014615 B1 014615 014615 B1 B1

Евразийское
патентное
ведомство
(19)
(11)
014615
(13)
B1
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45)
Дата публикации
и выдачи патента:
2010.12.30
(21)
Номер заявки:
200801685
(22)
Дата подачи:
2007.01.10
(54)
СКВАЖИННЫЙ ФЛЮИД, ВКЛЮЧАЮЩИЙ ИСХОДНЫЙ ФЛЮИД И ИЗМЕЛЬЧЕННЫЙ ЗАКУПОРИВАЮЩИЙ АГЕНТ
(72)
C09K 8/16 (2006.01)
C09K 8/26 (2006.01)
C09K 8/32 (2006.01)
C09K 8/502 (2006.01)
C09K 8/504 (2006.01)
C09K 8/52 (2006.01)
C09K 8/66 (2006.01)
(56)
US-A-4369843
EP-A1-0845520
ЕР-A1-0616660
EP-A1-1074598
US-A1-2006009364
WO-A-2006054058
014615
(31) 0601961.6
(32) 2006.01.31
(33) GB
(43) 2009.02.27
(86) PCT/GB2007/000055
(87) WO 2007/088322 2007.08.09
(71)(73) Заявитель и патентовладелец:
БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ
КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)
(51) Int. Cl. C09K 8/03 (2006.01)
Изобретатель:
Данкам Саймон Нил, Содон Кристофер
Алан (GB)
Представитель:
Веселицкая И.А., Пивницкая Н.Н., Кузенкова Н.В., Веселицкий М.Б., Каксис Р.А.,
Комарова О.М., Белоусов Ю.В. (RU)
014615
B1
(57)
В изобретении описан скважинный флюид, включающий исходный флюид и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин (2,4,5-триамино-1,3,5-триазин), карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния.
B1
(74)
014615
Настоящее изобретение касается скважинных флюидов, используемых при строительстве, ремонте
или обработке ствола скважины и для удаления отложений глинистой корки, образованных скважинными флюидами на поверхности или внутри горных пород, в которых проходит ствол скважины.
К скважинным флюидам относятся буровые растворы, флюиды (растворы) для борьбы с поглощением (бурового раствора), растворы для заканчивания скважины (например, флюиды для перфорирования тампонов и расширения ствола скважины) и флюиды (растворы) для технического обслуживания
(например, жидкости для ремонта скважин, жидкости для фрезеровочных работ в скважине, жидкости
для гидроразрыва, растворители, водные флюиды, содержащие некислотные растворяющие агенты, и
флюиды, содержащие измельченные добавки для избирательной закупорки).
Буровые растворы используются при бурении ствола скважины в пористой и проницаемой горной
породе, например в нефтеносной горной породе. Весьма желательно, чтобы буровой раствор минимизировал ухудшение проницаемости горной породы. Ухудшение проницаемости нефтеносной горной породы может привести, например, к уменьшению нефтедобычи или к снижению способности пласта принимать закачиваемые флюиды (например, воду или флюиды для обработки ствола скважины).
Растворы для заканчивания скважины используются во время работ, которые имеют место на так
называемом этапе заканчивания скважины (после бурения скважины и до начала естественного выхода
флюидов из горной породы в скважину или закачивания флюидов из скважины в горную породу). И снова весьма желательно, чтобы растворы для заканчивания скважины минимизировали ухудшение проницаемости горной породы.
Флюиды для технического обслуживания скважины в течение срока эксплуатации скважины могут
использоваться периодически, например, при проведении в горной породе, в которой проходит ствол
скважины, работ по ремонту, возбуждению или корректировке. Например, если флюидом для технического обслуживания является жидкость для гидроразрыва, то весьма желательно минимизировать утечку
флюида из трещин, образовавшихся в стенках ствола скважины после гидроразрыва.
Буровые растворы, растворы для заканчивания скважины и флюиды для технического обслуживания обычно содержат закупоривающий агент в виде измельченной твердой фазы, частицы которого
имеют достаточно большой размер для закупорки сечения пор в пористой и проницаемой горной породе,
и добавку для регулирования фильтрации (которую часто называют "добавка для борьбы с поглощением
бурового раствора"). Буровые растворы, растворы для заканчивания скважины и флюиды для технического обслуживания образуют на стенках стволов скважин отложения в виде слоя частиц, известного как
"глинистая корка". Если скважина проходит в пористой и проницаемой горной породе, то эта глинистая
корка с низкой проницаемостью препятствует уходу больших объемов флюидов ("фильтрат") из буровых
растворов, растворов для заканчивания скважин или флюидов для технического обслуживания в горную
породу, а также препятствует проникновению твердой фазы в поры горной породы. Флюид, который
уходит из бурового раствора, раствора для заканчивания скважин или флюида для технического обслуживания в пористую и проницаемую горную породу, называют "фильтрат". Глинистая корка состоит из
измельченного закупоривающего агента и добавки для борьбы с поглощением бурового раствора, а также включает другие твердые частицы, которые присутствуют в скважинном флюиде и могут осаждаться
на стенках ствола скважины. После бурения, заканчивания скважины или технического обслуживания
скважины до начала естественного выхода флюидов из пористой и проницаемой горной породы в ствол
скважины или до закачивания флюида в пористую и проницаемую горную породу из ствола скважины
целесообразно в максимально возможной степени удалить эту глинистую корку. Однако часто бывает
трудно обеспечить доступ и удаление этой глинистой корки в больших объемах.
В случае ухода большого объема скважинного флюида в пористую и проницаемую горную породу
через каналы с высокой удельной проводимостью в стенках ствола скважины в скважину закачивают
флюид для борьбы с поглощением бурового раствора, содержащий материал для борьбы с поглощением
бурового раствора, закупоривающий наполнитель (ЗН, англ. LCM), присутствующий в исходном (базовом) флюиде во взвешенном состоянии. Каналами низкого сопротивления обычно являются щели, трещины или пустоты в стенках ствола скважины (причем пустота представляет собой каверну, полость или
большую пору в горной породе). С целью закупоривания и придания непроницаемости каналам низкого
сопротивления, в которые уходит скважинный флюид, флюиды для борьбы с поглощением (бурового
раствора) часто содержат твердую фазу (ЗН) с более крупными частицами, чем измельченные закупоривающие агенты в буровых растворах, флюидах для технического обслуживания и растворах для заканчивания скважины. Таким образом, в каналах низкого сопротивления путем осаждения из флюида для
борьбы с поглощением образуется пробка с относительно низкой проницаемостью, включающая измельченный ЗН и, возможно, другие твердые частицы. Когда требуется обеспечить естественный выход
флюидов из горной породы в эксплуатационную скважину или закачивание флюидов из нагнетательной
скважины в горную породу, при удалении таких образованных частицами пробок из каналов низкого
сопротивления могут возникать трудности.
Обычно глинистые корки удаляют со стенок ствола скважины путем контактной очистки от глинистых корок одной или несколькими очищающими жидкостями. Одним из общеизвестных закупоривающих агентов для закупоривания сечения пор в пористой породе и для тампонирования любых имеющих-1-
014615
ся в ней каналов низкого сопротивления (например, трещин) является порошкообразный карбонат кальция. Глинистую корку можно удалить, используя очищающую жидкость, содержащую энзимы и окислители для деструкции добавки для борьбы с поглощением бурового раствора до контакта глинистой корки
с концентрированным кислым раствором для очистки в течение периода времени, достаточного для растворения закупоривающего агента в виде измельченного карбоната кальция. Однако, несмотря на современные противокоррозионные операции, концентрированный кислый раствор часто разрушает металлические поверхности и оборудование для заканчивания скважин, например, сетчатые фильтры для борьбы
с поступлением песка в скважину, являясь причиной преждевременного отказа этого оборудования.
Кроме того, кислый промывной раствор может оказаться несовместимым с продуктивным пластом и
может привести к ухудшению коллекторских свойств продуктивного пласта (нарушению его эксплуатационных качеств). К тому же имеет место недостаточное растворение глинистой корки в тех случаях,
когда кислый раствор для очистки быстро вступает в реакцию с частью глинистой корки, открывая для
находящейся в скважине очищающей жидкости канал для прохода в проницаемую горную породу, после
чего очищающая жидкость проникает в горную породу, не вступая в контакт с оставшейся глинистой
коркой. Другая проблема возникает, когда в скважине (или ее части), не закрепленной обсадными трубами, в интервале ствола скважины, прилегающем к нефтеносному пласту, установлен поддающийся расширению сетчатый фильтр для борьбы с поступлением песка. После установки такого сетчатого фильтра
для борьбы с поступлением песка он расширяется в соответствии с диаметром ствола скважины, обеспечивая тем самым превосходную опору для ствола скважины и исключая вынос песка из пласта в скважину. К сожалению, это приводит к тому, что глинистая корка оказывается в "ловушке" - между расширенным сетчатым фильтром для борьбы с поступлением песка и пластом, так что доступ раствора для очистки к глинистой корке весьма затруднен. В этих условиях было бы желательно, если бы глинистая корка
была растворима в не коррозионно-активных и не наносящих повреждения продуктивному пласту
флюидах, например в скважинных флюидах природного происхождения. Таким образом, в конечном
счете, будет обеспечен доступ флюидов к необработанной или оказавшейся в "ловушке" глинистой корке
и ее растворение в этих флюидах.
