, листы или волокна. Когда закупоривающий агент включает продолговатые частицы, средняя длина продолговатых частиц должна быть такой, чтобы продолговатые частицы были способны к тампонированию или закупориванию искусственно образованных трещин у их устья или поблизости от него. Типично, продолговатые частицы могут иметь среднюю длину в диапазоне от 25 до 2000 микрон, предпочтительно от 50 до 1500 микрон, более предпочтительно от 250 до 1000 микрон. Закупоривающий агент можно отсортировать по размеру с тем, чтобы легко формировать мост или пробку у устья перфораций или поблизости от него. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может иметь широкое (полидисперсное) распределение размеров частиц; однако в ином случае можно использовать другие распределения.

Обращенная эмульсия

Как обсуждено выше, раствор для глушения скважины из настоящего описания может представлять собой обращенную эмульсию, т.е. эмульсию, в которой немаслянистая жидкость представляет собой дисперсную фазу, а маслянистая жидкость представляет собой непрерывную фазу.

Маслянистая фаза может представлять собой жидкость и, более предпочтительно, представляет собой природное или синтетическое масло, и, более предпочтительно, маслянистая жидкость выбрана из группы, включающей соляровое масло, минеральное масло, синтетическое масло, такое как гидрированные и негидрированные олефины, включая поли-альфа-олефины, неразветвленные и разветвленные олефины и аналогичные, полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны, сложные эфиры жирных кислот, конкретно алкильные эфиры жирных кислот с неразветвленной, разветвленной цепью или циклические, их смеси и аналогичные соединения, известные специалисту в данной области; и их смеси. Концентрация маслянистой жидкости должна быть достаточной, чтобы образовывалась обращенная эмульсия, и концентрация маслянистой жидкости может быть менее чем примерно 99% объемных от объема обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления количество маслянистой жидкости составляет примерно от 30% до 95% объемных от объема раствора обращенной эмульсии и, более предпочтительно, примерно от 40% до 90% объемных от объема раствора обращенной эмульсии. В одном варианте осуществления маслянистая жидкость может включать, по меньшей мере, 5% объемных материала, выбранного из группы, включающей сложные эфиры, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их комбинации.

Немаслянистая фаза, используемая в рецептуре описываемого здесь раствора обращенной эмульсии, может представлять собой жидкость и, предпочтительно, может представлять собой жидкость на водной основе. Более предпочтительно, немаслянистая жидкость может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, соляной раствор, содержащий органические и неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинации. Количество немаслянистой жидкости типично составляет меньше, чем теоретический предел, необходимый для формирования обращенной эмульсии. Таким образом, в одном варианте осуществления количество немаслянистой жидкости составляет менее чем примерно 70% объемных от объема раствора обращенной эмульсии и, предпочтительно, примерно от 1% до 70% объемных от объема раствора обращенной эмульсии. В другом варианте осуществления немаслянистая жидкость, предпочтительно, составляет примерно от 5% до 60% объемных от объема раствора обращенной эмульсии.

Кроме того, для стабилизации эмульсии типично включаются эмульгирующие агенты и эмульгирующие системы. Используемые здесь эмульгатор, эмульгирующий агент и поверхностно-активное вещество используются взаимозаменяемо. Эмульгирующий агент служит для уменьшения поверхностного натяжения жидкостей с тем, чтобы немаслянистая жидкость могла сформировать стабильную дисперсию мелких капель в маслянистой жидкости. Полное описание таких обращенных эмульсий можно найти в Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5th Edition, H. C. H. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, pp. 328-332, содержание которой настоящим включается ссылкой.

