Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ



Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ
Неводные, кислоторастворимые, высокоплотные флюиды для заканчивания скважины и способ

 


Владельцы патента RU 2547187:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Обратимый инвертный эмульсионный буровой флюид на основе эмульсии «вода в масле» использовали раньше для бурения буровых скважин, пронизывающих один или более продуктивных пластов сырой нефти. Такие эмульсионные буровые флюиды смазывают буровое долото и снижают общее время, требуемое для бурения буровых скважин. Эти буровые флюиды являются эмульсиями «вода в масле», где вода или водная фаза диспергирована в непрерывной фазе на углеводородной основе или на основе маслянистой жидкости. Такие эмульсии «вода в масле», используемые в качестве буровых флюидов, могут быть стабилизированы неионогенными аминными эмульгаторами и имеют относительно высокое значение рН, которое обеспечивает то, что эмульгатор сохраняет неионный гидрофобный характер во время бурения.

Когда буровая скважина достигла своей полной глубины и смогла пронизать один или более нефтеносных пластов, то затем эмульсионный буровой флюид на основе эмульсии «вода в масле» контактирует с подаваемой извне кислотой, которая протонирует неионогенный аминный эмульгатор, в результате чего он получает катионный заряд, что повышает его растворимость в воде. «Подаваемый извне» означает, что кислоту или другой флюид закачивают или иным образом вводят в ствол скважины с поверхности. Полученный протонированный водорастворимый эмульгатор обладает гидрофильными свойствами и в результате масляная и водная фазы в эмульсии инвертируют, давая эмульсию «масло в воде» в стволе скважины. Эмульсия «масло в воде» обладает более низкой вязкостью, чем эмульсия «вода в масле», из которой она образовалась.

Инвертированная низковязкая эмульсия «масло в воде» смачивает продуктивные пласты, что способствует увеличению добычи нефти. Кроме того, флюид на основе эмульсии «масло в воде» легче удалить промывкой и таким образом облегчить последующие операции.

Кислота, которую используют для контактирования с буровым флюидом на основе эмульсии «вода в масле» и которая вызывает его обращение, обычно находится в форме подаваемого извне водного кислотного раствора, который закачивают в скважину. Однако известно, что такие операции дают эмульсии типа «водный кислотный раствор - сырая нефть» и осадкообразование сырой нефти. Попытки предотвратить образование эмульсий «водный кислотный раствор - сырая нефть» и осадкообразование сырой нефти включают использование анионных сульфонатных поверхностно-активных веществ в кислом растворе. Несмотря на то что анионные сульфонатные поверхностно-активные вещества хорошо работают для предотвращения образования эмульсий «водный кислотный раствор - сырая нефть» и осадкообразования сырой нефти анионные сульфонатные поверхностно-активные вещества могут реагировать с аминным эмульгатором после его протонирования кислотой, что приводит к эмульгатору, который не становится водорастворимым и не обращает эмульсию типа «вода в масле» в эмульсию типа «масло в воде». Это может помешать смачиванию водой и более быстрой очистке, но используемый водный кислотный раствор добавляется к внутренней водной фазе эмульсии, что приводит к повышению вязкости эмульсии. Образованную таким образом высоковязкую эмульсию «вода в масле» может быть трудно удалить и она может вызвать повреждение продуктивных пластов сырой нефти, через которые проходит ствол скважины. Кроме того, намеренное добавление кислоты для обращения эмульсии в стволе скважины приводит к дополнительным затратам и рискам в процессе.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ НЕСКОЛЬКИХ ВИДОВ ЧЕРТЕЖЕЙ

Варианты воплощения изобретения касающиеся неводного кислоторастворимого, высокоплотного флюида для заканчивания скважины и способ описаны со ссылкой на следующие фигуры. Одни и те же числовые обозначения используются по всем фигурам, где ссылаются на аналогичные элементы и компоненты.

На Фиг. 1 показан ствол скважины после бурения и перед заканчиванием согласно варианту воплощения настоящего изобретения;

На Фиг. 2 показано оборудование колонны для заканчивания скважины, установленное в стволе скважины согласно варианту воплощения настоящего изобретения;

На Фиг. 3 показан обратимый инвертный эмульсионный флюид, заменяющий флюид на углеводородной основе в стволе скважины согласно варианту воплощения настоящего изобретения;

На Фиг. 4 показано установление оборудования колонны для заканчивания в стволе скважины согласно варианту воплощения настоящего изобретения;

На Фиг. 5 показано контактирование обратимого инвертного флюида на основе эмульсии «вода в масле» с природным пластовым флюидом с получением эмульсии «масло в воде» согласно варианту воплощения настоящего изобретения; и

На Фиг. 6 показана блок-схема способа согласно варианту воплощения настоящего изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящая заявка относится в одном варианте воплощения изобретения к способу, включающему вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом и контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного для образования третьего флюида, по меньшей мере, из части второго флюида, где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН менее чем или равном 6,5.

Настоящая заявка, кроме того, относится в другом варианте воплощения изобретения к флюиду, включающему обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во флюиде с образованием второго флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации; и

где a+b больше чем или равно 2.

В следующем варианте воплощения изобретения изобретение предлагает флюид для обработки приствольной зоны, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида для обработки приствольной зоны с кислотой, подаваемой, по меньшей мере, частично природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени, протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина с образованием эмульсии, содержащей маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где флюид для обработки приствольной зоны имеет плотность по меньшей мере 1617,3 кг/м3 и по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, присутствующих во флюиде для обработки приствольной зоны, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

В другом варианте воплощения изобретения предлагается способ, включающий бурение необсаженного интервала ствола скважины с обратимым инвертным эмульсионным буровым флюидом и контактирование инвертного эмульсионного бурового флюида с природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать эмульсию с непрерывной водной фазой, по меньшей мере, из части бурового флюида, где буровой флюид включает инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование бурового флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина, чтобы образовать эмульсию с непрерывной водной фазой, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где буровой флюид имеет плотность по меньшей мере 1617,3 кг/м3 и по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, присутствующих в буровом флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

Этот раздел сущности изобретения представлен для того, чтобы ввести ряд концепций, которые будут дополнительно описаны ниже в подробном описании. Этот раздел сущности изобретения не предназначен для идентификации ключевых или значимых особенностей и не предназначен для использования как средство ограничения объема заявляемого предмета изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Вначале следует заметить, что при разработке какого-либо такого фактического варианта воплощения изобретения принимают много конкретных решений по его реализации, чтобы достичь конкретных целей, поставленных разработчиком, например согласованность с соответствующей системой и связанными с ними ограничениями бизнеса, которые будут меняться от одной реализации к другой. Кроме того, следует понимать, что такая опытно-конструкторская разработка может быть сложной и затратной по времени, но, тем не менее, обычной для специалистов в этой области техники благодаря этому описанию. В дополнение, используемая/раскрытая здесь композиция также может включать некоторые компоненты, отличные от указанных. В разделе сущности изобретения и в этом подробном описании каждое числовое значение следует читать один раз как изменяемое термином «приблизительно» (если оно уже не выражено как измененное) и затем читать снова как не измененное, если иное не указано в контексте. Также в разделе сущности изобретения и в этом подробном описании следует понимать, что концентрационный диапазон, описанный как используемый, подходящий или тому подобное, подразумевает, что любая и каждая концентрация в диапазоне, включая конечные точки, должна считаться как указанная. Например, «диапазон от 1 до 10» следует читать как указывающий на все без исключения возможные числа из непрерывного множества между приблизительно 1 и приблизительно 10. Таким образом, даже если есть конкретные точки данных в диапазоне или даже если нет точек данных в диапазоне, которые четко определены или относятся только к нескольким конкретным числам, то должно быть понятно, что изобретатели осознают и понимают, что любая и все точки данных в диапазоне должны рассматриваться как указанные и что изобретатели обладают знаниями всего диапазона и всех точек в пределах диапазона.

Как указано в описании и формуле изобретения, «около» означает в том числе и «при».

Следующие определения предоставлены для того, чтобы помочь специалистам в данной области техники понять подробное описание.

Термин «обработка» или «обрабатывание» относится к подземной операции, в которой используют флюид с желаемой функцией и/или для желательной цели. Термин «обработка» или «обрабатывание» не подразумевает какое-либо конкретное действие посредством флюида.