Когда отложения в виде глинистой корки образуются на стенках и/или в стенках ствола нефтедобывающей скважины, нефтеносный пласт обычно дает значительное количество воды. Когда отложения в
виде глинистой корки образуются на стенках и/или в стенках ствола водонагнетательной скважины или
обводненной скважины, глинистая корка также подвергается воздействию больших объемов воды в течение продолжительного периода времени. Когда отложения в виде глинистой корки образуются на
стенках и/или в стенках ствола геотермальной скважины, глинистая корка подвергается воздействию
горячей воды и водяного пара. Соответственно для буровых растворов или флюидов для технического
обслуживания предлагаются и используются закупоривающие агенты в виде измельченной твердой фазы, в состав которых входит водорастворимая соль (например, галогениды щелочных металлов) или умеренно растворимая в воде соль (например, борат магния и магниевые соли карбоновых кислот). Таким
образом, глинистые корки, содержащие водорастворимый или умеренно растворимый в воде закупоривающий агент, удаляют путем контактной очистки от глинистой корки с помощью водного раствора соли, который по отношению к соли, растворимой или умеренно растворимой в воде, является недостаточно насыщенным. Такие водорастворимые или умеренно растворимые в воде закупоривающие агенты
могут применяться в предназначенных для обработки флюидах либо на нефтяной основе, либо на водной
основе при условии, что флюид на водной основе по отношению к водорастворимой или умеренно растворимой в воде соли является насыщенным. Однако сохраняется необходимость в других скважинных
флюидах, в которых закупоривающий агент состоит из умеренно растворимого в воде материала.
В соответствии с вышеизложенным настоящее изобретение касается скважинного флюида (раствора), включающего исходный флюид и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит
умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин (2,4,5-триамино1,3,5-триазин), карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния, предпочтительно меламин и
карбонат лития.
Применяемый здесь термин "скважинный флюид" касается буровых растворов, флюидов для борьбы с поглощением бурового раствора, растворов для заканчивания скважины, таких как флюиды для
перфорирования тампонов и расширения ствола скважины, а также флюидов для технического обслуживания, таких как флюиды для глушения (фонтанирующей скважины), жидкости для ремонта скважин,
жидкости для фрезеровочных работ (в скважине), жидкости для гидроразрыва, растворители, не кислотные водные растворяющие агенты и флюиды, содержащие измельченные добавки для избирательной
закупорки.
Скважинный флюид, предлагаемый в настоящем изобретении, предназначен для использования в
скважинах разного типа, в том числе в нефте- и/или газодобывающих скважинах, водо- или газонагнетательных скважинах, обводненных скважинах и геотермальных скважинах.
Растворимость в воде умеренно растворимых в воде материалов, выбранных для использования в
качестве измельченного закупоривающего агента, при температуре 25°С составляет менее 7 мас.%,
предпочтительно менее 2 мас.%. Кроме того, растворимость этих веществ в воде при температуре 80°С
-2-
014615
составляет менее 7 мас.%, предпочтительно менее 3,5 мас.%.
В состав скважинного флюида, предлагаемого в настоящем изобретении, может входить добавка
для борьбы с поглощением бурового раствора.
В настоящем изобретении предлагается также способ образования поддающейся удалению глинистой корки на стенках ствола скважины, проходящей в пористой и проницаемой горной породе, включающий следующие шаги:
(а) ввод в скважину скважинного флюида, причем этот скважинный флюид включает исходный
флюид и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде
материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния, предпочтительно меламин и карбонат лития; и
(б) обеспечение возможности осаждения измельченного закупоривающего агента из скважинного
флюида на стенках ствола скважины и/или в стенках ствола скважины с образованием поддающейся
удалению глинистой корки, посредством чего, благодаря этой глинистой корке, снижается уход бурового
раствора в пласт.
Соответственно измельченный закупоривающий агент может закупоривать сечения пор в горных
породах, через которые проходит скважина, и/или может проникать в любые щели, трещины, разломы и
каверны в стенке ствола скважины.
В состав скважинного флюида может входить добавка для борьбы с поглощением бурового раствора.
Выражение "поддающаяся удалению" означает, что глинистую корку можно удалить, не закачивая
в скважину специальную очищающую жидкость. Другими словами, глинистая корка может быть самоудаляющейся.
Образование глинистой корки на стенках ствола скважины обеспечивается благодаря тому, что
давление скважинного флюида в скважине поддерживается выше порового давления пористой и проницаемой горной породы, через которую проходит скважина. Перепад между давлением скважинного
флюида в скважине и поровым давлением составляет по меньшей мере 200 фунтов на кв.дюйм.
Если скважина представляет собой эксплуатационную нефтедобывающую скважину, закупоривающий агент может быть удален при вводе скважины в эксплуатацию благодаря тому, что вода, являющаяся попутным продуктом при добыче углеводородов, растворяет умеренно растворимый в воде
материал. Если скважина представляет собой обводненную скважину или геотермальную скважину, закупоривающий агент может быть удален при вводе скважины в эксплуатацию благодаря растворению
умеренно растворимого в воде материала в промысловой воде. Если скважина представляет собой водонагнетательную скважину, глинистую корку можно удалить при нагнетании воды благодаря тому, что
нагнетаемая вода растворяет умеренно растворимый в воде материал.
Следовательно, и промысловая вода, и нагнетаемая вода являются недостаточно насыщенными по
отношению к умеренно растворимому в воде материалу. В конце концов, закупоривающий агент может
быть растворен в воде полностью или же растворен до такой степени, при которой происходит уменьшение размера частиц, достаточное для того, чтобы обеспечить их удаление из породы с помощью промысловой или нагнетаемой воды. Время, необходимое для растворения частиц, зависит от целого ряда факторов, в том числе от температуры в скважине, от размера и формы частиц закупоривающего агента и от
количества воды, воздействию которой подвергается глинистая корка. Если эксплуатационная скважина
введена в эксплуатацию или если в нагнетательную скважину нагнетается вода, предполагается, что глинистая корка будет существовать менее чем 200 ч.
Если требуется быстрое растворение, то можно закачивать в скважину очищающую жидкость. Очищающей жидкостью может быть водная текучая среда, недостаточно насыщенная по отношению к закупоривающему агенту. Очищающая жидкость предпочтительно представляет собой водный раствор какой-либо кислоты, предпочтительно водный раствор слабой кислоты или предшественника слабой кислоты. Слабую кислоту предпочтительно выбирают из группы, включающей муравьиную кислоту, лимонную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, янтарную кислоту и кислотные соединения, например соединения на основе частично нейтрализованной этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТУ, англ. EDTA). Предшественник слабой кислоты предпочтительно выбирается из
материалов, способных к гидролизу до образования слабых кислот, таких как полигликолевые или полилактоновые гомополиэфиры и ортоэфиры, например формиаты ортомуравьиной кислоты. Слабая кислота или предшественник кислоты присутствует в очищающей жидкости предпочтительно в количестве от
1 до 20 мас.%. Преимущество использования водного раствора слабой кислоты или водного раствора
предшественника слабой кислоты состоит в том, что такая очищающая жидкость является менее агрессивной по отношению к металлическим поверхностям и оборудованию по сравнению с сильными кислотами, которые используются для растворения общепринятых неорганических закупоривающих агентов,
таких как карбонат кальция. Еще одно преимущество умеренно растворимых в воде материалов, используемых в настоящем изобретении, состоит в том, что даже частичная реакция с кислотой приводит к образованию продуктов, имеющих более высокую растворимость в воде. Так, после частичной реакции с
кислотой карбонат лития превращается в бикарбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) превращается в гид-3-
014615
рофосфаты лития, а сульфит магния превращается в бисульфит магния. Растворимость всех этих продуктов намного выше, чем у их предшественников, умеренно растворимых в воде. Кроме того, в условиях
слабокислой среды присутствующие в меламине аминогруппы протонируют, значительно повышая растворимость закупоривающего агента в воде.
Если умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент состоит из сульфита магния, то очищающая жидкость может включать водный раствор оксиданта, который способен превращать
сульфит магния в водорастворимый сульфат магния. Соответственно растворимость в воде сульфата
магния намного выше, чем сульфита магния. К соответствующим оксидантам относятся пероксид водорода, персульфаты и перкислоты, например перуксусная кислота. Оксидант присутствует в очищающей
жидкости предпочтительно в количестве 1-20 мас.%. Очищающая жидкость может также содержать слабую кислоту или предшественник слабой кислоты.