Эмульгирующие агенты, которые можно использовать в описываемых здесь растворах, включают, например, жирные кислоты, мыла на основе жирных кислот, амидоамины, полиамиды, полиамины, олеатные сложные эфиры, такие как сорбитмоноолеат, сорбитдиолеат, производные имидазолина или производные спиртов и комбинации или производные указанного выше. Кроме того, раствор также может содержать поверхностно-активные вещества, которые можно характеризовать как смачивающие агенты. Смачивающие агенты, которые могут подходить для использования в описываемых здесь растворах, включают неочищенное талловое масло, оксидированное неочищенное талловое масло, органические сложные фосфатные эфиры, модифицированные имидазолины и амидоамины, алкилароматические сульфаты и сульфонаты и аналогичные вещества, и их комбинации или производные. Однако при использовании с раствором обращенной эмульсии использование смачивающих агентов на основе жирных кислот следует минимизировать, чтобы не оказывать неблагоприятного воздействия на реверсируемость описываемой здесь обращенной эмульсии. FAZE-WET®, VERSACOAT®, SUREWET®, VERSAWET® и VERSAWET® NS являются примерами имеющихся в продаже смачивающих агентов, производимых и распространяемых M-I L.L.C., Хьюстон, Техас, которые можно использовать в описываемых здесь растворах.

В особом варианте осуществления обращенная эмульсия может быть обратимого типа, в результате чего обращенную эмульсию можно конвертировать из эмульсии типа "вода в масле" в эмульсию типа "масло в воде" при воздействии, например, кислоты. Такие обратимые растворы на основе масла включают системы, описанные, например, в патентах США №№ 6806233 и 6790811, которые полностью включаются здесь ссылкой.

Кроме того, в раствор обращенной эмульсии для глушения скважины по настоящему описанию можно добавить известь или другие щелочные материалы, чтобы сохранить запас щелочности. Общепринятая роль запаса щелочности состоит в содействии сохранения вязкости и стабильности обращенной эмульсии. В отсутствии запаса щелочности кислотные газы могут ослабить стабильность раствора обращенной эмульсии до критической точки. Другими словами, обращенная эмульсия становится такой нестабильной, что непрерывная маслянистая фаза и дисперсная немаслянистая фаза необратимо "переворачиваются". Кроме того, запас щелочности также может служить для содействия растворимости и/или разрушению разлагаемого материала, описанного выше, чтобы они могли гидролизоваться и содействовать фрагментации или разрушению фильтрационной корки из обращенной эмульсии. В особом варианте осуществления можно добавить известь (или другие подходящие щелочные материалы), чтобы немаслянистая фаза могла иметь эквивалентное значение pH, по меньшей мере, 8,3 или более чем 10 или 11 в других вариантах осуществления.

Для приготовления описываемых здесь растворов для глушения скважины можно использовать обычные методы в манере, аналогичной обычно используемой для приготовления традиционных жидкостей на основе масел. В одном варианте осуществления желательное количество маслянистой жидкости, такой как базовое масло, и подходящее количество поверхностно-активного вещества смешивают вместе и затем при непрерывном перемешивании добавляют остающиеся компоненты. Обращенную эмульсию также можно получить, энергично встряхивая, перемешивая или сдвигая маслянистую жидкость и немаслянистую жидкость.

Однако в определенном варианте осуществления рецептуру раствора для глушения скважины можно составить, смешивая вместе желательное количество маслянистой жидкости, такой как базовое масло, и подходящее количество поверхностно-активного вещества. Разлагаемые волокна можно добавлять к немаслянистой жидкости перед смешиванием с маслянистой жидкостью. Как только маслянистую жидкость (с поверхностно-активным веществом) и немаслянистую жидкость (с волокнами) добавляют друг к другу, к данной смеси можно добавить известь или другие аналогичные щелочные материалы, после чего следует добавление закупоривающих агентов. Обращенную эмульсию можно получить, энергично взбалтывая, перемешивая или сдвигая смесь.

Как указано выше, раствор обращенной эмульсии для глушения скважины по настоящему описанию можно вводить или иным образом размещать в перфорированном стволе скважины в продуктивной зоне, т.е. рядом с перфорационными каналами. Раствор для глушения скважины содержит разлагаемые волокна и закупоривающие агенты, которые могут эффективно закупоривать и изолировать (посредством образования фильтрационной корки) перфорационные каналы.

