Способ улучшения закупоривания волокнами



Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами
Способ улучшения закупоривания волокнами

 


Владельцы патента RU 2612765:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм. Изобретение также относится к интенсификации подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение перенаправления текучей среды для интенсификации скважины, что позволяет текучей среде избегать областей с более высокой проницаемостью в породе формации и обрабатывать области с более низкой проницаемостью с улучшением, таким образом, результатов интенсификации. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл., 3 пр.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Изложение в этом разделе всего лишь обеспечивает общую информацию, относящуюся к настоящему раскрытию, и не может представлять собой уровень техники.

[0002] Настоящее раскрытие в целом относится к способу улучшения закупоривания волокнами с обеспечением, таким образом, контроля над потерей циркуляции в течение бурения ствола скважины.

[0003] В течение бурения ствола скважины, как правило, используются различные текучие среды в скважине для разнообразных функций. Текучие среды могут циркулировать через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины, а затем могут последовательно течь наверх через ствол скважины к поверхности. В течение этой циркуляции буровая текучая среда может служить для удаления бурового шлама из нижней части буровой скважины на поверхность, для удерживания шлама и утяжелителя во взвешенном состоянии при прерывании циркуляции, для контроля подземных давлений, для поддержания целостности ствола скважины, пока секция скважины обсаживается и цементируется, для изолирования текучих сред от формации путем обеспечения достаточного гидростатического давления с целью предотвращения проникновения текучих сред формации в ствол скважины, для охлаждения и смазки бурильной колонны и долота и/или для максимального увеличения скорости проходки.

[0004] Композиции текучих сред, используемых для этих различных целей, могут быть на водной или масляной основе и могут содержать добавки-утяжелители, поверхностно-активные вещества, проппанты или полимеры. Однако для того, чтобы текучие среды ствола скважины выполняли все свои функции и обеспечивали продолжение эксплуатации ствола скважины, текучая среда должна оставаться в стволе скважины. Часто имеют место нежелательные условия формации, при которых значительные количества или, в некоторых случаях, практически вся текучая среда ствола скважины могут быть потеряны в формации. Например, текучая среда ствола скважины может выйти из ствола скважины через большие или маленькие щели или трещины в формации или через очень пористый скелет породы, окружающий ствол скважины.

[0005] Потеря циркуляции является повторяющейся проблемой бурения, которая характеризуется потерей бурового раствора в формациях ствола скважины. Она может произойти естественным путем в формациях, которые являются трещиноватыми, высокопроницаемыми, пористыми, кавернозными или пещеристыми. Эти геологические формации могут включать в себя, в том числе, сланец, песчаник, гравий, ракушечные отложения, рифовые отложения, известняк, доломит и мел. Другие проблемы, возникающие при бурении и добыче нефти и газа, включают в себя прихваченную трубу, обвал бурового ствола, потерю контроля над скважиной и снижение добычи или уменьшенную добычу.

[0006] Потеря циркуляции также может быть вызвана наведенным давлением в течение бурения. В частности, наведенные потери раствора могут иметь место, когда плотность раствора, необходимого для контроля над скважиной и поддержания стабильного ствола скважины, превышает изломостойкость формаций. Особенно сложная ситуация возникает в истощенных пластах, в которых падение внутрипорового давления ослабляет углеводородосодержащие породы, однако при этом соседние или перемежающиеся низкопроницаемые породы, такие как сланцы, сохраняют их внутрипоровое давление. Это может привести к невозможности бурения некоторых истощенных зон, поскольку плотность раствора, необходимая для поддержания сланца, превышает давление гидроразрыва песчаника и трещин.

[0007] Потери текучей среды, как правило, разделяются на четыре категории. Потери фильтрации характеризуются потерями от приблизительно 0,16 до приблизительно 1,6 м3/ч (от приблизительно 1 до приблизительно 10 баррелей/ч) раствора. Их можно перепутать с удалением шлама на поверхности. Потери фильтрации иногда возникают в виде фильтрации в высокопроницаемую формацию. Для решения этой проблемы обычно достаточно стандартного экранирующего наполнителя (LCM), в частности калиброванных частиц. Если основной проблемой является повреждение формации или прихваченная труба, то, как правило, предпринимаются попытки устранить потери перед тем, как продолжить бурение. Потери, превышающие потери в результате фильтрации, но меньшие, чем приблизительно 32 м3/ч (приблизительно 200 баррелей/ч), определяются как частичные потери. В почти всех случаях, когда имеют место потери этого типа, необходимо восстановление полной циркуляции. Одни только калиброванные твердые фазы не могут решить эту проблему. Когда потери составляют от приблизительно 32 до приблизительно 48 м3/ч (200-300 баррель/ч), они называются сильными потерями, при этом стандартных систем LCM может оказаться недостаточно. Сильные потери, в частности, происходят при наличии широких ширин трещин. Как и с частичными потерями, необходимо восстановление полной циркуляции. Если стандартные восстановления неуспешны, то решить эту проблему может нанесение LCM или загущенных жидкостей для закачивания в пласт. Четвертая категория - это полные потери, когда потеря текучей среды превышает приблизительно 48 м3/ч (приблизительно 300 баррелей/ч). Полные потери могут иметь место, когда текучие среды закачивались за большие каверны или пустоты. В этом случае общее решение заключается в использовании цементных пробок и/или полимерных составов, в которые могут быть добавлены LCM для улучшения характеристик. На практике важным фактором является неопределенность распределения зон потерь этих типов, например, трещина определенного размера может привести к сильной потере или полной потере в зависимости от количества таких трещин в скважине.