Если умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент состоит из меламина, то
предполагается, что поддающуюся удалению глинистую корку можно удалить со стенок ствола скважины, вводя в скважину водный промывочный флюид и оставляя этот водный промывочный флюид для
пропитки в том интервале скважины, где требуется удалить глинистую корку. Время пропитки должно
быть достаточным для нагрева водного промывочного флюида до температуры по меньшей мере 60°С,
предпочтительно по меньшей мере 75°С, например по меньшей мере 90°С. Поскольку растворимость
меламина с повышением температуры сравнительно быстро повышается, измельченный закупоривающий агент или полностью растворяется в водном промывочном флюиде, или растворяется в нем до такой
степени, при которой происходит уменьшение размера частиц, достаточное для того, чтобы обеспечить
их удаление из породы. Водный промывочный флюид нагревается до требуемой температуры вследствие
переноса геотермального тепла из горной породы. Обычно для нагрева водного промывочного флюида
до нужной температуры может потребоваться по меньшей мере несколько часов, например 1 день. Вообще, по повышению скорости ухода флюида из скважины в трещины породы оператор может определить, что прошло достаточно времени.
Скорость растворения закупоривающих агентов в воде повышается также в присутствии диоксида
углерода. Следовательно, можно предположить, что высокие парциальные давления диоксида углерода,
часто имеющие место во флюидах, добытых из нефтеносных пластов, ускоряют растворение закупоривающего агента.
Можно залить очищающую жидкость в скважину и оставить для пропитки в том интервале ствола
скважины, где требуется удалить глинистую корку, в течение периода времени, достаточного либо для
полного растворения закупоривающего агента, либо для растворения закупоривающего агента до такой
степени, при которой происходит уменьшение размера частиц, достаточное для того, чтобы обеспечить
их удаление из породы. Очищающая жидкость может содержать энзимы или оксиданты для деструкции
добавки для борьбы с поглощением бурового раствора и полимеров-загустителей, которые накапливаются в глинистой корке, и может содержать кислоты или предшественники кислот для повышения скорости
растворения закупоривающей твердой фазы. Произвольно выбранный раствор для очистки оставляют
для пропитки предпочтительно примерно на 2-24 ч. Вообще, по повышению скорости ухода бурового
раствора из скважины в трещины породы оператор может определить, что прошло достаточно времени.
После этого очищающую жидкость (например, водную текучую среду, такую как вода или морская вода,
или разбавленный минеральный буровой раствор) можно с высокой скоростью закачивать в скважину
для создания турбулентного режима очистки скважины, удаляя, таким образом, со стенок скважины оставшуюся глинистую корку. В качестве альтернативы, оставшуюся глинистую корку можно удалить при
поступлении воды из горной породы или при нагнетании воды в горную породу.
Скважинный флюид предпочтительно выбирают из группы, включающей (а) буровой раствор; (б)
флюид, используемый для борьбы с поглощением (именуемый "флюид для борьбы с поглощением бурового раствора"); (в) раствор для заканчивания скважины, используемый во время проведения операций
заканчивания скважины; и (г) флюид для технического обслуживания скважины, используемый при проведении работ по ремонту, возбуждению или корректировке скважины.
Соответственно в одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ бурения скважины в пористой и проницаемой горной породе с использованием бурового раствора, включающего исходный раствор, добавку для борьбы с поглощением бурового раствора и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из
группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния, в котором давление бурового раствора в скважине поддерживается выше давления в пористой и проницаемой горной
породе, так что на стенках и/или в стенках ствола скважины образуются отложения в виде глинистой
корки, снижающей водоотдачу из бурового раствора в горную породу.
Слова "образуются отложения в стенках ствола скважины" означают, что отложения в виде глинистой корки могут образоваться в любых трещинах, щелях, разломах или кавернах, имеющихся в стенках
ствола скважины.
Соответственно скважина, бурение которой проводится с использованием этого предпочтительного
варианта осуществления настоящего изобретения, представляет собой эксплуатационную нефтедобы-4-
014615
вающую скважину (нефтяную или газовую скважину), нагнетательную скважину (например, водо- или
газонагнетательную скважину), обводненную скважину или геотермальную скважину.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ борьбы с уходом
бурового раствора из скважины в пористую и проницаемую горную породу через канал низкого сопротивления, идущий из скважины в горную породу, включающий следующие операции:
(а) ввод в скважину флюида для борьбы с поглощением бурового раствора, причем флюид для
борьбы с поглощением бурового раствора включает суспензию измельченного закупоривающего наполнителя (ЗН) в исходном флюиде, при этом ЗН находится в исходном флюиде во взвешенном состоянии в
количестве по меньшей мере 5 фунтов на баррель, предпочтительно по меньшей мере 10 фунтов на баррель, более предпочтительно по меньшей мере 20 фунтов на баррель и наиболее предпочтительно по
меньшей мере 30 фунтов на баррель, и состоит из умеренно растворимого в воде материала, выбираемого из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния; и
(б) обеспечение накопления ЗН в канале низкого сопротивления или на входе в него с образованием
поддающейся удалению пробки с низкой проницаемостью, которая закупоривает канал, посредством
чего снижается уход бурового раствора через этот канал в горную породу.
Под словами "поддающейся удалению" имеется в виду, что пробку можно удалить без использования какой-либо очищающей жидкости, специально разработанной для этой цели.
Суспензию закачивают в тот интервал скважины, где в стенке ствола скважины имеется канал низкого сопротивления (например, трещина), через который флюид уходит в пористую и проницаемую горную породу, например в нефтеносную горную породу. Фильтрация суспензии приводит к осаждению
измельченного ЗН в канале низкого сопротивления, так что этот канал оказывается заполненным сплошной массой частиц ЗН. В суспензии может присутствовать добавка для борьбы с поглощением бурового
раствора, помогающая в закупорке канала низкого сопротивления. Предпочтительно, закупорка канала
полностью завершается, когда следующий скважинный флюид, например буровой раствор, в частности
буровой раствор с низкой водоотдачей, образует на пробке из измельченного ЗН непроницаемую глинистую корку.
Еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ борьбы с уходом флюида из раствора для заканчивания скважины в пористую и проницаемую горную породу, через
которую проходит скважина, путем:
(а) ввода в скважину раствора для заканчивания скважины, причем раствор для заканчивания скважины включает исходный раствор, добавку для борьбы с поглощением раствора и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из
группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития и сульфит магния; и
(б) поддерживания в скважине давления раствора для заканчивания скважины выше порового давления горной породы, так что на стенках или в стенках ствола скважины образуются отложения в виде
глинистой корки.
Соответственно раствор для заканчивания скважины (а также вышеупомянутый буровой раствор)
дополнительно содержит полимерный загуститель (загустители), например, ксантановую смолу, гидроксиэтилцеллюлозу, велановую смолу (например, Biozan™; Kelco) или диутановую смолу (например, Geovis XT™; Kelco). Раствор для заканчивания скважины, который вводят в скважину, может заполнять
всю скважину. Или же раствор для заканчивания скважины может быть использован в качестве тампона
в объеме, достаточном для заполнения того интервала скважины, который должен быть "закончен", при
заполнении остальной части скважины другим флюидом, имеющим соответствующую плотность для
управления скважиной. Поэтому для второго флюида выбирают такую плотность, чтобы он не вытекал
из горной породы в скважину. Предполагается, что вторым флюидом может быть насыщенный минеральный буровой раствор, в основном, не содержащий взвешенных твердых частиц.
Предполагается также, что скважина может представлять собой обсаженную скважину, перфорированную в каком-либо интервале скважины, находящемся в пористой и проницаемой горной породе, например в нефтеносной горной породе. Следовательно, глинистая корка образуется путем осаждения из
раствора для заканчивания скважины в перфорационных отверстиях, образовавшихся в обсаженной
скважине, тем самым снижая уход раствора из раствора для заканчивания скважины в горную породу.
Еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ борьбы с водоотдачей из жидкости для ремонта скважин в интервал скважины, находящийся в пористой и проницаемой горной породе, причем этот способ включает следующие операции:
(а) закачивание первой жидкости для ремонта скважины в объеме, достаточном для заполнения интервала скважины, находящегося в пористой и проницаемой горной породе, причем первая жидкость для
ремонта скважины включает исходную жидкость, добавку для борьбы с поглощением жидкости и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал,
выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития и сульфит магния, так что
из первой жидкости для ремонта скважины в вышеуказанном интервале скважины на стенках ствола
скважины и во всех имеющихся в них трещинах, разломах и щелях образуются отложения в виде глини-5-
014615
стой корки, поддающейся удалению;
(б) закачивание в скважину второй жидкости для ремонта скважины, причем вторая жидкость для
ремонта скважины имеет достаточную плотность, для того чтобы, по меньшей мере, уравновешивать
давление пористой и проницаемой горной породы;
причем отложения в виде глинистой корки, образовавшиеся при осуществлении операции (а), снижают водоотдачу из жидкостей для ремонта скважины в пористую и проницаемую горную породу.