Термин «гидравлический разрыв» относится к процессу и способам разрыва геологической формации и создания трещины, то есть скальных пород вокруг ствола скважины путем закачивания флюида под очень высоким давлением (давление выше определяемого давления смыкания трещины), для того чтобы повысить темпы добычи из нефтеносного пласта. Способы гидроразрыва в других отношениях используют обычные техники, известные в этой области техники.

Используемая здесь новая схема нумерации для групп Периодической системы взята из Chemical and Engineering News, 63(5), 27 (1985).

Используемый здесь термин «жидкая композиция» или «жидкая среда» относится к материалу, который является жидкостью в используемых здесь условиях. Например, жидкая среда может относиться к воде и/или органическому растворителю, который находится выше точки замерзания и ниже точки кипения материала при конкретном давлении. Жидкая среда также может относиться к сверхкритическому флюиду.

Термин «твердые вещества, не относящиеся к проппанту», используемый здесь, относится к твердым веществам, которые могут включать различные утяжеляющие агенты, но которые не включают проппанты, которые остаются нерастворимыми для совершения своих функций. Примеры твердых веществ проппанта включают твердые вещества для гравийной набивки, песок и тому подобное.

Стволы скважины, которые ранее пробуривали с получением одного или нескольких продуктивных пластов сырой нефти, используя обратимые буровые флюиды на основе эмульсии «вода в масле», стабилизировали неионогенными эмульгаторами с высоким значением рН. Когда буровая скважина достигает своей полной глубины, эмульсия «вода в масле» контактирует с водным кислотным раствором, чтобы инвертировать эмульсию, то есть для того, чтобы образовать более низковязкую эмульсию «масло в воде», в которой вода смачивает поверхности пласта в стволе скважины и облегчает очистку ствола скважины. В варианте воплощения изобретения способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом и контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида, где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, выбранное так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

На Фиг. 1 показана скважина с необсаженным стволом 10 после бурения и перед заканчиванием согласно варианту воплощения настоящего изобретения. Как показано на Фиг. 1, необсаженный интервал ствола скважины 10 находится ниже верхнего обсаженного интервала 34 ствола скважины 10, но также может быть расположен в верхнем необсаженном интервале ствола скважины или их комбинации. Скважина с необсаженным стволом 10 содержит флюид на углеводородной основе 12. Фильтрационная корка 14 осаждена на передней поверхности скважины с необсаженным стволом 10. В варианте воплощения изобретения первый флюид на углеводородной основе 12 может циркулировать в течение периода времени, достаточного для удаления, по меньшей мере, части каких-либо обломков выбуренной породы 32, присутствующих в стволе скважины, перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе 12.

Пласт 16 включает природный флюид 18, содержащий диоксид углерода, сероводород и/или похожие вещества, так что рН природного флюида меньше чем или равен приблизительно 6,5. Перепад гидростатического давления 30 может быть положительным (представленным значком «+» на фигуре), чтобы предотвратить втекание природного флюида 18 в скважину с необсаженным стволом 10.

В варианте воплощения изобретения, показанном на Фигуре 2, оборудование колонны для заканчивания скважины 20 устанавливают и/или размещают в скважине с необсаженным стволом 10 в присутствии бурового флюида на углеводородной основе 12. В альтернативном варианте воплощения изобретения оборудование колонны для заканчивания скважины 20 может быть установлено и/или размещено в скважине с необсаженным стволом 10 после вытеснения бурового флюида на углеводородной основе 12, также называемого здесь первым флюидом, вторым флюидом, включающим обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом 18 в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде с образованием третьего флюида, включающего, эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5. Перепад гидростатического давления 30 может быть положительным (представленным значком «+» на фигуре), чтобы предотвратить втекание природного флюида 18 в скважину с необсаженным стволом 10.

Как показано на Фиг. 3, первый флюид на углеводородной основе 12 заменяют вторым флюидом 22, включающим обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом 18 в течение достаточного периода времени приводит к протонированию, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде 22 с образованием третьего флюида (см. Фигуру 5), включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водном флюиде, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые находятся во втором флюиде 22, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5. Фильтрационная корка 14 все еще может присутствовать на поверхности пласта 16. В альтернативном варианте воплощения изобретения фильтрационная корка 14 может быть результатом осаждения веществ из второго флюида 22. Перепад гидростатического давления 30 может быть положительным (представленным значком «+» на фигуре), чтобы предотвратить втекание природного флюида 18 в скважину с необсаженным стволом 10.

На Фиг. 4 показана установка оборудования колонны для заканчивания скважины 20 в интервале скважины с необсаженным стволом 10 согласно варианту воплощения изобретения настоящего описания. Как показано на Фиг. 4, пакеры для заканчивания скважины 24 могут быть размещены так, чтобы улавливать второй флюид 22 в кольцевое пространство в контакт с фильтрационной коркой 14. Как также показано на Фиг. 4, пакеры для заканчивания скважины 24 могут быть размещены в пласте с низкой проницаемостью и/или в разделяющем отсеке 26, который может быть в скважине с необсаженным стволом 10. Перепад гидростатического давления 30 может быть нейтральным или сбалансированным (представленным значком «0» на фигуре), чтобы предотвратить втекание природного флюида 18 в скважину с необсаженным стволом 10 и чтобы предотвратить дальнейшее проникновение фильтрационной корки 14 в пласт 16.

На Фиг. 5 показано контактирование второго флюида 22 - инвертной эмульсии «вода в масле» - с кислым природным пластовым флюидом 18 путем диффузии с образованием эмульсии «масло в воде», называемой здесь третьим флюидом 28, в скважине с необсаженным стволом 10 согласно варианту воплощения изобретения настоящего описания. Обращение фазы осуществляется путем диффузии кислых флюидов из пласта (природного пластового флюида 18) во второй флюид 22 с получением эмульсии «масло в воде». При этом третий флюид 28 становится гидрофильным и поэтому облегчает удаление фильтрационной корки 14, формально находящейся на поверхности пласта 16. Затем скважина может быть дополнительно стимулирована действием кислоты или тому подобное. Перепад гидростатического давления 30 может быть нейтральным или сбалансированным до отрицательного (представленным значком «0/-» на фигуре), чтобы позволить природному флюиду 18 втекать в скважину с необсаженным стволом 10 за счет диффузии и/или перепада давления.

Как показано на Фиг. 6 согласно варианту воплощения изобретения, способ (100) может включать вытеснение первого флюида на углеводородной основе, находящегося в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом (102). Способ может в некоторых случаях включать циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени, достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть каких-либо обломков выбуренной породы или фильтрационную корку, присутствующие в стволе скважины перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе (101). Способ может в некоторых случаях включать позиционирование узла заканчивания в необсаженном интервале ствола скважины в присутствии первого флюида (105). Способ может дополнительно включать установление пакеров узла заканчивания в стволе скважины, чтобы удерживать второй флюид в кольцевом пространстве в контакте с фильтрационной коркой (106). Способ может дополнительно включать контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида (103). Способ может в некоторых случаях включать вытеснение третьего флюида флюидом для заканчивания скважины (104) и/или другими средствами для заканчивания скважины, известными в этой области техники.

В варианте воплощения изобретения интервал может быть сначала пробурен с обычным буровым раствором на углеводородной основе, например буровым раствором на углеводородной основе с утяжеляющими частицами барита, буровым раствором на углеводородной основе или тому подобное как первым флюидом. Перед позиционированием нижнего узла заканчивания в скважине обычный первый флюид может быть закачан циркуляцией при скорости, эффективной для удаления, по меньшей мере, части присутствующих обломков выбуренной породы, например, путем вымывания или размыва всей или части фильтрационной корки в зоне заканчивания, например, чтобы обеспечить уменьшение толщины обычной фильтрационной корки от бурового раствора, такое как, например, максимальное утончение, достижимое путем циркуляции бурового раствора. Соответственно, в варианте воплощения изобретения способ может дополнительно включать циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени, достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть каких либо обломков выбуренной породы и/или фильтрационной корки, присутствующих в стволе скважины перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе.