[0008] Использование волокон и твердых фаз для предотвращения потерь циркуляции в течение буровых работ широко описано. Такие волокна включают в себя, например, джут, лен, мохер, волокна лечугильи, синтетические волокна, хлопок, хлопковый пух, шерсть, низкосортную шерсть и волокна сахарного тростника. Один известный способ предотвращения или восстановления потери циркуляции включает в себя добавление в концентрациях в диапазоне от приблизительно 1,43 до приблизительно 17,1 кг/м3 дисперсируемых в воде волокон, имеющих длину от приблизительно 10 до приблизительно 25 мм, например стекловолокно или полимерные волокна, в закачиваемую текучую среду на водной основе, содержащей твердые частицы, имеющие эквивалентный диаметр меньше приблизительно 300 мкм. Другой известный способ использует переработанные в расплаве неорганические волокна, выбранные из базальтовых волокон, волокон волластонита и из керамических волокон. Эти известные способы и композиции, однако, как правило, требуют больших количеств волокон.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

[0009] Настоящее описание раскрывает композиции и способы, при помощи которых можно свести к минимуму или предотвратить утечку текучих сред ствола скважины в подземные формации.

[0010] В одном аспекте варианты осуществления относятся к композициям, содержащим жесткие волокна, гибкие волокна и твердые тампонирующие частицы. Длина жестких волокон составляет от 2 мм до 12 мм, при этом диаметр жестких волокон составляет от 20 мкм до 60 мкм. Длина гибких волокон составляет от 2 мм до 12 мм, при этом диаметр гибких волокон составляет от 8 мкм до 19 мкм.

[0011] В дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам блокирования потока текучей среды через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины. Композиции, концентрации и размеры выбирают для жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц. Приготавливают базовую текучую среду, в которую добавляют волокна и частицы, затем полученную блокирующую текучую среду нагнетают в проход. Волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку с блокированием, таким образом, потока текучей среды. Жесткие волокна могут иметь диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна могут иметь диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

[0012] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам обработки геологической формации, через которую проходит ствол скважины в подземной скважине. Приготавливают текучую среду для обработки, содержащую базовую текучую среду, жесткие волокна, гибкие волокна и твердые тампонирующие частицы. Текучую среду для обработки вводят в пустоты, трещины, щели или в их комбинации в геологической формации. Волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку с блокированием, таким образом, потока текучей среды. Жесткие волокна могут иметь диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна могут иметь диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

[0013] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам интенсификации подземной формации, через которую проходит ствол скважины, причем формация имеет по меньшей мере две зоны с различными проницаемостями. Композиции, концентрации и размеры выбирают для жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц. Приготавливают базовую текучую среду, в которую добавляют волокна и частицы, затем полученную блокирующую текучую среду нагнетают в формацию. Блокируют поток текучей среды в области более высокой проницаемости, при этом разрешают поток текучей среды в области более низкой проницаемости. Жесткие волокна могут иметь диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна могут иметь диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0014] На фиг.1 показан схематический вид, изображающий прогиб волокна, возникающий от приложенной силы.

[0015] На фиг.2 показан схематический вид аппарата тестирования потери циркуляции, используемый в предыдущих примерах.