Вторая жидкость для ремонта скважины может иметь тот же состав, что и первая жидкость для ремонта скважины, или может иметь другой состав, например представлять собой насыщенный минеральный буровой раствор, не содержащий твердых частиц, или нефтепродукт. В случае использования водных жидкостей для ремонта скважины предпочтительно, чтобы вторая жидкость для ремонта скважины
была в значительной степени насыщенной по отношению к умеренно растворимому в воде материалу,
содержащему измельченный закупоривающий агент из первой жидкости для ремонта скважины. Первая
жидкость для ремонта скважин используется для закупорки трещин породы во избежание водоотдачи из
второй жидкости для ремонта скважин, тогда как вторая жидкость для ремонта скважин используется
для выполнения таких функций, как поддерживание управления скважиной (гидростатический напор),
выкачивание из скважины обломочного материала (дебриса), такого как "расфрезерованное" скважинное
оборудование (например, "расфрезерованные" пакеры или сетчатые фильтры), обеспечение низковязкой
жидкости для облегчения спуска инструментов в скважину и подъема их из скважины и для выполнения
функции раствора для "повторного заканчивания скважины".
Если скважина представляет собой обсаженную скважину, перфорированную в интервале скважины, находящемся в пористой и проницаемой горной породе, то отложения в виде глинистой корки образуются путем осаждения из первой жидкости для ремонта скважин в перфорационных отверстиях в обсадных трубах скважины, тем самым снижая водоотдачу из второй жидкости для ремонта скважин в горную породу.
Скважинами, требующими "ремонта", часто являются эксплуатационные скважины с исчерпанными запасами углеводородов, где нефтеносная горная порода имеет низкое поровое давление. Соответственно гидростатический напор второй жидкости для ремонта скважин в интервале скважины, находящемся в нефтеносной горной породе, может значительно превышать поровое давление в истощенной
нефтеносной горной породе, даже если второй жидкостью для ремонта скважин является обыкновенная
жидкость с низкой плотностью, такая как вода (например, морская вода) или нефтепродукт. Таким образом, возможность борьбы с поглощением жидкости вышеописанным способом имеет большее значение
при больших перепадах давления (когда в скважине давление второй жидкости для ремонта скважин
значительно выше порового давления горной породы).
Жидкости для гидроразрыва обычно содержат расклинивающий наполнитель (например, частицы
песка или керамические шарики), взвешенный в исходном водном флюиде, вязкость которого обычно
повышают с помощью полимера или вязкоупругого поверхностно-активного вещества, так что расклинивающий наполнитель, используемый для расклинивания трещин, эффективно переносится в трещины,
которые возникают при нагнетании жидкости для гидроразрыва под высоким давлением в пористую и
проницаемую горную породу. Однако если жидкость для гидроразрыва слишком быстро уходит в пласт,
происходит сброс высокого давления и развитие трещин прекращается. Борьба с утечкой жидкости
обычно обеспечивается путем диспергирования частиц породы, например, кварцевого порошка, в жидкости для гидроразрыва с целью блокирования/закупоривания пор в трещине, в которые происходит эта
"утечка". К сожалению, вещества, подобные кремнезему, могут привести, по меньшей мере частично, к
постоянному закупориванию пор породы.
Соответственно еще в одном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ
гидравлического разрыва пористой и проницаемой горной породы, включающий
нагнетание жидкости для гидроразрыва в интервал скважины в горной породе, подлежащей разрыву, причем жидкость для гидроразрыва содержит исходную жидкость, расклинивающий наполнитель,
загуститель и измельченную добавку для борьбы с утечкой жидкости, в состав которой входит умеренно
растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат
лития и сульфит магния; и
поддерживание давления жидкости для гидроразрыва в интервале скважины в горной породе выше
давления гидравлического разрыва пласта, посредством чего расклинивающий наполнитель проникает и
расклинивает трещины, образовавшиеся в стенке ствола скважины, а измельченная добавка для борьбы с
утечкой жидкости закупоривает сечения пор на стенках трещины.
Преимущество этого варианта осуществления настоящего изобретения состоит в том, что давление
жидкости для гидроразрыва в развивающейся трещине в течение максимально возможного периода времени поддерживается выше давления гидравлического разрыва горной породы за счет уменьшения утечек жидкости в пласт и, следовательно, уменьшения сброса давления на пласт. Если трещины образовались в нефтеносной горной породе, в которой проходит эксплуатационная скважина, то после возврата
скважины в эксплуатацию измельченный закупоривающий материал будет растворяться в попутно добываемой воде, улучшая тем самым поток флюида из нефтеносного пласта. Если трещины образовались
-6-
014615
в пористой и проницаемой горной породе, в которой проходит водонагнетательная скважина, измельченный закупоривающий материал будет растворяться в воде, нагнетаемой в горную породу, улучшая
тем самым поток флюида из нагнетательной скважины в пласт.
В следующем варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ отвода некислотных флюидов для обработки пласта из горных пород с высокой проницаемостью или каналов низкого сопротивления в горные породы с более высоким сопротивлением (менее высокой проницаемостью)
и/или частично закупоренные горные породы или каналы с менее высокой удельной проводимостью с
использованием флюида для обработки, включающего некислотный флюид и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния. Например, если
некислотным флюидом является ароматический растворитель, то флюид для обработки может использоваться для растворения отложений парафинов и/или асфальтенов, которые закупоривают протоки (проходы) в нефтяных скважинах (и, следовательно, снижают добычу нефти). Этот способ включает закачивание суспензии, содержащей измельченный закупоривающий агент, взвешенный в ароматическом растворителе, в нефтедобывающую скважину, так что на горной породе с высокой проницаемостью или в
трещинах этой горной породы образуется глинистая корка, а измельченный закупоривающий агент проникает в каналы (или проходы) низкого сопротивления в стенках ствола скважины и закупоривает их,
ограничивая тем самым поглощение ароматического растворителя из скважины. Таким образом, ароматический растворитель отводится к каналам (или проходам) с высоким сопротивлением, которые могут
быть закупорены отложениями асфальтенов и/или парафинов, улучшая тем самым растворение отложений с помощью ароматического растворителя.
Далее описаны отличительные особенности скважинного флюида, предлагаемого в настоящем изобретении.
Исходным флюидом для скважинного флюида может быть вода, нефть (например, нефтепродукт),
растворитель (например, ароматический растворитель) или их смесь (например, эмульсия типа "вода в
нефти"). Количество исходного флюида в скважинном флюиде обычно составляет примерно от 30 до
99 мас.% скважинного флюида, предпочтительно примерно от 70 до 97 мас.%.
Если исходным флюидом является вода, то исходный флюид предпочтительно представляет собой
водный раствор водорастворимой соли, повышающей величину плотности. Водорастворимая соль, повышающая величину плотности, может быть выбрана из группы, включающей галогениды щелочных
металлов (например, хлорид натрия, бромид натрия, хлорид калия и бромид калия), карбоксилаты щелочных металлов (например, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия, ацетат натрия, ацетат калия или ацетат цезия), карбонат натрия, карбонат калия, галогениды щелочно-земельных металлов (например, хлорид кальция и бромид кальция) и цинковые соли галоидоводородной кислоты.
В качестве альтернативы регулирование величины плотности для скважинного флюида на водной
основе может быть обеспечено путем использования нерастворимых утяжелителей. К соответствующим
утяжелителям относятся взвешенные частицы минералов, такие как находящиеся в скважине бариты,
железная руда (например, гематит), ильменит, кальцит, магнезит (MgCO3), доломит, оливин, кислоторастворимый утяжелитель (сидерит), гаусманит или взвешенные частицы металла.
Если исходным флюидом является нефтепродукт, то этот нефтепродукт предпочтительно выбирают
из группы, включающей минеральные масла, синтетические масла, сложные эфиры, керосин и дизельную фракцию.
Исходным флюидом может быть также водонефтяная эмульсия, включающая капельки водной фазы, диспергированные в дисперсионной нефтяной фазе. Соответственно водная фаза этой эмульсии
включает водный раствор водорастворимой соли, повышающей величину плотности, что повышает величину плотности скважинного флюида. Соответствующие водорастворимые соли, повышающие величину плотности, указаны выше. Предпочтительно концентрация соли в диспергированных капельках
водной фазы корректируется для обеспечения такой же активности воды, как в подземном пласте, с которым контактирует скважинный флюид. Дисперсионной нефтяной фазой может быть любой нефтепродукт, в котором можно эмульгировать водный раствор солей. Соответствующие нефтепродукты перечислены выше. Преимущество водонефтяной эмульсии состоит в том, что она улучшает и борьбу с
фильтрацией (благодаря капелькам эмульсии, блокирующим поток флюида через глинистую корку), и
вязкостные свойства флюида. Используемый здесь термин "скважинный флюид на нефтяной основе"
относится к скважинным флюидам, в которых исходным флюидом является водонефтяная эмульсия.
Регулирование величины плотности для скважинного флюида на нефтяной основе также может
быть обеспечено путем использования утяжелителей. Соответствующие утяжелители те же, что указаны
выше для скважинных флюидов на водной основе.