В варианте воплощения изобретения необсаженный интервал ствола скважины может быть расположен ниже верхнего обсаженного интервала ствола скважины, верхнего необсаженного интервала ствола скважины или их комбинации.

В варианте воплощения изобретения обычный первый буровой флюид на углеводородной основе, присутствующий в необсаженном интервале, затем может быть, по меньшей мере, частично заменен вторым флюидом на углеводородной основе, включающим эмульсионную систему «вода в масле», которая может быть обратимой эмульсионной системой «вода в масле», которая ингибирует повторное накопление нерастворимой в кислоте фильтрационной корки и способствует условию, при котором кольцевые пространства, расположенные здесь, содержат пониженное количество нерастворимых в кислоте материалов. В варианте воплощения изобретения второй флюид является совместимым с существующим первым флюидом и/или каким-либо флюидом для заканчивания скважины или другими флюидами, которые добавляют последовательно. В варианте воплощения изобретения второй флюид на углеводородной основе включает меньше чем или равно приблизительно 60 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 50 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 40 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 30 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 20 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 10 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 5 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 1 объемн.%, или меньше чем или равно приблизительно 0,1 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые являются нерастворимыми в кислоте. Для целей этого изобретения твердое вещество, которое является нерастворимым в кислоте, относят к твердому веществу, которое является на 99,9 масс.% или более нерастворимым в кислом водном растворе, или твердое вещество, в котором меньше чем приблизительно 0,1 масс.% является растворимым в кислом водном растворе, имеющем значение рН меньше чем или равное приблизительно 6,5, или имеющем значение рН меньше чем или равное приблизительно 6. В варианте воплощения изобретения второй флюид на углеводородной основе содержит меньше чем или равно приблизительно 0,1 масс.% сульфата бария, также называемого в этой области техники баритом.

В варианте воплощения изобретения, когда ствол скважины обрабатывают так, что первый флюид вытесняется, по меньшей мере, частично вторым флюидом, обработка интервала ствола скважины может включать единственную цель создать кислоторастворимую обратимую эмульсионную неводную систему флюида в необсаженном интервале и в некоторых случаях обычный неводный флюид в другой части ствола скважины, например в обсаженной части ствола скважины, расположенной выше рассматриваемого интервала.

В варианте воплощения изобретения второй флюид, находящийся в рассматриваемом интервале, имеет эквивалентную или повышенную плотность по сравнению с первым флюидом, предварительно вытесненным вторым флюидом и/или химически, и/или физически совместимым с первым флюидом. В варианте воплощения изобретения второй флюид является толерантным к условиям давления и температуры и наличию H2S и/или CO2, присутствующим в стволе скважины ограниченный период времени. В варианте воплощения изобретения меньше чем 50 масс.% второго флюида, присутствующего в стволе скважины, в присутствии природного флюида не инвертирует в эмульсию «масло в воде», также называемую здесь третьим флюидом, в течение периода времени меньше, чем достаточный период времени, требуемый для протонирования, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во второй флюид, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина, концентрацию поверхностно-активного вещества на основе амина, буферную систему, присутствующие во втором флюиде, или их комбинацию выбирают так, что меньше чем 50 масс.% второго флюида, присутствующего в стволе скважины в контакте с кислым природным флюидом, обращается в эмульсию «масло в воде» в течение 12 часов или меньше, или в течение 24 часов, или меньше или в течение 48 часов или меньше.

В варианте воплощения изобретения узел заканчивания скважины может быть позиционирован в необсаженном интервале в присутствии первого флюида, второго флюида или третьего флюида. В варианте воплощения изобретения узел заканчивания позиционируют в необсаженном интервале в присутствии первого флюида или в присутствии второго флюида, когда второй флюид используется для бурения скважины, а первый флюид не используется. В варианте воплощения изобретения, когда второй флюид будет на месте, затем можно предпринять начальные операции заканчивания скважины, включая установление одного или более первичных нижних изолирующих пакера для заканчивания, которые включают механически изолирующие пакеры и тому подобное, захват или иным образом удержание второго флюида в кольцевом пространстве в контакте с фильтрационной коркой.

В варианте воплощения изобретения способ включает вытеснение первого флюида вторым флюидом, расположенным в горизонтальной скважине или скважине с большим наклоном ствола, которая затем может быть набита гравием согласно способам, известным в этой области техники. В варианте воплощения изобретения первый флюид не используется, а второй флюид согласно настоящему описанию используется для образования фильтрационной корки и также используется в комбинации с флюидом на основе гравийного пакера, где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водном флюиде, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых вещества, не относящихся к проппанту, присутствующих во втором флюиде, является водорастворимыми при рН меньше чем или равным 6,5.

В варианте воплощения изобретения второй флюид может быть оставлен затем на месте в кольцевом пространстве между каким-либо установленным оборудованием для заканчивания и необсаженной скважиной. В варианте воплощения изобретения второй флюид может быть на месте, когда песочный фильтр или другую форму оборудования для заканчивания позиционируют в стволе скважины перед или после гравийной набивки. В варианте воплощения изобретения гравийную набивку можно выполнять в присутствии второго флюида, используя совместимый флюид-носитель, включающий набивочный материал, известный в этой области техники. В варианте воплощения изобретения гравийную набивку можно выполнять после того, как второй флюид вступит в контакт с природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида, где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водный флюид, обратимо диспергированный как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

В варианте воплощения изобретения, по меньшей мере, часть второго флюида может быть заменена в нижнем кольцевом пространстве при заканчивании скважины другим вторым флюидом, имеющим даже меньшее содержание твердых веществ и/или более низкую плотность, чем начальный второй флюид до или после какой-либо формы оборудования заканчивания, позиционированной в стволе скважины. Такой альтернативный второй флюид можно использовать в зависимости от условий, определяемых получаемым допустимым перепадом давления, создаваемого столбами флюида во время операций закачивания и/или в других ситуациях, как хорошо понимают специалисты в этой области техники.

В варианте воплощения изобретения верхний обсаженный интервал в стволе скважины затем может быть перемещен от обычного неводного флюида к флюиду для заканчивания на основе чистого рассола требуемой плотности, используя техники, хорошо известные специалистам в этой области техники.

В варианте воплощения изобретения после установки оборудования для заканчивания различные интервалы буровой скважины, содержащие второй флюид, затем можно стимулировать путем контактирования второго флюида с природным пластовым флюидом, присутствующим в стволе скважины в течение достаточного периода времени, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость второго флюида, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости второго флюида в комбинации с природным флюидом.

Соответственно в варианте воплощения изобретения, по меньшей мере, часть второго флюида подкисляют посредством природного флюида, присутствующего в стволе скважины, чтобы превратить эмульсию «вода в масле» в третий флюид, содержащий эмульсию «масло в воде». В варианте воплощения изобретения третий флюид имеет более низкую вязкость, чем второй флюид. В варианте воплощения изобретения вязкость второго флюида выше, чем вязкость третьего флюида.

В варианте воплощения изобретения второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом, присутствующим в стволе скважины, в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водном флюиде. В варианте воплощения изобретения по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5. В варианте воплощения изобретения второй флюид включает буферную систему, выбранную так, что она обладает такой буферной емкостью, что контактирование второго флюида с природным пластовым флюидом, присутствующим в стволе скважины, в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде с образованием третьего флюида. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина является компонентом буферной системы. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина является основанием и протонированная форма поверхностно-активного вещества на основе амина является сопряженной кислотой буферной системы. В варианте воплощения изобретения буферная система содержит дополнительную кислоту с соответствующим сопряженным основанием и/или дополнительное основание с соответствующей сопряженной кислотой, отличной от и (в дополнение) выбранного поверхностно-активного вещества на основе амина.

В варианте воплощения изобретения интервал может быть химически стимулирован путем только контактирования второго флюида с природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида, или в комбинации с другими внешними стимулирующими средствами, включающими подачу внешнего стимулирующего флюида, например подачу кислотного раствора, в интервал ствола скважины. В варианте воплощения изобретения подходящий внешний стимулирующий флюид может быть подан путем сброса шара или иным образом вскрытия избранного интервала и закачивания флюида в пласт для стимулирующей обработки скважины и тому подобное. В варианте воплощения изобретения извне подаваемый стимулирующий флюид может быть водным раствором кислоты. В варианте воплощения изобретения кислота в водном растворе кислоты может быть выбрана из неорганических кислот, таких как хлороводородная кислота, или из органических кислот, таких как уксусная кислота, муравьиная кислота, гликолевая кислота или их комбинации. В варианте воплощения изобретения извне подаваемая кислота является хлороводородной кислотой и подается в интервал в виде водного раствора кислоты, имеющего от приблизительно 1% до приблизительно 36% по весу HCl в растворе или от 10% до приблизительно 15% HCl по весу.