[0016] На фиг.3 показан увеличенный вид цилиндра, в котором был вырезан желоб. Желоб имитирует отверстие в породе формации подземной скважины.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0017] Хотя последующее обсуждение акцентируется на блокировании трещин, возникающих в течение бурения, волокна и способы данного раскрытия также могут использоваться в течение цементирования и других работ, при которых сталкиваются с потерей текучей среды или потерей циркуляции. Раскрытие описано в терминах обработки вертикальных скважин, однако оно в равной степени применимо к скважинам любой ориентации. Раскрытие описано для скважин для добычи углеводородов, однако следует понимать, что раскрытые способы могут использоваться для скважин для добычи других текучих сред, таких как вода или углекислоты, или, например, для нагнетательных скважин или скважин для хранения. Следует также понимать, что в данном описании, когда концентрация или количественный диапазон описывается как полезные или подходящие и т.п., предполагается, что должны рассматриваться как указанные любые и каждые концентрация или количество в пределах диапазона, включая конечные точки. Кроме того, каждое численное значение следует один раз рассматривать как модифицированное выражением "приблизительно" (если оно уже не модифицировано таким образом прямо), а затем снова рассматривать как не модифицированное таким образом, если иное не указано в контексте. Например, "диапазон от 1 до 10" следует рассматривать как указание на каждое и всякое возможное число в континууме от приблизительно 1 до приблизительно 10. Другими словами, когда сделано указание на определенный диапазон, даже если в пределах диапазона явно идентифицируются или упоминаются только несколько конкретных точек данных или даже когда не упоминаются точки данных в пределах диапазона, следует понимать, что заявители понимают и предполагают, что должны рассматриваться в качестве указанных любые и все точки данных в пределах диапазона и что заявители имеют в виду весь диапазон и все точки в пределах диапазона.

[0018] Заявители определили, что при использовании смесей волокон и твердых частиц для сведения к минимуму или предотвращения потерь текучей среды и потери циркуляции, важным фактором в выборе и использовании подходящих волокон является то, что комбинация жестких волокон и гибких волокон определенных длин и диаметров обеспечивает превосходную эффективность в контексте блокирования утечки текучих сред ствола скважины в породу формации. Смеси из волокон и частиц могут быть пригодны для использования в буровых текучих средах, цементных растворах, текучих средах гравийной засыпки, текучих средах кислотной обработки и текучих средах гидроразрыва. Буровые текучие среды могут быть на водной основе, на масляной основе, синтетическими или эмульсиями. В контексте кислотной обработки и гидроразрыва смеси волокон и частиц могут использоваться для обеспечения перенаправления - направления потока текучей среды от областей с высокой проницаемостью в области с низкой проницаемостью.

[0019] Жесткость пропорциональна модулю Юнга волокна и, как правило, известна как сопротивление деформации. Жесткость волокна является одной из основных характеристик, влияющих на свойства волокна. Упрощенный подход для характеристики сопротивления волокна заключается в том, чтобы рассматривать волокно как сходное со строительной балкой, которая прогибается между двумя опорами на каждом конце. Это показано на фиг. 1, где изображен прогиб волокна длиной l с деформированием под приложенной нагрузкой W.

Для получения оценки прогиба волокна под воздействием нагрузки использовано несколько допущений. Это является упрощенным теоретическим подходом для оценки прочности волокна. Предположения приведены ниже:

- Расчеты основаны на внешних условиях в воздухе.

- Нагрузка представляет собой перепад давления, действующий непосредственно на волокно.

- Нагрузка является равномерной по длине волокна.

- Отсутствует перехлестывание волокна.

Нагрузка рассчитывалась из приложенного давления (например, 70 грамм-сила/квадратный миллиметр [100 фунтов на квадратный дюйм]) и площади поверхности волокна, подвергаемого этому давлению.

[0020] Прогиб волокна:

(1)

[0021] Цилиндрическая инерция:

или (2)

(3)

[0022] Прямоугольная инерция:

(4)

W = вес или сила, вызывающие прогиб (грамм)

E = модуль упругости (кг/мм2)

I = момент инерции (мм4)

= ширина трещины (мм)

y = прогиб (мм)

r = радиус волокна (микрон)

t = толщина волокна (мм)

b = ширина волокна (мм).

[0023] Из предыдущих уравнений можно получить выражение для вычисления "жесткости".

[0024] (5)

где S = жесткость.

[0025] Эти уравнения могут применяться к волокнам регулярной или нерегулярной формы поперечного сечения. Пример вычислений жесткости для волокон, имеющих круглые поперечные сечения, приводится ниже.

[0026] Прогиб пропорционален 1/жесткость, при этом W и I в уравнении 1 являются постоянными для всех волокон и, таким образом, жесткость была рассчитана. В таблице 1 представлены "коэффициенты жесткости", определяемые как отношение жесткости данного волокна к жесткости стекловолокна (GL), используемого в экспериментах, описанных ниже в разделе Примеры. Стекловолокна имели модуль Юнга, составляющий 65 ГПа, диаметр 20 микрон и длину 12 мм. Свойства волокон полипропилена (FM), нейлона (NL) и сшитого поливинилового спирта (R1 и R2) также описаны более подробно ниже. Расчет жесткости или коэффициента жесткости для прямоугольного волокна является таким же, как для круговых волокон, за исключением того, что используется выражение для прямоугольной инерции (уравнение 4).