Если исходным флюидом является вода, то измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития и сульфит магния (ниже именуемый "умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент"), дозируют в скважинный флюид в концентрации, значительно превышающей его растворимость в воде при температуре в скважине, обеспечивая таким образом, что по
-7-
014615
меньшей мере часть закупоривающих твердых частиц остается в скважинном флюиде во взвешенном
состоянии. В качестве варианта умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент
может быть защищен гидрофобным покрытием, которое может растворяться в добытых жидких углеводородах, например в добытой нефти или добытом газоконденсате. Однако такие измельченные закупоривающие агенты с покрытием не следует использовать при бурении или заканчивании водонагнетательных скважин или газовых скважин, в которых газоконденсат отсутствует.
Умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент обычно присутствует в скважинном флюиде в количестве, достаточном для создания эффективной глинистой корки, которая обеспечивает необходимую степень борьбы с поглощением флюида. Обычно умеренно растворимый в воде
измельченный закупоривающий агент присутствует в скважинном флюиде в количестве 1-70 мас.%,
предпочтительно 2-50 мас.%, более предпочтительно 3-30 мас.%, в частности 3-15 мас.%. Большие дозы,
например 10-60 мас.%, предпочтительно применяются для флюидов, используемых для борьбы с поглощением бурового раствора.
Требуемый гранулометрический состав умеренно растворимого в воде измельченного закупоривающего материала определяется размером трещин и подобных им образований, в которые уходит скважинный флюид, или размером сечения пор пласта, который надлежит бурить или обрабатывать. При
использовании в качестве материала для борьбы с поглощением бурового раствора умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент обычно имеет гранулометрический состав в пределах
от примерно 50 мкм до примерно 10 мм, предпочтительно от 50 мкм до примерно 2 мм. При использовании в качестве закупоривающего твердого вещества в буровом растворе, растворе для технического обслуживания или растворе для заканчивания скважины умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент имеет гранулометрический состав в пределах от примерно 0,1 до 600 мкм, предпочтительно 0,1-200 мкм и более предпочтительно 0,1-100 мкм. Умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий материал предпочтительно имеет широкое полидисперсное распределение частиц по размерам. Такие материалы (карбонат лития, фосфат лития, сульфит магния и меламин) имеются
в наличии в виде кристаллических веществ с требуемым размером частиц или в виде кристаллов или гранул, которые можно измельчить до требуемого размера. Умеренно растворимый в воде измельченный
закупоривающий материал может быть в виде частиц в основном сферической формы или, возможно,
неправильной формы.
В скважинном флюиде можно использовать несколько умеренно растворимых в воде измельченных
закупоривающих агентов.
Кроме того, скважинные флюиды могут содержать один или несколько нижеуказанных материалов:
обычный измельченный закупоривающий агент или утяжелитель, например, барит; материалы, растворимые в кислоте, такие как карбонат кальция; водорастворимые материалы, такие как галогениды щелочных металлов, и другие умеренно растворимые в воде материалы, такие как борат магния и магниевые соли карбоновых кислот. Эти обычные измельченные закупоривающие агенты могут использоваться
либо в скважинном флюиде на нефтяной основе, либо в скважинном флюиде на водной основе. Если
обычный измельченный закупоривающий агент состоит из материала, растворимого в воде или умеренно
растворимого в воде, то он используется во флюиде на водной основе в количествах, превышающих
концентрацию насыщения в воде водорастворимого или умеренно растворимого в воде материала в
скважинных условиях, чтобы обеспечить наличие частиц обычного измельченного закупоривающего
агента во взвешенном состоянии. К тому же скважинные флюиды на водной основе могут содержать
закупоривающие агенты в виде измельченной твердой фазы, состоящие из материалов, растворимых в
нефти, таких как смолы. К соответствующим смолам относятся термопластические смолы, полученные в
процессе полимеризации углеводородов, имеющие аморфное строение или кристаллическую структуру,
благодаря которой их можно дробить и измельчать при комнатной температуре, в то же время сохраняя
ее прочность, так что под действием давления в порах и трещинах горной породы она не деформируется.
Такие смолы имеют температуру плавления выше температуры в скважине и нерастворимы во флюидах
на водной основе применяемых для обработки скважины, однако растворимы в добываемой сырой нефти
и газоконденсатах. Предпочтительными смолами являются, например, кумароно-инденовые смолы и
алкилированные ароматические смолы.
Умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент, используемый в настоящем
изобретении, предпочтительно включает значительную часть взвешенных твердых частиц, содержащихся в скважинном флюиде и, следовательно, в глинистой корке. Соответственно умеренно растворимый в
воде измельченный закупоривающий агент содержит по меньшей мере 15 об.%, предпочтительно по
меньшей мере 30 об.%, более предпочтительно по меньшей мере 60 об.% взвешенных твердых частиц в
скважинном флюиде (остальное - обычные измельченные закупоривающие агенты, утяжелители, буровой шлам (выбуренная порода) и глина). Не развивая какую-либо теорию, можно предположить, что при
растворении умеренно растворимого в воде измельченного закупоривающего агента в глинистой корке
возникают поры (пустоты), которые делают ее проницаемой. Когда глинистая корка образуется в эксплуатационной скважине, она легко разрушается при вводе скважины в эксплуатацию благодаря добываемым флюидам, более свободно проходящим через проницаемую глинистую корку. Таким образом, с
-8-
014615
добываемым флюидом уносятся другие твердые частицы, осажденные в глинистой корке, так что глинистая корка удаляется со стенок ствола скважины.
Если скважинный флюид представляет собой флюид на водной основе, то скважинный флюид может содержать специальные добавки для улучшения характеристики скважинного флюида в отношении
одного или нескольких его свойств. К добавкам, которые могут быть введены в скважинные флюиды на
водной основе, относятся, например, загустители, утяжелители, водорастворимые соли, повышающие
плотность, агенты для борьбы с поглощением бурового раствора (известные также как добавки для борьбы с фильтрацией), агенты для регулирования рН, ингибиторы гидратации глины и сланцев (например,
полиалкиленгликоли), бактерицидные вещества, поверхностно-активные вещества, твердые и жидкие
смазочные материалы, ингибиторы образования газогидрата, ингибиторы коррозии, пеногасители, ингибиторы образования отложений, эмульгированные гидрофобные жидкости, такие как поглотители (акцепторы) нефти, кислоты, газа (например, поглотители сероводорода), разбавители (такие как лигносульфонаты), деэмульгаторы и поверхностно-активные добавки, предназначенные для облегчения очистки флюида, вторгающегося из продуктивного пласта.
Для придания флюиду таких свойств, как вязкость, диспергирование твердых частиц и борьба с
фильтрацией в скважинный флюид на водной основе могут быть добавлены водорастворимые полимеры.
Для скважинного флюида на водной основе может использоваться целый ряд водорастворимых полимеров, в том числе производные целлюлозы, такие как карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза,
карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, сульфоэтилцеллюлоза; производные крахмала (которые могут
иметь поперечные связи), в том числе карбоксиметилкрахмал, гидроксиэтилкрахмал, гидроксипропилкрахмал; бактериальные смолы, в том числе ксантан, велан, диутан, сукциногликан, склероглюкан, декстран, пуллулан; смолы растительного происхождения, например гуаровая смола и смола из плодов рожкового дерева и их производные; синтетические полимеры и сополимеры, полученные из соответствующих мономеров, включая акриловую кислоту или метакриловую кислоту и их гидроксильные эфиры
(например, оксиэтилметакриловую кислоту), малеиновый ангидрид или кислоту, сульфированные мономеры, например стиролсульфокислота и AMPS, акриламид и замещенные акриламиды, Nвинилформамид и N-винилацетамид, N-винилпирролидон, винилацетат, N-винилпиридин и другие катионные виниловые мономеры (например, диаллилдиметиламмонийхлорид, DADMAC; и некоторые другие водорастворимые или набухающие в воде полимеры, известные специалистам в данной области техники). Водорастворимые полимеры-загустители обычно присутствуют в скважинном флюиде, предлагаемом в настоящем изобретении, в количестве, достаточном для того, чтобы удержать закупоривающие
и утяжеляющие твердые частицы в суспензии и обеспечить эффективную очистку скважины от обломков породы, например от обломков выбуренной породы (бурового шлама). Полимеры-загустители могут
присутствовать в скважинном флюиде в количестве от 0,2 до 5 фунтов загустителя на баррель скважинного флюида, предпочтительно 0,5-3 фунта на баррель скважинного флюида.
Кроме того, путем добавления глины и/или других мелких частиц неорганических веществ можно
обеспечить регулирование реологических свойств скважинного флюида на водной основе (например, его
способности к гелеобразованию). К таким добавкам относятся, например, бентонит, монтмориллонит,
гекторит, аттапульгит, сепиолит, Лапонит™ (бывш. Лапорте) и смешанные гидроксиды металлов.