В варианте воплощения изобретения стимулирующая обработка второго флюида приводит к обращению эмульсии с образованием третьего флюида, который в свою очередь приводит к разрушению фильтрационной корки и растворению остаточных кислоторастворимых твердых веществ, присутствующих в кольцевом пространстве ствола скважины в интервале, подлежащем стимулированию. Настоящий способ экономит время операции и повышает потенциальные будущие результаты стимуляции, не требуя дополнительных и проблематичных будущих перемещений.

В варианте воплощения изобретения способ может включать позиционирование узла заканчивания в необсаженном интервале в присутствии третьего флюида, т.е. после стимуляции. В варианте воплощения изобретения способ может дополнительно включать вытеснение, по меньшей мере, части третьего флюида, по меньшей мере, одним другим флюидом для заканчивания скважины. В варианте воплощения изобретения способ может дополнительно включать вытеснение флюида на углеводородной основе, находящегося выше необсаженного интервала ствола скважины, флюидом для заканчивания скважины.

В варианте воплощения изобретения первый флюид включает маслянистую жидкость, которая является такой же, как маслянистая жидкость, присутствующая во втором флюиде. В варианте воплощения изобретения достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для того, чтобы стимулировать скважину для образования третьего флюида, определяется как время, требуемое для превращения больше чем 50 масс.% второго флюида в третий флюид в условиях, имеющих место в скважине, или в смоделированных условиях, представляющих условия окружающей среды скважины. В варианте воплощения изобретения достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для того, чтобы стимулировать скважину для образования третьего флюида, составляет по меньшей мере 12 часов, или по меньшей мере 24 часа, или по меньшей мере 48 часов. В варианте воплощения изобретения достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для того, чтобы протонировать, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещество на основе амина, или по меньшей мере 50 масс.% поверхностно-активного вещества на основе амина, присутствующего во втором флюиде, чтобы получить третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида или по меньшей мере из 50 масс.% второго флюида, составляет по меньшей мере 12 часов, или по меньшей мере 24 часа, или по меньшей мере 48 часов.

В варианте воплощения изобретения контактирование между эмульсией «вода в масле» и пластовым флюидом, присутствующим в скважине для образования эмульсии «масло в воде», не включает физическое воздействие, но является пассивным процессом, или диффузионным процессом, где эмульсии «вода в масле» (например, второму флюиду) дают возможность контактировать с природным флюидом, присутствующим в скважине, без дополнительного механического или энергетического воздействия. В варианте воплощения изобретения контакт воды в эмульсии «вода в масле» (например, во втором флюиде) достигается путем закрытия, по меньшей мере, части скважины на период времени, достаточный для превращения по меньшей мере 50 масс.% флюида, содержащего эмульсию «вода в масле» (например, второй флюид) во флюид, включающий эмульсию «масло в воде» (например, в третий флюид). В варианте воплощения изобретения, по меньшей мере, часть скважины закрывают на период больше чем или равный приблизительно 12 часа, или больше чем или равный приблизительно 24 часам, или больше чем или равный приблизительно 48 часам, или больше чем или равный приблизительно 100 часам, или больше чем или равный приблизительно 500 часам.

В варианте воплощения изобретения природный пластовый флюид имеет кислый рН. В варианте воплощения изобретения природный флюид содержит растворенный диоксид углерода как угольную кислоту, сероводород или их комбинацию.

В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит поверхностно-активное вещество на основе амина, имеющее структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и где a+b больше чем или равно 2. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от приблизительно 2 до приблизительно 30 молей этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации.

Используемый здесь термин углеводородный радикал включает C1-20 неразветвленные, разветвленные и циклические алкильные радикалы, C6-20 ароматические радикалы, C7-20 алкилзамещенные ароматические радикалы, C7-20 арилзамещенные алкильные радикалы, галогенированные радикалы, углеводородные радикалы с различными заместителями и тому подобное. В дополнение два или более таких радикалов могут совместно образовывать конденсированную кольцевую систему, включающую частично или полностью гидрогенизированные конденсированные кольцевые системы или они могут образовывать металлоцикл с металлом. Подходящие углеводородзамещенные радикалы включают моно-, ди- и тризамещенные функциональные группы, также относящиеся здесь к радикалам, включающим элемент Группы 14, где каждая из углеводородных групп содержит от 1 до 20 атомов углерода. Примеры различных углеводородных радикалов с заместителями включают заместители, содержащие гетероатомы Группы 15 и/или Группы 16. Другие функциональные группы, пригодные для использования в качестве заместителей, включают органические и неорганические радикалы, где каждая из функциональных групп содержит водород и атомы из Групп 13, 14, 15, 16 и/или 17 или от 1 до 20 атомов углерода, кислород, серу, фосфор, кремний, селен или их комбинацию. В дополнение функциональные группы могут включать одну или больше функциональных групп, замещенных одной или несколькими дополнительными функциональными группами. Примеры функциональных групп, включенные в термин углеводородный радикал, включают амины, фосфины, простые эфиры, сложные эфиры, тиоэфиры, спирты, амиды и/или их производные.

В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина включает этоксилированый таловый амин; соевый амин; N-алкил-1,3-диаминопропан, где алкилом является углеводород от C12 до C22 или их комбинация. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от приблизительно 2 до приблизительно 30 молей этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от 2 до 30 молей этиленоксида.

Используемый здесь высокоплотный флюид имеет плотность больше чем или равную приблизительно 1557,4 кг/м3. Подходящие примеры включают FAZEPROtm (M-I SWACO, Хьюстон, Техас), который является буровым раствором на основе обратимой углеводородной эмульсии. В варианте воплощения изобретения второй флюид готовят с минимальным количеством барита или других нерастворимых в кислоте утяжеляющих агентов. В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит меньше чем или равное приблизительно 60 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 50 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 40 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 30 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 20 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 10 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 5 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 1 объемн.%, или меньше чем или равное приблизительно 0,1 объемн.% барита или других нерастворимых в кислоте утяжеляющих агентов.

В варианте воплощения изобретения второй флюид включает обратимую эмульсионную систему, имеющую плотность больше чем или равную приблизительно 1557,4 кг/м3, или больше чем или равную приблизительно 1617,3 кг/м3, или больше чем или равную приблизительно 1677,2 кг/м3, или больше чем или равную приблизительно 1737,1 кг/м3, или больше чем или равную приблизительно 1797 кг/м3, или больше чем или равную приблизительно 1856,9 кг/м3 и/или по меньшей мере 40 объемн.%, или по меньшей мере 50 объемн.%, или по меньшей мере 60 объемн.%, или по меньшей мере 70 объемн.%, или по меньшей мере 80 объемн.%, или по меньшей мере 90 объемн.%, или по меньшей мере 95 объемн.%, или по меньшей мере 99 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во втором флюиде, в расчете на суммарный вес твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5, или меньше чем или равном 6,0, или от приблизительно 4,0 до приблизительно 6,5, или от приблизительно 5 до приблизительно 6.

В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% по объему маслянистой жидкости. В варианте воплощения изобретения маслянистая жидкость выбрана из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, синтетического масла и их комбинаций. В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% водной жидкости. В варианте воплощения изобретения водной жидкостью является вода, морская вода, рассол, содержащий органические или неорганические растворенные соли или их комбинацию.

В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит от приблизительно 0,1 до приблизительно 20 масс.% поверхностно-активного вещества на основе амина или комбинацию поверхностно-активных веществ на основе амина. В варианте воплощения изобретения второй флюид содержит от приблизительно 0,5 до приблизительно 15 масс.%, или от приблизительно 1 до приблизительно 10 масс.%, или от приблизительно 2 до приблизительно 5 масс.% поверхностно-активного вещества на основе амина.