Таблица 1
Оценка жесткости
Волокна Материал Диаметр/
толщина
E Коэффициент упругости
(мкм) (кг/мм2)
1. GL - 20 микрон щелочеупорное стекло 20 6628,16 1,000
2. FM - 45 микрон полипропилен 45 152,96 0,591
3. NL - 150 микрон нейлон 150 203,94 97,356
4. NL - 250 микрон нейлон 250 203,94 751,202
5. NL - 280 микрон нейлон 280 203,94 1182,031
6. FM - 12,5 микрон полипропилен 12,5 152,96 0,004
7. NL - 50 микрон нейлон 50 203,94 1,202
8. R1 сшитый поливиниловый спирт 80 2957,18 1014,818
9. R2 сшитый поливиниловый спирт 100 2549,29 240,385

[0027] Жесткие волокна данного раскрытия могут иметь диаметр от 20 до 60 мкм мкм или от 30 мкм до 50 мкм. Длина жестких волокон может находиться в диапазоне от 2 мм до 12 мм, от 3 мм до 10 мм или от 4 мм до 8 мм.

[0028] Гибкие волокна данного раскрытия могут иметь диаметр от 8 мкм до 19 мкм или от 10 мкм до 14 мкм. Длина гибких волокон может находиться в диапазоне от 2 мм до 12 мм, от 3 мм до 10 мм или от 4 мм до 8 мм.

[0029] Волокна могут содержать стекло, керамику, углерод (в том числе соединения на основе углерода), элементы в металлической форме, металлические сплавы. Волокна могут также содержать разлагаемые полимеры, в том числе полимолочную кислоту (PLA), полигликолевую кислоту (PGA), полиэтилентерефталат (PET), сложный полиэфир, полиамид, поликапролактам и полилактон. Также возможны комбинации волокон этих типов.

[0030] В случае волокон PLA модуль Юнга варьируется от 0,35 ГПа до 2,8 ГПа. Согласно описанным выше расчетам максимальный коэффициент жесткости для волокна PLA с диаметром 40 мкм составляет 0,69. Согласно данному раскрытию такие волокна рассматриваются как "жесткие".

[0031] Разлагаемые полимеры могут оставаться в стволе скважины по существу цельными, являясь при этом необходимыми для закупоривания или тампонирования в течение эксплуатации ствола скважины. После эксплуатации может происходить разложение волокон посредством термолиза или других химических превращений, таких как гидролиз. Продукты разложения могут быть растворимы в воде или масле, что таким образом сводит к минимуму повреждение формаций или добычи. Для целей данного раскрытия можно рассматривать, что волокна разлагаются, если они распадаются в порошок при приложении давления при помощи механического устройства, такого как шпатель.

[0032] Типичные данные по разложению волокна представлены в таблице 2. Волокна были погружены в буровую текучую среду эмульсии вода-в-масле (30% воды). Стандартный PLA представлял собой Trevira™ 260, предоставленный Trevira GmbH, Bobingen, Германия. Термостойкий PLA представлял собой Biofront ™, предоставленный Teijin, Ltd., Япония. Нейлон-6 был получен от Snovi Chemical (Shanghai) Co., Ltd., Китай.

Таблица 2
Данные по разложению волокон
Волокно Время разложения (дни) при температуре
80°C 100°C 120°C 150°C
Стандартный PLA 3 1 - -
Термостойкий PLA 16 3 - -
Нейлон-6 - - 18 10

[0033] Весовое отношение между жесткими и гибкими волокнами может составлять от 40% жесткие/90% гибкие, вес/вес, до 90% жесткие/10% гибкие, вес/вес, или может составлять от 50% жесткие/50% гибкие, вес/вес, до 80% жесткие/20% гибкие, вес/вес.

[0034] Твердые тампонирующие частицы могут быть в гранулированной или пластинчатой форме или в обеих формах. Они могут содержать карбонатные минералы, слюду, целлофановые хлопья, резину, полиэтилен, полипропилен, полистирол, поли(стирол-бутадиен), летучую золу, кремнезем, слюду, оксид алюминия, стекло, барит, керамику, металлы и оксиды металлов, крахмал и модифицированный крахмал, гематит, ильменит, керамические микросферы, стеклянные микросферы, оксид магния, графит, гильсонит, цемент, микроцемент, ореховую скорлупу или песок и их смеси. Частицы могут содержать карбонатные минералы и могут содержать карбонат кальция.

[0035] Что касается частиц, размер может составлять приблизительно 5-1000 мкм, может составлять приблизительно 10-300 мкм и может составлять приблизительно 15-150 мкм. Диапазон загрузки частицами может быть таким же, как диапазон загрузки волокнами. Частицы могут также присутствовать в мультимодальном распределении частиц по размерам, имеющим крупные, средние и мелкие частицы.