При разрушении/гидролизе разлагаемых волокон высвобождается слабая органическая кислота, что также может содействовать растворению закупоривающих агентов (в зависимости от типа выбранного закупоривающего агента). Даже если имеет место минимальное растворение закупоривающих агентов, фильтрационная корка может ломаться (или разрушаться) вследствие разрушения волокон и волоконного мата. Используемый здесь термин "фрагментация" или "разрушение фильтрационной корки" охватывает уменьшение количества фильтрационной корки или увеличение ее проницаемости посредством растворения, по меньшей мере, части фильтрационной корки. В зависимости от используемого типа раствора высвобождаемая кислота также может обратить эмульсию (от обратной в прямую), когда используется обратимый раствор, как описано выше. В таком примере остаточные раствор/фильтрационная корка могут существовать в виде прямой (масло в воде) эмульсии, а не в виде обращенной (вода в масле) эмульсии. Когда раствор не является обратимым, остающиеся раствор/фильтрационная корка могут существовать в виде двух фаз.

В зависимости от скважинной среды (часто 79-149°C) разлагаемые волокна могут разлагаться на растворимые гидролизные продукты, содействуя удалению фильтрационной корки даже без отдельной стадии промывки. Особый вариант осуществления может включать обратную промывку остатка фильтрационной корки с помощью промывочной жидкости или пластовой жидкости, добываемой in situ из пласта после формирования фильтрационной корки. В другом варианте осуществления пластовую жидкость можно добывать непосредственно из пласта без промежуточной рециркуляции промывочной жидкости в скважине, чтобы удалить остатки фильтрационной корки.

Фиг.1 показывает вариант осуществления обсадной трубы 10 с перфорационными каналами 14 в продуктивном интервале 16, где фильтрационная корка 17 была осаждена в перфорационных каналах 14, чтобы препятствовать притоку флюидов в пласт в течение очистки от обломков породы, образовавшихся при перфорации, и/или пока имела место другая операция заканчивания.

Примеры

Следующие ниже примеры представлены для иллюстрации приготовления и свойств флюидных систем, и их не следует рассматривать в качестве ограничивающих объем защиты изобретения, если иное четко не указано в прилагаемой формуле изобретения. Все процентные содержания, концентрации, соотношения, части и т.д. являются массовыми, если иное не указано или не очевидно из контекста их использования.

Были изготовлены и исследованы несколько растворов обращенных эмульсий для глушения скважины.

Раствор 1 содержит воду (73% об./об.), минеральное масло (27% об./об.), VERSACOAT™ (6-10 ч./млрд (17,1-28,5 кг/м3)), который представляет собой поверхностно-активное вещество, продаваемое M-I L.L.C., Хьюстон, Техас, известь (11,4-17,1 кг/м3), 1,13 SG (1,130 кг/м3) CaCl2 (64% об./об.), карбонат кальция с размером 2 микрона (28,5-85,6 кг/м3), карбонат кальция с размером 10 микрон (28,5-85,6 кг/м3) и разлагаемые волокна (12-18 кг/м3), продаваемые Schlumberger Technology Corporation, Шугар Лэнд, Техас. Концентрация волокон в растворе 1 составляет 18 кг/м3, и раствор 2 содержит такие же компоненты, что и раствор 1, за исключением того, что концентрация волокон составляет 12 кг/м3.

Раствор 3 представляет собой обратимую эмульсионную систему, которая включает воду (52% об./об.), минеральное масло (48% об./об.), VG-PLUS (2,9-8,6 кг/м3), органофильную глину, продаваемую M-I L.L.C., Хьюстон, Техас, в виде VG-Plus, FAZEMUL® (22,8-34,2 кг/м3), который представляет собой поверхностно-активное вещество, продаваемое M-I L.L.C., Хьюстон, Техас, известь (11,4-17,1 кг/м3), 1,28 SG (1,280 кг/м3) CaCl2 (41% об./об.), карбонат кальция с размером 2 микрона (28,5-85,6 кг/м3), карбонат кальция с размером 10 микрон (28,5-85,6 кг/м3) и разлагаемые волокна (12-18 кг/м3), продаваемые Schlumberger Technology Corporation, Шугар Лэнд, Техас.

Раствор 1 подвергали испытанию растворимости волокон с отбором проб в бутылки, чтобы определить время до полного растворения волокон (время гидролиза). Результаты показали, что при 93°C волокна растворяются примерно за 100 часов, когда подвергаются воздействию раствора 1. После 100 часов при 93°C, как иллюстрируется на фиг.2 (до) и фиг.3 (после), волокна растворяются в системе, и могут формироваться слои масла, остаточного карбоната кальция и лактата кальция.