В варианте воплощения изобретения второй флюид включает одну или несколько буферных систем. Подходящие буферные системы включают буферные системы, содержащие триэтаноламин, гидроксид натрия, ацетат натрия, бикарбонат натрия, гидроксид кальция, ацетат кальция и/или карбонат кальция. Другие примеры подходящих буферных систем включают угольную кислоту/карбонат калия, фосфорную кислоту/фосфат калия или натрия, уксусную кислоту/ацетат натрия. В варианте воплощения изобретения буферная система включает, без ограничений: фосфатные буферы; сульфатные буферы; буферы уксусная кислота/ацетаты; буферы на основе моно- и поликабоновых кислот с длиной цепи от C1 до C10; буферы на основе замещенных карбоновых кислот, таких как молочная, аскорбиновая и винная кислота; и буферы на основе карбоновых кислот, которые имеют ненасыщенную связь, такие как малеиновая и фумаровая кислота и тому подобное. Второй флюид может таким образом включать любую буферную систему, известную специалистам в этой области техники. В варианте воплощения изобретения буфер и/или концентрация буфера может быть выбранной в соответствии с природным флюидом, присутствующим в конкретном стволе скважины и/или в соответствии с желательным достаточным периодом времени, требуемым для протонирования, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости.

В варианте воплощения изобретения система для обработки подземной скважины включает первый флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контакт первого флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина в первом флюиде с образованием второго флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые находятся в первом флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

В варианте воплощения изобретения система для обработки подземной скважины включает поверхностно-активное вещество на основе амина, имеющее структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и где a+b больше чем или равно 2. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от приблизительно 2 до приблизительно 30 молей этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от 2 до 30 молей этиленоксида.

В варианте воплощения изобретения флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во флюиде, чтобы образовать второй флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые находятся во флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и где a+b больше чем или равно 2. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от приблизительно 2 до приблизительно 30 молей этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации. В варианте воплощения изобретения поверхностно-активное вещество на основе амина содержит от 2 до 30 молей этиленоксида.

В альтернативном варианте воплощения изобретения продуктивный интервал ствола скважины может быть пробурен, используя то, что называют здесь вторым флюидом, который включает относительно высокоплотный неводный флюид, приготовленный таким образом, что коммерческие добавки, включающие утяжеляющие агенты, являются кислоторастворимыми. Соответственно, в варианте воплощения изобретения буровой флюид на углеводородной основе, который не включает инвертируемую эмульсию или который содержит больше чем 40 объемн.%, или больше чем 50 объемн.%, или больше чем 60 объемн.%, или больше чем 80 объемн.% твердых веществ, которые не являются растворимыми в кислом водном растворе, не используется и тем самым не может быть заменен тем, что называют здесь вторым флюидом. С целью уточнения в этом альтернативном варианте воплощения изобретения, то что здесь выше называют вторым флюидом, который используется в отсутствие обычного бурового раствора на углеводородной основе, называют здесь первым кислоторастворимым инвертным эмульсионным флюидом и упомянутый выше третий флюид относят ко второму кислоторастворимому эмульсионному флюиду на основе эмульсии «масло в воде».

В варианте воплощения изобретения система для обработки подземной скважины включает первый кислоторастворимый инвертный эмульсионный флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование первого флюида с природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина в первом кислоторастворимом инвертном эмульсионном флюиде, чтобы образовать второй кислоторастворимый эмульсионный флюид на основе эмульсии «масло в воде», включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют в первом кислоторастворимом инвертном эмульсионном флюиде, являются водорастворимыми при кислом рН или при рН меньше чем или равном 6,5.

В варианте воплощения изобретения маслянистая жидкость может включать дизельное масло, керосин, парафиновую нефть, сырую нефть, сжиженный нефтяной газ (СНГ), толуол, ксилол, простой эфир, сложный эфир, минеральное масло, биодизель, растительное масло, животное масло, ацетон, ацетонитрил, бензол, 1- бутанол, 2-бутанол, 2-бутанон, трет-бутиловый спирт, четыреххлористый углерод, хлорбензол, хлороформ, циклогексан, 1,2-дихлорэтан, диэтиловый эфир, диэтиленгликоль, диглим (диметиловый эфир диэтиленгликоля), 1,2-диметоксиэтан (глим, ДМЭ), диметиловый эфир, дибутиловый эфир, диметилформамид (ДМФ), диметилсульфоксид (ДМСО), диоксан, этанол, этилацетат, этиленгликоль, глицерин, гептан, гексаметилфосфорамид (ГМФА), гексаметилтриамидофосфат (ГМТФ), гексан, метанол, метил-трет-бутиловый эфир (МТБЭ), метиленхлорид, N-метил-2-пирролидинон (NMP), нитрометан, пентан, петролейный эфир (лигроин), 1-пропанол, 2-пропанол, пиридин, тетрагидрофуран (ТГФ), толуол, триэтиламин, о-ксилол, м-ксилол, п-ксилол или их смеси.

В варианте воплощения изобретения маслянистая жидкость может включать фракции ароматической нефти, терпены, моно-, ди- и триглицериды насыщенных или ненасыщенных жирных кислот, включающие природные и синтетические триглицериды, алифатические сложные эфиры, такие как метиловые сложные эфиры смеси уксусной, янтарной и глутаровой кислот, алифатические эфиры гликолей, такие как монобутиловый эфир этиленгликоля, минеральные масла, такие как вазелиновое масло, хлорированные растворители, такие как 1,1,1-трихлорэтан, перхлорэтилен и метиленхлорид, деодорированный керосин, сольвент-нафту, парафины (включая линейные парафины), изопарафины, олефины (особенно линейные олефины) и алифатические или ароматические углеводороды (такие, как толуол). Подходящие терпены включают d-лимонен, l-лимонен, дипентен (также известный как 1-метил-4-(1-метилэтенил)-циклогексен), мирцен, альфа-пинен, линалоол и их смеси.

Дополнительные маслянистые жидкости включают длинноцепные спирты (одноатомные спирты и гликоли), сложные эфиры, кетоны (включая дикетоны и поликетоны), нитриты, амиды, амины, циклические эфиры, линейные и разветвленные эфиры, эфиры гликолей (такие, как монобутиловый эфир этиленгликоля), эфиры полигликолей, пирролидоны, такие как N-(алкил или циклоалкил)-2-пирролидоны, N-алкилпиперидоны, N,N-диалкилалканоламиды, N,N,N′,N′-тетраалкилмочевины, диалкилсульфоксиды, пиридины, гексаалкилтриамиды фосфорной кислоты, 1,3-диметил-2-имидазолидинон, нитроалканы, нитросоединения ароматических углеводородов, сульфоланы, бутиролактоны и алкилен или алкилкарбонаты. Они включают полиалкиленгликоли, эфиры полиалкиленгликоля, такие как моно (алкил или арил) эфиры гликолей, моно (алкил или арил) эфиры полиалкиленгликолей и поли (алкил и/или арил) эфиры полиалкиленгликолей, моноалканоат эстеры гликолей, моноалканоат эстеры полиалкиленгликолей, полиалкиленгликолевые сложные эфиры, такие как поли(алкил и/или арил) сложные эфиры полиалкиленгликолей, диалкиловые эфиры полиалкиленгликолей, сложные эфиры диалканоатполиалкиленгликолей, N-(алкил или циклоалкил)-2-пирролидоны, пиридин и алкилпиридины, диэтиловый эфир, диметоксиэтан, метилформиат, этилформиат, метилпропионат, ацетонитрил, бензонитрил, диметилформамид, N-метилпирролидон, этиленкарбонат, диметилкарбонат, пропиленкарбонат, диэтилкарбонат, этилметилкарбонат и дибутилкарбонат, лактоны, нитрометан и нитробензол сульфоны. Маслянистая жидкость также может включать тетрагидрофуран, диоксан, диоксолан, метилтетрагидрофуран, диметилсульфон, тетраметиленсульфон и тиофен.