[0036] Крупные, средние и мелкие частицы из карбоната кальция могут иметь распределение частиц по размерам, центрированное вокруг приблизительно 10 мкм, 65 мкм, 130 мкм, 700 мкм или 1000 мкм в диапазоне концентраций от приблизительно 5 весовых процентов до приблизительно 100 процентов от общей смеси частиц. Чешуйки слюды являются особенно подходящими компонентами смеси частиц. Слюда может использоваться в любом одном диапазоне, любых двух или во всех трех диапазонах крупного, среднего и мелкого размеров, описанных выше, в диапазоне концентраций от приблизительно 2 весовых процентов до приблизительно 10 весовых процентов от общей смеси частиц. Ореховая скорлупа может использоваться в диапазонах средних или мелких размеров при концентрации от приблизительно 2 весовых процентов до приблизительно 40 весовых процентов. Графит или гильсонит могут использоваться в концентрациях от приблизительно 2 весовых процентов до приблизительно 40 весовых процентов. Легкие материалы, такие как полипропилен или полые, или пористые керамические шарики, могут использоваться в диапазоне концентраций от приблизительно 2 весовых процентов до 50 весовых процентов. Размер частиц песка может варьироваться от приблизительно 50 мкм до приблизительно 1000 мкм. Если частицы включены в цементный раствор, то плотность раствора может составлять от приблизительно 1,0 кг/л до приблизительно 2,2 кг/л (от приблизительно 8,5 фунтов массы/галлон до приблизительно 18 фунтов массы/галлон).

[0037] В одном аспекте варианты осуществления относятся к композициям, содержащим жесткие волокна, гибкие волокна и твердые тампонирующие частицы. Длина жестких волокон может находиться в диапазоне от 2 мм до 12 мм, при этом диаметр жестких волокон может находиться в диапазоне от 20 мкм до 60 мкм. Длина гибких волокон может находиться в диапазоне от 2 мм до 12 мм, при этом диаметр гибких волокон может находиться в диапазоне от 8 мкм до 19 мкм.

[0038] В дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам блокирования потока текучей среды через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины. Композиции, концентрации и размеры выбирают для жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц. Приготавливают базовую текучую среду, в которую добавляют волокна и частицы, затем полученную блокирующую текучую среду нагнетают в проход. Волокна образуют сетку поперек прохода, при этом твердые частицы тампонируют сетку с блокированием, таким образом, потока текучей среды.

[0039] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам обработки геологической формации, через которую проходит ствол скважины в подземной скважине. Приготавливают текучую среду для обработки, содержащую базовую текучую среду, жесткие волокна, гибкие волокна и твердые тампонирующие частицы. Затем текучую среду для обработки закачивают в пустоты, трещины, щели или в их комбинации в геологической формации. Волокна образуют сетку поперек прохода, при этом твердые частицы тампонируют сетку с блокированием, таким образом, потока текучей среды.

[0040] В еще одном дополнительном аспекте варианты осуществления относятся к способам интенсификации подземной формации, через которую проходит ствол скважины, при этом формация имеет по меньшей мере две зоны с различными проницаемостями. Композиции, концентрации и размеры выбирают для жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц. Приготавливают базовую текучую среду, в которую добавляют волокна и частицы, затем полученную блокирующую текучую среду нагнетают в формацию. Блокируют поток текучей среды в области с более высокой проницаемостью, при этом разрешают поток текучей среды в области с более низкой проницаемостью.

[0041] Для всех аспектов жесткие волокна могут иметь диаметр от 20 мкм до 60 мкм, длину от 2 мм до 12 мм, при этом они могут присутствовать в концентрации от 3,4 кг/м3 до 12,5 кг/м3. Гибкие волокна могут иметь диаметр от 8 мкм до 19 мкм, длину от 2 мм до 12 мм, при этом они могут присутствовать в концентрации от 5,1 кг/м3 до 18,8 кг/м3. Весовое отношение между жесткими и гибкими волокнами может составлять от 40%/60% вес/вес до 90%/10% вес/вес.

[0042] Соответственно, общая концентрация волокон в композициях может варьироваться от приблизительно 8,5 кг/м3 до приблизительно 31,3 кг/м3.

[0043] Для всех аспектов волокна могут содержать стекло, керамику, углерод, элементы в металлической форме, металлические сплавы, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, полиэтилентерефталат, полиолы, полиамиды, сложные полиэфиры, поликапролактамы или полилактоны, или их комбинации. Твердые частицы могут представлять собой гранулированные частицы или пластинчатые частицы, или их комбинации.

ПРИМЕРЫ

[0044] Настоящее изобретение может быть дополнительно понято из следующих примеров.

[0045] Испытания по блокированию текучей среды проводились в лаборатории со следующими материалами. Базовая текучая среда была буровой текучей средой VERSACLEAN™, система эмульсии вода-в-масле предоставлена MI-SWACO, Хьюстон, штат Техас, США. Масляная фаза представляет собой минеральное масло.