Реологию растворов определяли на вискозиметре Fann 35, поставляемом компанией Fann Instrument, и свойства фильтрации измеряли, используя тест определения показателя фильтрации под высоким давлением и при высокой температуре при 3447 кПа и 79°C. Таблица 1 сравнивает реологические свойства трех растворов, включая пластическую вязкость (PV), предельное напряжение сдвига (YP) и электрическую стабильность (ES).

Таблица 1
Реология (об./мин) 1 2 3 (Fazepro)
600 101 123 68
300 65 80 43
200 51 62 33
100 34 39 22
6 8 7 9
3 7 6 8
Пластическая вязкость (Па·с) 0,036 0,043 0,025
Предельное напряжение сдвига (Па) 13,86 17,68 8,6
Электрическая стабильность (В) 58 36 433
Таблица 2
Раствор 1 Раствор 3
Фильтрация
(мл)
С волокнами Без волокон С волокнами Без волокон
Резкий выброс 0,5 1,5 4 2,5
1 мин 2 2,5 7 5,4
4 мин 2,6 2,8 9 6,8
9 мин 2,8 3 10,8 8,6
16 мин 2,9 3,6 12 9,7
25 мин 3 3,9 13,2 10,2
30 мин 3,6 4,2 13,5 10,6
36 мин 3,8 4,4 14,4 10,8
1 час 4,4 5 15,5 13,2

Испытания под высоким давлением и при высоких температурах проводили в ячейке водоотдачи, используя 3-микронные диски Aloxite. Как показано на фиг.4 (до) и фиг.5 (после), после 168 часов при 79°C волокна разлагаются и взаимодействуют с большей частью карбонатов в образце, оставляя диск без остаточных волокон или карбонатных закупоривающих частиц.

Варианты осуществления настоящего описания могут обеспечить, по меньшей мере, одно из следующих ниже преимуществ. Раствор обращенной эмульсии, содержащий разлагаемые материалы на основе волокон и закупоривающие агенты, может служить в качестве раствора для глушения скважины (временной обработки скважины) в обсаженном, перфорированном стволе скважины, чтобы временно минимизировать проникновение и истечение жидкостей через каналы перфорации, в то время как можно осуществлять операции заканчивания. При завершении операций заканчивания раствор для глушения скважины может саморазложиться посредством распада материалов на основе разлагаемых волокон в воде и при высоких температурах, уменьшая количество остающихся твердых веществ. Гидролиз волокон также может вносить вклад (до некоторой степени) в растворение закупоривающих агентов, а также обращение эмульсии, когда используется обратимая эмульсия.

В то время как изобретение было описано, ссылаясь на ограниченное число вариантов осуществления, специалисты в данной области, имея преимущество данного описания, поймут, что можно придумать другие варианты осуществления, которые не отклоняются от объема патентной защиты описанного здесь изобретения. Соответственно, объем защиты изобретения следует ограничивать только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ обработки подземного пласта, включающий:
закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, причем раствор обращенной эмульсии для глушения скважины содержит:
маслянистую непрерывную фазу,
немаслянистую дисперсную фазу,
эмульгирующий агент,
по меньшей мере, один разлагаемый материал и,
по меньшей мере, один закупоривающий агент;
контакт пласта с раствором для глушения скважины и
предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

2. Способ по п.1, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, сополимеров молочной кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, или их смесей.

3. Способ по п.1, в котором разлагаемый материал гидролизуется в течение некоторого периода времени.

4. Способ по п.3, в котором разлагаемый материал гидролизуется, выделяя органическую кислоту.

5. Способ по п.4, в котором органическая кислота обращает раствор для глушения скважины так, что маслянистая фаза является дисперсной фазой, а немаслянистая фаза является непрерывной фазой.

6. Способ по п.1, в котором раствор для глушения скважины дополнительно включает известь.

7. Способ по п.1, в котором закупоривающие агенты включают, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из карбоната кальция, доломита, сульфата бария, ильменита, гематита, оливина, сидерита, галенита, оксида магния, оксидов железа, сульфата стронция, целлюлозы, слюды, расклинивающих агентов или их смесей.

8. Способ по п.1, в котором маслянистая фаза составляет примерно от 30% до 99% объемных от объема раствора для глушения скважины.