В варианте воплощения изобретения флюид для обработки скважины можно использовать в комбинации с флюидом-носителем, который может включать любой флюид гравийной набивки, базовую жидкость для гидроразрыва пласта или тому подобное, которые понятны специалистам в этой области техники. Следует понимать, что обязательно нерастворимые компоненты различных флюидов-носителей, включая гравий, проппант, утяжеляющие агенты и тому подобное, не должны быть включены в определение количества компонентов, нерастворимых в кислоте, которые присутствуют во втором флюиде, как описано здесь. Некоторые не имеющие ограничительного характера примеры флюидов-носителей включают гидратируемые гели (например, гуары, полисахариды, ксантан, гидроксиэтилцеллюлозу и тому подобное), поперечно-сшитый гидратируемый гель, загущенную кислоту (например, на основе геля), эмульгированную кислоту (например, в углеводородной дисперсионной среде), газированный флюид (например, пена на основе N2 или CO2) и флюид на углеводородной основе, включая желатинизированный, вспененный или иным образом загущенный флюид на углеводородной основе. Кроме того, флюид-носитель может быть рассолом и/или может включать рассол. Соответственно в варианте воплощения изобретения по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.

В определенных вариантах воплощения изобретения флюид-носитель включает кислоту. Трещина может быть традиционной трещиной гидроразрыва с двумя «крыльями», но в определенных вариантах воплощения изобретения может быть вытравленной трещиной и/или «червоточинами», такими как образуются при обработке кислотой. Флюид-носитель может включать хлороводородную кислоту, фтороводородную кислоту, бифторид аммония, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, малеиновую кислоту, винную кислоту, сульфаминовую кислоту, яблочную кислоту, лимонную кислоту, метилсульфаминовую кислоту, хлоруксусную кислоту, аминополикарбоновую кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, полиаминополикарбоновую кислоту и/или соль любой кислоты. В определенных вариантах воплощения изобретения флюид-носитель включает полиаминополикарбоновую кислоту и является тринатрийгидроксиэтилэтилендиаминтриацетатом, моноаммонийными солями гидроксиэтилэтилендиаминтриацетата и/или мононатриевыми солями гидроксиэтилэтилендиаминтетраацетата. Выбор какой-либо кислоты в качестве флюида-носителя зависит от назначения кислоты, например вытравливание, очистка от загрязнений, удаление частиц, реагирующих с кислотой, и тому подобное и, кроме того, от совместимости с пластом, совместимости с флюидами в пласте и совместимости с другими компонентами суспензии для гидроразрыва и с буферными жидкостями или другими флюидами, которые могут присутствовать в стволе скважины. Выбор кислоты для жидкости-носителя, как известно в этой области техники, основан на характеристиках конкретных вариантов воплощения изобретения и описаниях этого документа.

Флюид-носитель может включать смесь мелких частиц, приготовленную из проппанта. Как указано в другом месте, должно быть понятно, что обязательно нерастворимые компоненты проппанта не включают в определение количества компонентов, нерастворимых в кислоте, которые присутствуют во втором флюиде, как описано здесь. Выбор проппанта включает многие компромиссы, налагаемые экономическими и практическими соображениями. Критерий выбора типа проппанта, его размера, распределения частиц по размеру в мультимодальной выборке проппанта и его концентрации основан на необходимой проводимости трещин, являющейся безразмерной величиной, и он может быть выбран специалистом в этой области техники. Такие проппанты могут быть природными или синтетическими, включая, но не ограничиваясь этим, стеклянные шарики, керамические шарики, песок и боксит, покрытые или содержащие химические вещества; больше чем один можно использовать последовательно или в смеси из материалов различных размеров или из различных материалов. Проппант может быть покрыт смолой (отверждаемой) или покрыт предварительно отвержденной смолой. Проппанты и гравий в одной и той же или разных скважинах или обработках могут быть одним и тем же материалом и/или могут иметь один и тот же размер, все как один, и термин проппант предполагает, что проппант включает гравий в этом описании. В нескольких вариантах воплощения изобретения можно использовать частицы неправильной формы как нетрадиционный проппант. В целом используемый проппант должен иметь средний размер частиц от приблизительно 0,15 мм до приблизительно 4,76 мм (от приблизительно 100 до приблизительно 4 меш США) или от приблизительно 0,15 мм до приблизительно 3,36 мм (от приблизительно 100 до приблизительно 6 меш США), чаще или от приблизительно 0,15 мм до приблизительно 4,76 мм (от приблизительно 100 до приблизительно 4 меш США), более конкретно, но не ограничиваясь этим, от 0,25 до 0,42 мм (40/60 меш), от 0,42 до 0,84 мм (20/40 меш), от 0,84 до 1,19 мм (16/20), от 0,84 до 1,68 мм (12/20 меш) и от 0,84 до 2,38 мм (8/20 меш) сортированных материалов. Обычно проппант должен присутствовать в суспензии в концентрации от приблизительно 0,12 до приблизительно 0,96 кг/л, или от приблизительно 0,12 до приблизительно 0,72 кг/л, или от приблизительно 0,12 до приблизительно 0,54 кг/л. Также они являются суспензиями, где концентрация проппанта составляет вплоть до 16 PPA (концентрация проппанта в фунтах на галлон флюида-носителя) (1,92 кг/л). Если суспензия является вспененной, то концентрация проппанта составляет вплоть до 20 PPA (2,4 кг/л).

Флюид-носитель может, кроме того, включать разлагаемый материал. В определенных вариантах воплощения изобретения разлагаемый материал включает по меньшей мере одно соединение из лактида, гликолида, алифатического полиэстера, поли(лактида), поли(гликолида), поли(ε-капролактона), поли(ортоэстера), поли(гидроксибутирата), алифатического поликарбоната, поли(фосфазена) и поли(ангидрида). В определенных вариантах воплощения изобретения разлагаемый материал включает по меньшей мере одно соединение из поли(сахарида), декстрана, целлюлозы, хитина, хитозана, протеина, поли(аминокислоты), поли(этиленоксида) и сополимера, включающего поли(молочную кислоту) и поли(гликолевую кислоту). В определенных вариантах воплощения изобретения разлагаемый материал включает сополимер, включающий первый остаток, который содержит по меньшей мере одну функциональную группу из следующих групп - гидроксильная группа, карбоксильная кислотная группа и гидрокарбоксильная кислотная группа, сополимер, дополнительно включающий второй остаток, содержащий по меньшей мере одну из гликолевой кислоты и молочной кислоты.

В определенных вариантах воплощения изобретения флюид-носитель может в некоторых случаях включать дополнительные добавки, включая, но не ограничиваясь ими, кислоты, добавки регулирования водоотдачи, газ, ингибиторы коррозии, ингибиторы накипи, катализаторы, агенты стабилизации глин, биоциды, понизители трения, их комбинации и тому подобное. Например, в некоторых вариантах воплощения изобретения может быть желательным вспенить легкохранимую композицию, используя газ, такой как воздух, азот или диоксид углерода.

Флюиды-носители можно использовать для выполнения совокупности подземных операций, включая, но не ограничиваясь ими, операции бурения, операции гидроразрыва и операции заканчивания (например, гравийную набивку). В нескольких вариантах воплощения изобретения композицию можно использовать при обработке части подземного пласта. В определенных вариантах воплощения изобретения композицию можно вводить в ствол скважины, который пронизывает подземный пласт, в качестве флюида для обработки приствольной зоны. Например, флюиду для обработки приствольной зоны можно дать возможность вступить в контакт с подземным пластом в течение некоторого периода времени. В некоторых вариантах воплощения изобретения флюиду для обработки приствольной зоны можно дать возможность вступить в контакт с углеводородами, пластовыми флюидами и/или последовательно инжектируемыми флюидами для обработки приствольной зоны. После выбранного периода времени флюид для обработки приствольной зоны может быть извлечен через ствол скважины. В определенных вариантах воплощения изобретения флюиды для обработки приствольной зоны можно использовать в операциях гидроразрыва.