Для заполнения пор в измельченном закупоривающем агенте может использоваться добавка для
борьбы с поглощением бурового раствора. Кроме вышеуказанных водорастворимых полимеров, к добавкам для борьбы с поглощением бурового раствора для скважинных флюидов на водной основе относятся, например, каустифицированный лигнит, модифицированные лигниты, сшитые лигносульфонаты и
т.п. Таким образом, эти добавки для борьбы с поглощением бурового раствора представляют собой растворенные макромолекулы, которые способны адсорбироваться на закупоривающих твердых частицах,
или макромолекулы, которые в исходном водном флюиде находятся в коллоидной дисперсии, например
гидрированный полимер, который при диспергировании в исходном водном флюиде принимает конформацию (молекулярного) клубка, что делает гидрированный полимер способным к закупориванию пор в
глинистой корке, имеющих размеры в микро- или нанометровом диапазоне.
К соответствующим добавкам для регулирования водородного показателя рН в скважинных флюидах на водной основе относятся гидроксид кальция, гидроксид магния, оксид магния, гидроксид калия,
гидроксид натрия и т.п.
Если скважинным флюидом является флюид на нефтяной основе, то скважинный флюид может содержать специальные добавки для улучшения характеристики скважинного флюида в отношении одного
или нескольких свойств. К добавкам, которые можно вводить в скважинные флюиды на нефтяной основе, относятся, например, загустители, поверхностно-активные вещества (для образования устойчивых
эмульсий типа "вода в нефти" и для смачивания нефтью поверхности минеральных утяжелителей), добавки для борьбы с поглощением бурового раствора (известные также как добавки для борьбы с фильтрацией), смазочные материалы (твердые и жидкие) и поглотители кислого газа (например, поглотители
сероводорода).
Для придания флюиду таких свойств как вязкость, свойств суспензии твердых частиц и свойств, необходимых для очистки скважины, в скважинный флюид на нефтяной основе можно добавлять загусти-9-
014615
тель. Обычно загустителем в скважинном флюиде на нефтяной основе является монтмориллонитовая
или гекторитовая глина, обработанная жирными солями четвертичного аммония, для того чтобы в скважинном флюиде на нефтяной основе эта глина стала диспергируемой и способной к удалению окалины.
В качестве модификаторов реологических свойств можно использовать растворимые в нефти полимеры
и олигомеры.
К поверхностно-активным веществам, которые можно вводить во флюид на нефтяной основе для
образования устойчивых эмульсий типа "вода в нефти" и для смачивания нефтью поверхности минеральных утяжелителей, относятся жирные кислоты, такие как жирная кислота таллового масла (ЖКТМ,
англ. - TOFA) и продукты реакции конденсации ЖКТМ с полиалкиленаминами, такими как триэтилентетрамин. Получаемые продукты - жирные амидоамины и имидазолин - можно использовать сразу или
для улучшения их характеристик они могут еще вступать в реакцию, например, с малеиновым ангидридом. Если поверхностно-активное вещество содержит карбоксильную кислотную функциональную
группу, то такие группы при добавлении извести обычно превращаются в соответствующую соль кальция.
К соответствующим добавкам для борьбы с поглощением бурового раствора, которые можно вводить в скважинный флюид на нефтяной основе, относятся асфальт (битум), окисленный (продутый воздухом) битум, сульфированный асфальт, гильсонит, модифицированный жирным амином лигнит и синтетические полимеры, растворимые и набухающие в нефти.
Далее, настоящее изобретение раскрывается на приведенных ниже примерах.
Испытания на растворимость.
Описанные ниже испытания показывают растворимость умеренно растворимых в воде материалов
в воде и в кислых водных растворах.
Пример 1. Растворимость меламина.
Растворимость меламина в воде в определенном диапазоне температур показана ниже, в табл. 1.
Специалисту в данной области техники будет понятно, что достаточное количество воды - это все, что
требуется для растворения отложений измельченного меламина в скважине, особенно, если после охлаждения, которому скважина подвергалась во время бурения ствола скважины или во время нагнетания
холодной воды с поверхности, скважина может нагреваться до ее естественной (преобладающей) температуры. Таким образом, измельченный меламин может автоматически выводиться (растворяться) в воде,
которая может добываться из скважины вместе с углеводородами, или в воде, которую закачивают в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления.
Таблица 1
Меламин также легко растворим в теплых или горячих кислотах, таких как уксусная и соляная кислота. Таким образом, смесь меламина (25,2 г, 0,2 моль), 250 мл воды и 24 г уксусной кислоты (0,4 моль)
при нагревании до температуры 80°С представляет собой прозрачный раствор. Точно так же смесь меламина (126 г, 1 моль) и 1985 мл с 1,0075 моль соляной кислоты при нагревании до температуры 83°С дает
прозрачный раствор.
Растворимость меламина в кислых водных растворах целесообразно использовать в тех случаях,
когда предполагается возбуждение скважины путем закачивания кислоты, или когда измельченный меламин введен в скважину в больших количествах, например, в виде пробок материала для борьбы с поглощением бурового раствора в горных породах, где имеются трещины.
Пример 2. Растворимость карбоната лития.
Растворимость карбоната лития в воде в определенном диапазоне температур показана ниже в табл.
2. Как и в примере 1, специалисту в данной области техники будет понятно, что достаточное количество
воды - это все, что требуется для растворения частиц карбоната лития, отложения которых имеются в
скважине. Как было указано выше, это может быть попутно добываемая вода или вода, закачиваемая в
нагнетательную скважину, или водный флюид, введенный в скважину с целью растворения частиц карбоната лития. Если измельченный карбонат лития используется в скважинах с высокой температурой
(например, в скважинах, имеющих статическую температуру на забое скважины (СТЗС, англ. - ВНТ) не
менее 100°С), в которых гораздо легче избежать преждевременного растворения твердых частиц, уменьшение растворимости с повышением температуры является преимуществом.
- 10 -
014615
Таблица 2
Карбонат лития также быстро растворяется в кислотах. Например, уксусная кислота реагирует с
карбонатом лития до образования ацетата лития, который очень легко растворяется в водных растворах,
в то же время соляная кислота реагирует с карбонатом лития до образования соли, хлорида лития,
имеющей высокий коэффициент растворимости. Возможность удаления измельченного карбоната лития
путем закачивания кислоты в скважину является преимуществом в тех случаях, когда измельченный
карбонат лития введен в скважину в больших количествах, например, в виде пробок материала для борьбы с поглощением бурового раствора в горных породах, где имеются трещины.
Кроме того, карбонат лития отличается повышенной растворимостью в воде в присутствии диоксида углерода, что часто обнаруживают во флюидах, добываемых из нефтяных скважин или газовых скважин (вследствие образования бикарбоната лития, LiHCO3). Например, при температуре 60°С и под давлением CO2 50 атм 100 г насыщенного раствора содержат 9,61 г LiHCO3.
Высокий коэффициент растворимости у LiHCO3 целесообразно использовать, в первую очередь, в
газовых скважинах, так как газ в пласте почти всегда насыщен водяным паром и обычно содержит CO2 в
высоких концентрациях. Когда газ проходит через газоносный пласт к добывающей газовой скважине,
давление снижается, что становится причиной адиабатического охлаждения и конденсации воды. Следовательно, конденсационная вода, наряду с высокой концентрацией CO2, растворяет остатки измельченного карбоната лития, исключая необходимость закачивать растворяющие флюиды с поверхности.
Пример 3. Растворимость сульфита магния.
Растворимость сульфата магния в воде в определенном диапазоне температур указана ниже в табл.
3. Как и в примерах 1 и 2, достаточное количество воды - это все, что требуется для растворения отложений измельченного сульфита магния в скважине. Таким образом, остатки измельченного сульфита магния можно автоматически удалить (растворить) в воде, которую можно добывать вместе с углеводородами, или в воде, которую закачивают в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления. В качестве варианта, для растворения остатков измельченного сульфита магния в скважину можно
закачивать воду или водные смеси.
Таблица 3
Сульфит магния также легко растворяется в водных растворах кислот, таких как уксусная или соляная кислота, с образованием диоксида серы и, соответственно, очень легко растворимого ацетата магния или хлорида магния. Даже частичное подкисление для бисульфита магния эффективно для растворения измельченного сульфита магния, в котором бисульфит магния очень хорошо растворим в воде. Бисульфит магния имеется в продаже, например, в виде 30 мас.%-ного водного раствора поставки компании Сигма Олдрич (Sigma Aldrich).
В качестве варианта оксиданты, например, пероксид водорода, могут обеспечить растворение сульфита магния путем превращения его в растворимый сульфат магния (при температуре 20°С в 100 г воды
растворяются 62,9 г сульфата магния).
Пример 4. Растворимость фосфата лития.
Фосфат лития (Li3PO4) имеет относительно низкую растворимость в воде (0,038 г в 100 г воды при
температуре 20°С). Поэтому его предпочитают меньше использовать в тех случаях, когда для растворения остатков в виде частиц используется вода (добытая вода, нагнетаемая вода или водный раствор для
очистки).