9. Способ по п.1, в котором маслянистая фаза выбрана из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, сложноэфирных синтетических масел, глицеридов жирных кислот, алифатических сложных эфиров, алифатических простых эфиров, алифатических ацеталей или их комбинаций.

10. Способ по п.1, в котором немаслянистая фаза составляет примерно от 1% до 70% объемных от объема раствора для глушения скважины.

11. Способ по п.1, в котором немаслянистая фаза выбрана из пресной воды, морской воды, соляного раствора, водных растворов, содержащих водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или их комбинаций.

12. Способ по п.1, в котором эмульгирующий агент включает, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из жирных кислот, мыла на основе жирных кислот, амидоаминов, полиамидов, полиаминов, олеатных сложных эфиров, производных имидазолина или производных спиртов или их комбинаций или производных.

13. Способ, включающий:
получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, причем раствор обращенной эмульсии для глушения скважины содержит:
маслянистую непрерывную фазу,
немаслянистую дисперсную фазу,
эмульгирующий агент,
по меньшей мере, один разлагаемый материал и,
по меньшей мере, один закупоривающий агент;
закачивание раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт;
формирование фильтрационной корки; и
разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться.

14. Способ по п.13, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, сополимеров молочной кислоты с другими мономерами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или гидроксикарбоксильные части молекулы, или их смесей.

15. Способ по п.13, в котором разлагаемый материал гидролизуется в течение некоторого периода времени.

16. Способ по п.15, в котором разлагаемый материал гидролизуется, выделяя органическую кислоту.

17. Способ по п.16, в котором органическая кислота обращает раствор для глушения скважины так, что маслянистая фаза является дисперсной фазой, а немаслянистая фаза является непрерывной фазой.

18. Способ по п.13, в котором раствор для глушения скважины дополнительно включает известь.

19. Способ по п.13, в котором закупоривающие агенты включают, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из карбоната кальция, доломита, сульфата бария, ильменита, гематита, оливина, сидерита, галенита, оксида магния, оксидов железа, сульфата стронция, целлюлозы, слюды, расклинивающих агентов или их смесей.

20. Способ по п.13, в котором маслянистая фаза составляет примерно от 30% до 99% объемных от объема раствора для глушения скважины.

21. Способ по п.13, в котором маслянистая фаза выбрана из солярового масла, минерального масла, синтетического масла, сложноэфирных синтетических масел, глицеридов жирных кислот, алифатических сложных эфиров, алифатических простых эфиров, алифатических ацеталей или их комбинаций.

22. Способ по п.13, в котором немаслянистая фаза составляет примерно от 1% до 70% объемных от объема раствора для глушения скважины.

23. Способ по п.13, в котором немаслянистая фаза выбрана из пресной воды, морской воды, соляного раствора, водных растворов, содержащих водорастворимые органические соли, водорастворимые спирты или водорастворимые гликоли, или их комбинаций.

24. Способ по п.13, в котором эмульгирующий агент включает, по меньшей мере, одно вещество, выбранное из жирных кислот, мыла на основе жирных кислот, амидоаминов, полиамидов, полиаминов, олеатных сложных эфиров, производных имидазолина или производных спиртов или их комбинаций или производных.

25. Способ, включающий:
получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего:
маслянистую непрерывную фазу,
немаслянистую дисперсную фазу,
эмульгирующий агент,
по меньшей мере, один разлагаемый материал и,
по меньшей мере, один закупоривающий агент;
помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины;
формирование фильтрационной корки; и
разрушение фильтрационной корки,
в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Изобретение относится к системам регулирования дебита скважины и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкции пологих и горизонтальных скважин. .
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.
Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и увеличения нефтеотдачи.

Изобретение относится к привитым сополимерам на основе полиамида. Предложены привитые сополимеры на основе полиамида, прошедшего реакцию с ангидридом малеиновой кислоты, содержащие по меньшей мере одну винил-ненасыщенную боковую цепь, выбранную из N-винилкапролактама и/или N-винилпирролидона и в качестве полиамидного компонента он содержит по меньшей мере одно соединение из ряда натуральных или синтетических полиамидов.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.
Наверх