Способ и флюиды - одни или в комбинации с флюидами-носителями - также могут быть подходящими для гравийной набивки или для гидроразрыва и гравийной набивки в одной операции (называемой, например, гидроразрыв и набивка (frac and pack, frac-n-pack), гидроразрыв-набивка (frac-pack), операции STIMPAC (торговая марка компании Schlumberger) или с использованием других названий), которые также широко применяются для стимуляции добычи углеводородов, воды и других флюидов из подземных пластов. Эти операции включают закачивание композиции и расклинивающего агента/материала в операции гидравлического разрыва или гравия (материалов, обычно называемых проппантами, которые используются в гидравлическом разрыве) в операции гравийной набивки. В пластах с низкой проницаемостью цель гидравлического разрыва обычно состоит в образовании длинных трещин с большой площадью поверхности, которые существенно увеличивают величину пути потока флюида от пласта к скважине. В пластах с высокой проницаемостью целью гидравлического разрыва может быть образование короткой широкой трещины с высокой проводимостью, чтобы обойти повреждение призабойной зоны, нанесенное при бурении и/или заканчивании, чтобы обеспечить хорошую связь по текучей среде между нефте- или газоносным пластом и стволом скважины, а также увеличить площадь поверхности, доступную для флюидов, поступающих в ствол скважины.

В варианте воплощения изобретения ствол скважины может быть набит гравием или иным образом уплотнен проппантом. В варианте воплощения изобретения вытесняющий флюид и флюид-носитель гравия могут иметь плотность, эквивалентную или более высокую, чем поровое давление пласта, чтобы предотвратить газопроявление скважины. В варианте воплощения изобретения при гравийной набивке, например скважины/пласта, исходный буровой раствор, осаждающий фильтрационную корку, может быть кислоторастворимой инвертной эмульсионной системой, называемой здесь вторым флюидом, поскольку гравийная набивка захватывает фильтрационную корку в пласт и ограничивает прямой контакт между фильтрационной коркой и флюидами для обработки приствольной зоны, размещаемыми после заканчивания набивки гравием. Соответственно, флюид, оставшийся внутри основного трубопровода или другой структуры заканчивания, имеет очень ограниченную возможность контактировать с фильтрационной коркой. Реагенты для разрушения «высокоплотных неводных» буровых систем имеют ограниченное применение, поскольку большинство систем требует барита для достижения требуемой плотности. Барит нерастворим в кислоте и поэтому даже последующая кислотная обработка не удаляет эти твердые вещества. Кроме того, условие положительного перепада гидростатического давления, требуемое при попытке удалить какую-либо фильтрационную корку, могут привести к повреждению пласта при использовании обычных способов, результатом чего являются утечки, которые перемещают нерастворенные твердые вещества дальше в пласт, таким образом усугубляя повреждение. Поскольку система согласно настоящему описанию включает агент для разрушения как функциональную часть фильтрационной корки или вытесняющего флюида, то спусковым механизмом является наличие кислых газов (H2S, CO2 и/или подобных им) в пластовом флюиде. Оба эти газа имеют высокую скорость диффузии и будут распределяться в фильтрационной корке и вытесняющем флюиде быстро в течение некоторого периода времени. Химизм этих газов в контакте с фильтрационной коркой, образуемой вторым флюидом и/или обратимым вытесняющим флюидом согласно настоящему описанию, приводит к изменению в химизме эмульсия/смачивание, что делает фильтрационную корку диспергируемой в третьем образующемся флюиде, а какие-либо непроизведенные твердые вещества смачиваемыми водой для будущей возможной традиционной кислотной обработки, удаления и/или тому подобное.

ПЕРЕЧЕНЬ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение предлагает следующие варианты воплощения изобретения:

A. Способ, включающий вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом; и контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного для образования третьего флюида, по меньшей мере, из части второго флюида, где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.

Б. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, дополнительно включающий циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени, достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть каких-либо обломков выбуренной породы, присутствующих в стволе скважины, перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе.

В. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A или B, где необсаженный интервал ствола скважины находится ниже верхнего обсаженного интервала ствола скважины, верхнего необсаженного интервала ствола скважины или их комбинации.

Г. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B или C, дополнительно включающий позиционирование узла заканчивания в необсаженном интервале в присутствии первого флюида, второго флюида или третьего флюида.

Д. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C или D, дополнительно включающий вытеснение третьего флюида флюидом для заканчивания скважины.

Е. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D или E, дополнительно включающий вытеснение флюида на углеводородной основе, находящегося выше необсаженного интервала ствола скважины, флюидом для заканчивания скважины.

Ж. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E или F, где первый флюид включает маслянистую жидкость, которая является такой же, как маслянистая жидкость, присутствующая во втором флюиде.

З. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F или G, где достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для протонирования, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида, составляет по меньшей мере 24 часа.

И. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G или H, где природный пластовый флюид включает растворенный диоксид углерода, сероводород или их комбинацию.

К. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H или I, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и

где a+b больше чем или равно 2.

Л. Способ согласно варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I или J, где второй флюид имеет плотность больше чем или равную приблизительно 13,5 фунт/галлон (1617,3 кг/м3).

М. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J или K, где вязкость второго флюида выше, чем вязкость третьего флюида.

Н. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K или L, где второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% по объему маслянистой жидкости.

О. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L или M, где маслянистая жидкость выбрана из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, синтетического масла и их комбинаций.

П. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L, M или N, где второй флюид включает от приблизительно 30% до приблизительно 70% водной жидкости.

P. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L, M, N или O, где водной жидкостью является вода, морская вода, рассол, содержащий органические или неорганические растворенные соли или их комбинацию.

С. Способ согласно Варианту воплощения изобретения A, B, C, D, E, F, G, H, I, J, K, L, M, N, O или P, где поверхностно-активное вещество на основе амина является диэтоксилированным таловым амином; диэтоксилированным соевым амином; N-алкил-1,3-диаминопропаном, где алкил является от C12 до C22 углеводородом или их комбинацией.

Т. Система для обработки подземной скважины, включающая:

первый кислоторастворимый инвертный эмульсионный флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование первого кислоторастворимого инвертного эмульсионного флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина в первом кислоторастворимом инвертном эмульсионном флюиде, чтобы образовать второй флюид на основе эмульсии «масло в воде», включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют в первом флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.

У. Система для обработки подземной скважины варианта воплощения изобретения R, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и

где a+b больше чем или равно 2.

Ф. Система для обработки подземной скважины, включающая второй флюид согласно какому-либо одному из Вариантов воплощения изобретения A-Q.

Х. Флюид, включающий:

обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во флюиде, чтобы образовать второй флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;

где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и

где a+b больше чем или равно 2.

Ц. Флюид, включающий второй флюид согласно какому-либо одному из Вариантов воплощения изобретения A-Q.

ПРИМЕРЫ

Составы флюида согласно настоящему описанию предлагаются как демонстрация обратимого высокоплотного флюида соответствующего качества, который инвертирует при воздействии на флюид или фильтрационную корку подземных пластов, содержащих некоторые количества кислых газов (CO2 и H2S), которые содержатся в пластовых флюидах. В показанном варианте воплощения изобретения флюиды составляют с очень низкими отношениями масло к воде и внешними фазами на основе рассола высокой плотности, чтобы минимизировать количество нерастворимых в кислоте твердых веществ, которые действуют как утяжеляющие агенты во флюиде. Предлагаются разработанные составы изобретения с отношениями масла к воде, равными 35:65.

Пример Состава #1 использует барит марки API и представляет собой обратимую систему с минимальным количеством кислоторастворимых твердых веществ.

Пример Состава #2 представляет собой обратимый состав, аналогичный Примеру Состава 1, но с более высоким содержанием кислоторастворимых твердых веществ.