Однако слабое подкисление, например, уксусной кислотой или соляной кислотой значительно повышает растворимость. Например, LiH2PO4 имеет очень высокую растворимость в воде, около 55 мас.%.
Пример 5. Композиции скважинного флюида на водной основе.
Описанные ниже испытания относятся к композициям скважинного флюида на водной основе.
Композиции флюида 1-4 (см. приведенную ниже табл. 4) пригодны для использования в качестве
буровых растворов, растворов для заканчивания скважины, таких как флюиды для перфорирования тампонов или расширения ствола скважины, или жидкостей для ремонта скважин, таких как флюиды для
глушения (фонтанирующей скважины). Композиция 4 флюида представляет собой обычный, известный
в данной области техники скважинный флюид, используемый в настоящее время в промышленности,
- 11 -
014615
например, как флюид для бурения пласта-коллектора. Этот известный в данной области техники флюид
содержит нерастворимые в воде закупоривающие твердые частицы карбоната кальция и включен для
сравнения. Свойства композиций 1-4 флюида указаны ниже в табл. 5.
Материалы.
Порошкообразный меламин, карбонат лития, фосфат лития и хлорид калия использовались в том
виде, в каком они поставлялись компанией Олдрич ЮКэй (Aldrich UK) (поставщик химикатов для лабораторий). DuoVis™ (ксантановая смола в качестве загустителя), DualFlo™ (производное крахмала в качестве понизителя водоотдачи) и Starcarb™ (порошок карбоната кальция) поставлялись компанией Эм-Ай
Свако ЛЛК. (M-I Swaco llc).
Испытания композиций флюида проводились в соответствии с нормами Международной организации по стандартизации, ISO 10416: 2002 (Американский нефтяной институт (API RP) 131, 7-е издание). В
приведенной ниже табл. 5 представлены также данные по водоотдаче (поглощению бурового раствора).
Таблица 4
Композиции флюида
Разная весовая доза порошков должна обеспечить приблизительно такую же загрузку по объему,
что и сравнительный флюид Starcarb (флюид 4).
Таблица 5
Свойства композиций флюида
После испытания на поглощение бурового раствора по нормам API избыточный скважинный флюид декантировали из сосуда, который использовали при испытании, и заменили деионизированной водой. Сосуд повторно герметизировали, с помощью азота повышали давление до 100 фунтов на кв.дюйм и
в течение 30 мин измеряли скорость просачивания через глинистую корку.
Аналогичное испытание проводили, повторяя испытание на поглощение бурового раствора по нормам API, для образования новых глинистых корок из флюидов 2 и 4, с последующим просачиванием
деионизированной воды, давление которой с помощью диоксида углерода повышали до 100 фунтов на
кв.дюйм.
Аналогичное испытание проводили, повторяя испытание на поглощение бурового раствора по нормам API, для образования глинистой корки с помощью флюидов 1-4, с последующим просачиванием 5%ной уксусной кислоты в течение 30 мин или до тех пор, пока вся жидкость в сосуде не пройдет через
глинистую корку.
Результаты этих дополнительных испытаний представлены ниже в табл. 6, в которой указаны средние значения скорости просачивания (мл/мин).
- 12 -
014615
Таблица 6
Результаты испытаний на поглощение флюида
Скорость потока деионизированной воды сквозь глинистые корки, содержащие фосфат лития и
карбонат лития, безусловно повысилась по сравнению со скоростью потока сквозь глинистую корку, содержащую карбонат кальция (флюид 4), которая при испытаниях рассматривалась как контрольный показатель. Эти значения скорости все еще весьма небольшие, так как полимеры DuoVis и DualFlo, содержащиеся в глинистой корке, в течение непродолжительного (30 мин) испытания снижают скорость потока, а, следовательно, растворение умеренно растворимых в воде частиц.
Глинистая корка, содержащая меламин, быстро достигла гораздо более высокой проницаемости для
деионизированной воды.
Присутствие диоксида углерода увеличивало скорость потока воды сквозь глинистую корку, содержащую карбонат лития, более чем в три раза.
Умеренно растворимая в воде твердая фаза, предлагаемая в настоящем изобретении, реагирует на
5%-ную уксусную кислоту намного быстрее, чем измельченный карбонат кальция (норма в промышленности).
Пример 6. Закупоривающий наполнитель и флюид на водной основе для борьбы с поглощением бурового раствора.
Из сосуда для испытаний на поглощение бурового раствора по нормам Американского нефтяного
института извлекли первоначально установленный сетчатый фильтр и поместили в этот сосуд слой песка
с размером частиц 20-30 меш толщиной примерно один дюйм. Этот слой песка представляет горную породу с чрезвычайно высокой проницаемостью. Затем сквозь этот слой вливали воду для смачивания песка водой.
Простой (нормально вязкий) буровой раствор смешивали в соответствии с нижеуказанной рецептурой:
Часть этого бурового раствора медленно выливали на верхнюю поверхность слоя песка. При повышении давления в сосуде до 50 фунтов на кв.дюйм весь буровой раствор сразу же протекал сквозь слой
песка менее чем за 3 с. Это дает представление о проблеме поглощения бурового раствора (потери циркуляции), которая может возникнуть на промыслах.
Глинистый буровой раствор получали путем перемешивания 100 г меламина (бывш. Aldrich) в 290 г
воды и 100 мл этого глинистого бурового раствора наливали в сосуд. При повышении давления до
50 фунтов на кв.дюйм водная фаза глинистого бурового раствора сразу же просачивалась сквозь слой
песка. При открытии сосуда на верхней поверхности слоя песка наблюдали слой белой глинистой корки
из меламина. В сосуд, давление в котором повторно повышали до 50 фунтов на кв.дюйм, наливали часть
"простого" бурового раствора. Поток бурового раствора проходил через слой песка медленнее, но попрежнему весь поток (примерно 100 мл) уходил из сосуда в течение приблизительно 30 с. При открытии
сосуда было отмечено, что весь буровой раствор проходил через небольшие разрывы в слое частиц меламина.
После этого в оставшийся буровой раствор добавили частицы меламина при дозировке приблизительно 12,5 фунтов/баррель. При введении этого бурового раствора в сосуд и повторном повышении
давления до 50 фунтов на кв.дюйм буровой раствор начинал проходить сквозь песчаную массу, но движение его замедлялось и фактически прекращалось примерно через 5-10 с. Давление повышали до
100 фунтов на кв.дюйм. Тогда скорость потока, вытекающего из сосуда, стабилизировалась на обычной
низкой скорости фильтрации.
Этот эксперимент иллюстрирует использование умеренно растворимых в воде твердых частиц в качестве материала для борьбы с поглощением бурового раствора либо в специально разработанном
флюиде, закачиваемом в скважину для борьбы с уходом бурового раствора, либо в виде добавки в скважинный флюид, например, в буровой раствор. Добавление умеренно растворимого в воде материала в
- 13 -
014615
буровые растворы можно использовать для прекращения поглощения бурового раствора, а также для
профилактики, во избежание появления проблем, связанных с таким поглощением.
Гранулометрический состав меламина, полученного от Aldrich, определяли путем сухого грохочения с использованием вибрационного сита. Ниже представлены полученные результаты в мас.%:
Частицы такого размера вполне подходят для закупоривания пор в песчаных пластах, обладающих
чрезвычайно высокой проницаемостью, а также для накопления в разрывах шириной примерно менее
1 мм при быстрой фильтрации суспензии частиц с высоким содержанием твердых частиц, которая проходит в разрыв.
Пример 7. Буровой раствор на нефтяной основе, содержащий частицы меламина, и обработка образовавшейся из него глинистой корки для обеспечения прохода через нее морской воды.
Буровой раствор на нефтяной основе был приготовлен на основе продукта FazePro™ поставки ф. MI Swaco LLC (см. ниже табл. 7). Обращенная эмульсия этого бурового раствора на нефтяной основе рассчитана на потерю устойчивости после применения кислоты, что позволяет улучшить очистку скважины
в сравнении с обычными буровыми растворами на нефтяной основе. Добавка порошка меламина обеспечивает материал для закупоривания и образования глинистой корки для закрытия вскрытой поверхности
забоя и стенок скважины в проницаемых песчаных пластах. После бурения глинистую корку можно обработать кислым раствором для разрушения эмульсии внутри глинистой корки, для того чтобы повысить
проницаемость глинистой корки. Кроме того, кислота начинает растворять часть измельченного меламина. В варианте с нагнетательной скважиной, в которую производится нагнетание морской воды, после
кислого раствора можно нагнетать морскую воду, которая продолжает растворять оставшийся меламин
до полного удаления его остатков.
Этот пример показывает, что буровой раствор на нефтяной основе с соответствующими свойствами
для бурения может быть приготовлен по рецептуре с включением закупоривающих твердых частиц меламина. Впоследствии глинистую корку обрабатывают кислым раствором, а затем потоком нагнетаемой
морской воды, эти два флюида активно удаляют изолирующий слой, созданный глинистой коркой.