[0046] Жесткие волокна основаны на полимолочной кислоте (PLA) длиной 4 мм и диаметром 40 мкм. Гибкие волокна также основаны на PLA основе длиной 6 мм и диаметром 12 мкм.

ПРИМЕР 1

[0047] Испытания с потоком проводились с устройством тестирования закупоривания. Устройство содержит металлическую трубку, заполненную тестируемым составом, проталкиваемым через желоб переменного диаметра при помощи насоса HPLC, подающего воду. Максимальная скорость потока составляла 1 л/мин. Давление контролировалось при помощи датчика давления (предоставленного Viatran, Inc.), причем устройство могло работать при максимальном давлении 500 фунтов на квадратный дюйм (34,5 бар). Аппарат был сконструирован заявителями, при этом он был выполнен с возможностью имитировать поток текучей среды в пустоту породы формации. Схематический вид показан на фиг. 1.

[0048] Насос 101 был присоединен к трубке 102. Объем внутренней трубки составлял 500 мл. Внутри трубки был установлен поршень 103. Датчик 104 давления был установлен на конце трубки между поршнем и концом трубки, присоединенным к насосу. Узел 105 желоба был прикреплен к другому концу трубки.

[0049] На фиг. 2 показан подробный вид узла желоба. Внешняя часть узла представляла собой трубку 201, размеры которой составляют 130 мм в длину и 21 мм в диаметре. Желоб 202 был 65 мм по длине. В наличии были различные желоба с шириной в диапазоне от 1 мм до 5 мм. Перед желобом находилась коническая секция 203 длиной 10 мм. Для имитации неровной поверхности перелома породы также использовались желоба, выложенные наждачной бумагой. Размер зерен наждачной бумаги составлял 250-300 мкм.

[0050] В ходе экспериментов тестируемые растворы прокачивали через желоб. Если имело место тампонирование, то наблюдался быстрый рост давления. Тест заканчивался, когда давление достигало предела 34,5-бар (500 фунтов на квадратный дюйм).

[0051] Были подготовлены две текучие среды. Первая содержала 114 кг/м3 (40 фунтов массы/баррель) коммерческой волокнистой добавки для борьбы с потерей циркуляции, FORM-A-BLOCK™, предоставленной M-I SWACO, Хьюстон, штат Техас. Добавку суспендировали в минеральном масле с баритом при концентрации 28,4 кг/м3 (10 фунтов массы/баррель).

[0052] Вторая текучая среда представляла собой смесь жестких и гибких волокон в соотношении 80 весовых % жесткие/20 весовых % гибкие. Соотношение вода-к-маслу буровой текучей среды составляло 70:30, плотность текучей среды составляла 1200 кг/м3 (10 фунтов массы/галлон), при этом вязкость составляла 35 сП. В качестве утяжелителя использовался барит. Общая концентрация волокон в текучей среде составляла 22,8 кг/м3 (8 фунтов массы/баррель). Для обеих текучих сред частицы карбоната кальция с d50=180 мкм присутствовали в концентрации 45,6 кг/м3 (16 фунтов массы/баррель).

[0053] Обе текучие среды прошли тестирование в устройстве тестирования закупоривания, как описано выше. Размер желоба составлял 5 мм. Текучая среда, содержащая FORM-A-BLOCK™, несмотря на более высокую концентрацию в текучей среде, не смогла тампонировать желоб. Тем не менее, текучая среда, содержащая смесь волокон согласно данному раскрытию, успешно тампонировала желоб.

ПРИМЕР 2

[0054] Использовался аппарат тестирования, описанный в примере 1. Отношение вода-к-маслу буровой текучей среды составляло 70:30, вязкость составляла 18 сП, а концентрация частиц карбоната кальция (d50=180 мкм) в текучей среде составляла 45,6 кг/м3 (16 фунтов массы/баррель). Плотность текучей среды составляла 1020 кг/м3 (8,5 фунтов массы/галлон). В качестве утяжелителя использовался барит. Общая концентрация волокон в текучей среде поддерживалась постоянной при 17,1 кг/м3 (6 фунтов массы/баррель); однако были протестированы различные весовые соотношения жестких и гибких волокон. Использовались желоба 2 мм и 3 мм. Результаты представлены в таблице 1. После того как насос был остановлен при достижении предела давления 34,5 бар, наблюдалось падение давления в системе. Если давление падало до нуля очень быстро, то образовывалось закупоривание. Закупоривание было проницаемым и обеспечивало возможность прохождения некоторого количества текучей среды через фильтровальную корку. Если падение давления было очень медленным, то считалось, что образовалась пробка. Это служило индикацией гораздо менее проницаемой фильтрационной корки. "Нет закупоривания" не означает, что давление в системе не достигало 34,5 бар (500 фунтов на квадратный дюйм).