Пример состава #1
Материал
Описание
Удельная плотность Конц. Единицы измерения Функция
Углеводородная основа 0,814 0,220 (0,035) Баррель (м3) носитель
FAZEMUL 0,911 13,0
(37,1)
фунт/ баррель (кг/м3) эмульгатор/ смачиватель
NOVATEC F 1,02 0,5
(1,43)
фунт/баррель (кг/м3) агент регулирования водоотдачи/
смачиватель
VERSAGEL HT 1,7 2,0
(5,71)
фунт/баррель (кг/м3) загуститель/ гелеобразователь
Известь* 2,3 5,0
(14,25)
фунт/баррель (кг/м3) щелочной буфер*
вода 1,0 0,129
(0,205)
Баррель (м3) внутренняя фаза
**Барит 4,2 352,95
(1006,96)
фунт/баррель (кг/м3) твердый утяжеляющий агент
ECF 2560 4,0
(1,41)
фунт/баррель (кг/м3) вторичный смачиватель
CaCl2 раствор 1,39 0,338 (0,54) Баррель (м3) внутренняя фаза: активность воды и плотность агента
Примечания: * Концентрация может быть скорректирована, как требуется, чтобы достичь желаемого контроля и задержки инверсии эмульсии.
** Концентрация может быть скорректирована, чтобы достичь требуемой плотности флюида.
Пример состава #2
Материал Описание Удельная плотность Конц. Единицы измерения Функция
Углеводородная основа 0,814 0,130 (0,021) БЬ носитель
FAZEMUL 0,911 13,0 (37,1) фунт/баррель (кг/м3) эмульгатор/ смачиватель
NOVATEC F 1,02 0,5 (1,43) фунт/баррель (кг/м3) агент регулирования водоотдачи /смачиватель
VERSAGEL HT 1,7 1,5 (4,28) фунт/баррель (кг/м3) загуститель/ гелеобразователь
Известь* 2,3 5,0 (14,25) фунт/баррель (кг/м3) щелочной буфер*
вода 1,0 0,016 (0,0025) Баррель (м3) внутренняя фаза
**CaCO3 2,7 304,96 (870,05) фунт/баррель (кг/м3) твердый утяжеляющий агент ~
ECF 2560 6,0 (17,12) фунт/баррель (кг/м3) вторичный эмульгатор
CaBr2 раствор 1,70 0,338 (0,054) Баррель (м3) внутренняя фаза: активность воды и плотность агента
Примечания: * Концентрация может быть скорректирована, как требуется, чтобы достичь желаемого контроля и задержки смачиваемости.
** Концентрация может быть скорректирована, чтобы достичь требуемой плотности флюида.

Материалами, используемыми в Составе #1 и Составе #2, являются следующие:

Углеводородная основа Дизель
FAZEMUL® (MI-Swaco, Хьюстон, Техас) поверхностно-активное вещество на основе этоксилированного амина жирного ряда и полиэтиленгликоль (эмульгатор)
NOVATEC F® (Schlumberger, Хьюстон, Техас) малеинированные смоляные кислоты и монометиловый эфир дипропилена (агент регулирования водоотдачи и вторичный смачиватель для температур выше 100°C)
VERSAGEL HT® (Schlumberger, Хьюстон, Техас) органофильная глина гекторит (загуститель и гелеобразователь)
Известь Гашеная известь (агент контроля щелочности)
Вода Пресная
Барит Сульфат бария
CaCO3 Молотый и отсортированный карбонат кальция
ECF 2560® (Schlumberger, Хьюстон, Техас) вторичный эмульгатор
CaBr2 раствор Концентрированный раствор бромида кальция

Хотя только немного примеров вариантов воплощения изобретения описано выше в подробностях, специалисты в этой области техники хорошо понимают, что возможны многие модификации в примерах вариантов воплощения изобретения без существенного отклонения от настоящего изобретения. Соответственно, подразумевается, что такие модификации должны быть включены в объем этого изобретения, как определено в следующей формуле изобретения. В формуле изобретения пункты «средство плюс функция» предназначены для охвата структур, описанных здесь, как представление указанной функции, а не только структурных эквивалентов, но также эквивалентных структур. Таким образом, хотя гвоздь и винт не могут быть структурными эквивалентами в том, что в гвозде используется цилиндрическая поверхность для скрепления вместе деревянных частей, а в винте используется винтовая поверхность, в свете скрепления деревянных частей гвоздь и винт могут быть эквивалентными структурами. Это явное намерение заявителя не ссылаться на 35 U.S.C § 112, пункт 6, для каких-либо ограничений любого из пунктов формулы изобретения за исключением тех, в которых пункт явно использует слова «средства для» вместе с соответствующей функцией.

1. Способ, включающий
вытеснение первого флюида на углеводородной основе в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом; и
контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение периода времени, достаточного, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида,
где второй флюид включает обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во втором флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает циркуляцию первого флюида на углеводородной основе в течение периода времени, достаточного, чтобы удалить, по меньшей мере, часть чего-либо из обломков выбуренной породы, фильтрационной корки или их комбинации, которые присутствуют в стволе скважины, перед вытеснением первого флюида на углеводородной основе.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что необсаженный интервал ствола скважины находится ниже верхнего обсаженного интервала ствола скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно включает позиционирование узла заканчивания в необсаженном интервале в присутствии первого флюида, второго флюида или третьего флюида.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно включает вытеснение третьего флюида флюидом для заканчивания скважины.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно включает вытеснение флюида на углеводородной основе, находящегося выше необсаженного интервала ствола скважины, флюидом для заканчивания скважины.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что первый флюид включает маслянистую жидкость, которая является такой же, как маслянистая жидкость, присутствующая во втором флюиде.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что достаточный период времени контакта между вторым флюидом и природным пластовым флюидом, требуемый для протонирования, по меньшей мере, части поверхностно-активного вещества на основе амина во втором флюиде, чтобы образовать третий флюид, по меньшей мере, из части второго флюида составляет по меньшей мере 24 часа.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что природный пластовый флюид содержит растворенный диоксид углерода, сероводород или их комбинацию.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и
где a+b больше чем или равно 2.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид имеет плотность выше чем или равную приблизительно 1617,3 кг/м3.

12. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкость второго флюида выше, чем вязкость третьего флюида.

13. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% по объему маслянистой жидкости.

14. Способ по п.1, отличающийся тем, что маслянистая жидкость является выбранной из группы, состоящей из дизельного масла, минерального масла, синтетического масла и их комбинаций.

15. Способ по п.1, отличающийся тем, что второй флюид содержит от приблизительно 30% до приблизительно 70% водной жидкости.

16. Способ по п.1, отличающийся тем, что водной жидкостью является вода, морская вода, рассол, содержащий органические или неорганические растворенные соли или их комбинацию.

17. Способ по п.1, отличающийся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина является диэтоксилированным таловым амином; диэтоксилированным соевым амином; N-алкил-1,3-диаминопропаном, где алкил является от C12 до C22 углеводородом; или их комбинацией, содержащей от 2 до 30 молей этиленоксида.

18. Система для обработки подземной скважины, включающая:
первый кислоторастворимый обратимый инвертный эмульсионный флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование первого кислоторастворимого инвертного эмульсионного флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина в первом кислоторастворимом инвертном эмульсионном флюиде, чтобы образовать второй флюид на основе эмульсии «масло в воде», включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют в первом флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5.

19. Система для обработки подземной скважины по п.18, отличающаяся тем, что поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и
где a+b больше чем или равно 2.

20. Флюид, включающий:
обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество на основе амина, где поверхностно-активное вещество на основе амина выбрано так, что контактирование флюида с кислым природным пластовым флюидом в течение достаточного периода времени протонирует, по меньшей мере, часть поверхностно-активного вещества на основе амина во флюиде, чтобы образовать второй флюид, включающий эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 объемн.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, которые присутствуют во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, где поверхностно-активное вещество на основе амина имеет структуру:

где R1 является C8-C24 углеводородным радикалом;
где R2 и R3 являются независимо выбранными из C2-C10 замещенного или незамещенного углеводородного радикала, этиленоксида, пропиленоксида или их комбинации и
где a+b больше чем или равно 2.



 

Похожие патенты:

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к способам вскрытия скважинами продуктивных горизонтов. Способ включает спуск в скважину колонны бурильных труб с долотом и контейнерами с манометрами.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот.
Изобретение относится к пенообразующим составам многоцелевого назначения, предназначенным для получения пены низкой, средней и высокой кратности с использованием пресной и жесткой воды в концентрации 1 об.%, 3 об.% и 6 об.%.
Изобретение относится к нефтяной промышленности для строительств пологих и горизонтальных скважин в сложных гидрогеологических условиях. Технический результат- возможность бурения скважин по терригенным девонским отложениям без ограничения величины зенитного угла, по песчаникам под неустойчивыми горными породами, без изменения конструкции скважин.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.

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 способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к системам, используемым в бурильных операциях. .
Изобретение относится к области бурения нефтегазовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в сложных геологических условиях. .

Изобретение относится к пенному буровому раствору, способам его получения и применения. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов. Технический результат изобретения заключается в снижении разрушаемости гранул проппанта при сохранении низкой плотности материала.
Наверх