Таблица 3
Результаты экспериментов по тампонированию волокнами - твердыми фазами
Ширина желоба (мм) 2 и 3 3 3 3 3
Отношение жесткие волокна/
гибкие волокна
100/0 70/30 50/50 20/80 0/100
Результат закупоривание образована пробка образована пробка нет закупоривания нет закупоривания

ПРИМЕР 3

[0055] Использовался аппарат тестирования, описанный в примере 1. Соотношение вода-к-маслу буровой текучей среды составляло 70:30, вязкость составляла 34 сП, а концентрация частиц карбоната кальция (d50=180 мкм) в текучей среде была такова, что весовое соотношение волокна:карбонат составляло 3:8. Плотность текучей среды составляла 1230 кг/м3 (10 фунтов массы/галлон). В качестве утяжелителя использовался барит. Соотношение жесткие/гибкие волокна поддерживалось постоянным при 40/60, при этом общая концентрация волокна варьировалась от 5,7 кг/м3 до 11,4 кг/м3 (от 2 фунтов массы/баррель до 4 фунтов массы/баррель). Использовался желоб с 5 мм наждачной бумагой, при этом насос HPLC работал при 750 мл/мин. При общей концентрации волокон 5,7 кг/м3 в желобе не образовалось закупоривание. При общей концентрации волокон 8,6 кг/м3 в желобе образовалось закупоривание. При общей концентрации волокон 11,4 кг/м3 в желобе образовалась пробка.

[0056] Хотя в отношении обеспечения раскрытий описаны различные варианты осуществления, следует понимать, что этот документ не ограничивается описанными вариантами осуществления. Изменения и модификации, которые могут показаться уместными специалистам в данной области техники после прочтения спецификации, также входят в объем данного раскрытия, который определен в прилагаемой формуле изобретения.

1. Способ блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют:

(i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц;

(ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и

(iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход,

при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток,

причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм,

при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

2. Способ по п.1, в котором жесткие волокна присутствуют в концентрациях от 3,4 кг/м3 до 12,5 кг/м3, а гибкие волокна присутствуют в концентрациях от 5,1 кг/м3 до 18,8 кг/м3.

3. Способ по п.1, в котором весовое соотношение между жесткими и гибкими волокнами составляет от 40%/60% вес/вес до 90%/10% вес/вес.

4. Способ по п.1, в котором размер частиц составляет от 5 мкм до 1000 мкм.

5. Способ по п.1, в котором волокна содержат стекло, керамику, углерод, элементы в металлической форме, металлические сплавы, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, полиэтилентерфталат, полиолы, полиамиды, сложные полиэфиры, поликапролактамы или полилактоны или их комбинации.

6. Способ по п.1, в котором твердые тампонирующие частицы содержат гранулированные частицы или пластинчатые частицы или их комбинации.

7. Способ по п.1, в котором текучая среда представляет собой буровую текучую среду типа масло-в-воде, текучую среду гидроразрыва или текучую среду гравийной засыпки.

8. Способ интенсификации подземной формации, через которую проходит ствол скважины, причем формация имеет по меньшей мере две зоны с разными проницаемостями, в котором осуществляют:

(i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц;

(ii) приготовление масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, в которую добавляют волокна и частицы; и

(iii) нагнетание масляно-водной текучей среды в подземную формацию;

при этом блокируют поток текучей среды в области более высокой проницаемости и разрешают поток текучей среды в области более низкой проницаемости,

причем волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток,

при этом жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм,

причем гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

9. Способ по п.8, в котором жесткие волокна присутствуют в концентрациях от 3,4 кг/м3 до 12,5 кг/м3, а гибкие волокна присутствуют в концентрациях от 5,1 кг/м3 до 18,8 кг/м3.

10. Способ по п.8, в котором весовое соотношение между жесткими и гибкими волокнами составляет от 40%/60% вес/вес до 90%/10% вес/вес.

11. Способ по п.8, в котором твердые тампонирующие частицы содержат гранулированные частицы или пластинчатые частицы или их комбинации.

12. Способ по п.8, в котором размер частиц составляет от 5 мкм до 1000 мкм.

13. Способ по п.8, в котором масляно-водная текучая среда представляет собой текучую среду гидроразрыва.

14. Способ по п.8, в котором волокна содержат стекло, керамику, углерод, элементы в металлической форме, металлические сплавы, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, полиэтилентерфталат, полиолы, полиамиды, сложные полиэфиры, поликапролактамы или полилактоны или их комбинации.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Настоящее изобретение относится к повышению нефтедобычи, когда углеводороды не протекают под действием естественных сил. Дисперсия для повышения нефтедобычи, содержащая диоксид углерода в жидком или сверхкритическом состоянии, разбавитель из группы, состоящей из воды, соляного раствора, реликтовой воды, поверхностной воды, дистиллированной воды, воды, обогащенной углекислотой, морской воды и их сочетаний и неионное поверхностно-активное вещество, получаемое реакцией алкоксилирования первого эпоксида, второго эпоксида, отличного от первого эпоксида, и группы первичного алифатического амина, ковалентно связанного с третичным атомом углерода С4-С30 разветвленного алкилмоноамина.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва пласта при наличии попутной и/или подошвенной воды.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Настоящее изобретение относится к области добычи газа и конденсата газового, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений (ГМ) и газоконденсатных месторождений (ГКМ), в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода (общая минерализация 50-200 г/л) и высокое содержание УВК до 50%.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - сокращение времени бурения, сохранение устойчивости бурового раствора, охрана окружающей среды с одновременным уменьшением стоимости бурового раствора.

Изобретение относится к жидкостям для гидроразрыва подземных пластов при добыче углеводородов. Способ выбора поверхностно-активного вещества (ПАВ) для применения в жидкости для гидроразрыва при обработке подземного пласта, содержащий обеспечение по меньшей мере двух ПАВ, взятие пробы воды из обрабатываемого пласта, взятие пробы неочищенной нефти из обрабатываемого пласта, взятие керна из обрабатываемого пласта, выбор проппанта для применения в обрабатываемом пласте, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой воды с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы воды, определение растворимости ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по растворимости каждому ПАВ, определение динамического поверхностного натяжения ПАВ для каждого указанного образца смеси ПАВ и пробы воды и присвоение показателя качества по динамическому поверхностному натяжению каждому ПАВ, смешивание каждого из ПАВ с указанной пробой нефти с созданием образцов смеси ПАВ и указанной пробы нефти, определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз между растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по поверхностному натяжению на границе раздела фаз каждому ПАВ, определение способности создавать эмульсию растворами ПАВ и неочищенной нефтью для каждого ПАВ и пробы нефти и присвоение показателя качества по способности создавать эмульсию каждому ПАВ, прокачивание раствора каждого из ПАВ через насыщенный пробой неочищенной нефти измельченный указанный керн с получением эффлюента, определение нефтеотдачи для каждого ПАВ по эффлюенту и присвоение показателя качества по нефтеотдаче каждому ПАВ, определение в указанном керне капиллярного давления для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по капиллярному давлению каждому ПАВ, определение адсорбции на выбранном проппанте для каждого ПАВ и присвоение показателя качества по адсорбции на выбранном проппанте каждому ПАВ, суммирование для каждого ПАВ полученных показателей качества по меньшей мере по двум указанным выше характеристикам и выбор ПАВ с наибольшим значением суммы показателей качества.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем исключения загрязнения призабойной зоны пласта вторичными осадками за счет стабилизации ионов трехвалентного железа, увеличение проникающей способности кислотного состава за счет снижения межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение текущей нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью.

Настоящее изобретение относится к улучшению извлечения нефти из подземных образований. Применение по меньшей мере одного неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, выбранного из соединений формулы R-O-(-CH2-CH(-CH3)-O-)m-(-CH2-CH2-O-)n-H, где R - додецильная группа -(CH2)11-(CH3), m - число от 0 до 20; n- число, превышающее m и равное от 5 до 40, для предотвращения удержания анионного ПАВ в нефтяном коллекторе, в частности в карбонатном или глинистом коллекторе, указанное НПАВ применяется по меньшей мере в качестве средства, препятствующего удержанию АПАВ, вводимого в комбинации с ним, и/или в качестве защитного средства, вводимого перед введением АПАВ, и/или для десорбции АПАВ, предварительно заключенных в коллекторе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пласта, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий неионогенное и анионоактивное поверхностно-активные вещества - НПАВ и АПАВ, кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов - КОРБС, водорастворимый полимер - полиакриламид и минерализованную воду, содержит в качестве НПАВ - неонол АФ9-8 или АФ9-12, в качестве АПАВ - нефтяные сульфонаты, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масляных погонов N-метилпирролидоном или фенолом, полиакриламид с м.м. 1-16⋅106 г/моль и степенью гидролиза от 20 до 30% и минерализованную воду с минерализацией 0,6 - 142 г/л, при следующем соотношении компонентов, масс. %: указанные нефтяные сульфонаты 0,23-1,49, Неонол АФ 9-8 или АФ 9-12 0,13-2,29, КОРБС 0,25-0,84, указанный полиакриламид 0,015-0,087, указанная вода остальное. Технический результат – повышение эффективности вытеснения остаточной нефти после заводнения. 3 табл., 18 пр.
Наверх