Состав для бурения на нефтяной основе был приготовлен путем перемешивания с применением
смесителя Silverson L4RT, оснащенного сдвиговой головкой интенсивного смешения. Время перемешивания каждого компонента указано ниже в табл. 7. Скорость смесителя составляла примерно
6000 об/мин. Во время перемешивания постоянно осуществляли контроль температуры, которую с помощью ванны с охлаждающей водой поддерживали не выше 150°F.
Таблица 7
(а) TotalFinaElf UK Limited
(б) товарный знак M-I Swaco llc
После перемешивания буровой раствор на нефтяной основе вращали при температуре 150°F в течение 16 ч, для того чтобы смоделировать прогрев скважины в полевых условиях. Затем определяли вязкость и поглощение бурового раствора при высокой температуре и высоком давлении (ПБР ВТВД,
англ. - НТНР FL); эти данные приведены ниже в табл. 8.
- 14 -
014615
Таблица 8
Данные, представленные в табл. 8, показывают, что были получены удовлетворительные реологические свойства и характеристика фильтрации.
После испытания на поглощение бурового раствора при ВТВД избыточный буровой раствор слили
из сосуда и заменили раствором 5%-ной ледяной уксусной кислоты в керосине. Сосуд закрыли и нагрели
до температуры 45°С. Затем повышали давление кислого раствора до 100 фунтов на кв.дюйм, чтобы раствор проникал сквозь глинистую корку, измеряя массу проникающего раствора в зависимости от времени, что и зарегистрировано в табл. 9, приведенной ниже.
Таблица 9
Проникание кислого раствора сквозь глинистую корку
Затем сосуд повторно наполняли морской водой и нагревали до температуры 45°С. При повышении
давления до 100 фунтов на кв.дюйм морская вода быстро проходила сквозь глинистую корку (66,5 г за
17 с). Обследование глинистой корки показало, что на ней протравлены участки неправильной формы,
при этом осталось некоторое количество белого меламина. Остатки глинистой корки на фильтровальной
бумаге помещали в 500 мл морской воды и выдерживали при температуре 45°С в течение 72 ч. По истечении этого времени видимых частиц меламина не осталось.
Это весьма целесообразно использовать в скважинах для нагнетания морской воды, в которых нагнетание морской воды обычно продолжается годами, что делает маловероятным, что какая-то часть
глинистой корки из остаточного меламина останется нерастворенной. Таким образом, обеспечивается
максимальная приемистость нагнетательной скважины для морской воды.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Скважинный флюид, включающий исходный флюид и измельченный закупоривающий агент, в
состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей
меламин (2,4,5-триамино-1,3,5-триазин), карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния.
2. Скважинный флюид по п.1, в котором исходный флюид присутствует в скважинном флюиде в
количестве примерно от 30 до 99 мас.% флюида.
3. Скважинный флюид по п.1 или 2, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент присутствует в скважинном флюиде в количестве от 1 до 70 мас.%.
4. Скважинный флюид по одному из предшествующих пунктов, в котором скважинный флюид
представляет собой буровой раствор, раствор для технического обслуживания или заканчивания скважины, а умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент имеет гранулометрический
состав в пределах примерно от 0,1 до 600 мкм.
5. Скважинный флюид по одному из предшествующих пунктов, представляющий собой флюид на
водной основе, содержащий по меньшей мере одну специальную добавку, выбираемую из группы, включающей загустители, утяжелители, водорастворимые соли, повышающие плотность, добавки для борьбы
с фильтрацией или поглощением бурового раствора, реагенты для контроля рН, ингибиторы гидратации
глины или глинистых сланцев, бактерицидные вещества, поверхностно-активные вещества, твердые и
жидкие смазочные материалы, ингибиторы образования газогидратов, ингибиторы коррозии, пеногасители, ингибиторы образования отложений, эмульгированные гидрофобные жидкости, например масла,
поглотители кислого газа (например, поглотители сероводорода), разжижители (такие как лигносульфонаты) и деэмульгаторы.
6. Скважинный флюид по п.5, содержащий добавку для борьбы с поглощением, выбираемую из
группы, включающей водорастворимые полимеры, лигниты, модифицированные лигниты и лигносульфонаты с поперечными связями.
7. Скважинный флюид по одному из пп.1-4, представляющий собой флюид на нефтяной основе, со- 15 -
014615
держащий по меньшей мере одну добавку, выбираемую из группы, включающей загустители, поверхностно-активные вещества для образования устойчивых водонефтяных эмульсий и для смачивания нефтью
поверхности минеральных утяжелителей, добавки для борьбы с поглощением, твердые и жидкие смазочные материалы и поглотители кислого газа, в частности поглотители сероводорода.
8. Способ образования поддающейся удалению глинистой корки на стенках ствола скважины, проходящей в пористой и проницаемой горной породе, в котором осуществляют следующие шаги:
ввод в скважину скважинного флюида, причем этот скважинный флюид включает исходный флюид и
измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал,
выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния, и
обеспечение осаждения измельченного закупоривающего агента из скважинного флюида на стенках
и/или в стенках ствола скважины с образованием глинистой корки, посредством чего благодаря этой поддающейся удалению глинистой корке уменьшается уход флюида в пласт.
9. Способ по п.8, в котором в скважинный флюид включена добавка для борьбы с поглощением бурового раствора.
10. Способ по п.8 или 9, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий
агент удаляют при вводе скважины в эксплуатацию.
11. Способ по п.8 или 9, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий
агент удаляют из ствола нагнетательной скважины путем растворения в воде, которую закачивают в нагнетательную скважину.
12. Способ по п.8 или 9, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий
агент удаляют путем ввода в скважину очищающей жидкости и оставления этой очищающей жидкости
для пропитки в том интервале скважины, где требуется удалить глинистую корку, в течение достаточного периода времени для того, чтобы или полностью растворить закупоривающий агент, или растворить
закупоривающий агент в такой степени, когда происходит достаточное уменьшение размера частиц, позволяющее удалить их из пласта.
13. Способ по п.12, в котором очищающей жидкостью является водный флюид, недостаточно насыщенный по отношению к закупоривающему агенту, или водный раствор кислоты или предшественника слабой кислоты.
14. Способ по п.12, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий агент
содержит сульфит магния, а очищающая жидкость включает водный раствор оксиданта, способного превращать сульфит магния в водорастворимый сульфат магния.
15. Способ по п.12 или 13, в котором умеренно растворимый в воде измельченный закупоривающий
агент содержит меламин, а поддающуюся удалению глинистую корку удаляют со стенок ствола скважины путем ввода в скважину водного промывочного флюида и оставления этого промывочного флюида
для пропитки в том интервале скважины, где требуется удалить глинистую корку, в течение периода
времени, достаточного для нагрева промывочного флюида до температуры по меньшей мере 60°С, а
также оставления нагретого промывочного флюида для пропитки в этом интервале до тех пор, пока измельченный закупоривающий агент или полностью растворится в промывочном флюиде, или растворится в нем в такой степени, при которой происходит достаточное уменьшение размера частиц, позволяющее удалить их из пласта.
16. Способ бурения скважины в пористой и проницаемой горной породе с использованием бурового раствора, включающего исходный флюид, добавку для борьбы с поглощением бурового раствора и
измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал,
выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния,
при осуществлении которого давление бурового раствора в скважине поддерживают выше давления в
пористой и проницаемой горной породе, так что на стенках и/или в стенках ствола скважины образуются
отложения в виде глинистой корки, снижающей водоотдачу из бурового раствора в горную породу.
17. Способ бурения по п.16, в котором в качестве бурового раствора используется флюид по одному
из пп.4-7.
18. Способ борьбы с уходом флюида из скважины в пористую и проницаемую горную породу по
каналам низкого сопротивления, идущим из скважины в горную породу, в котором осуществляют следующие шаги:
ввод в скважину флюида для борьбы с поглощением, включающего суспензию измельченного закупоривающего наполнителя (ЗН) в исходном флюиде, где ЗН суспендирован в исходном флюиде в количестве по меньшей мере 5 фунтов на баррель, предпочтительно по меньшей мере 10 фунтов на баррель, более предпочтительно по меньшей мере 20 фунтов на баррель и наиболее предпочтительно по
меньшей мере 30 фунтов на баррель и содержит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из
группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния, и
обеспечение накопления ЗН в канале низкого сопротивления с образованием, таким образом, поддающейся удалению пробки с низкой проницаемостью, которая закупоривает канал, уменьшая уход
флюида по этому каналу в пласт.
19. Способ по п.18, в котором в суспензии присутствует добавка для борьбы с поглощением, облег- 16 -
014615
чающая закупорку канала низкого сопротивления.
20. Способ по п.18 или 19, в котором исходный флюид представляет собой буровой раствор.
21. Способ борьбы с водоотдачей из раствора для заканчивания скважины в пористую и проницаемую горную породу, в которой проходит скважина, в котором осуществляют
ввод в скважину раствора для заканчивания скважины, который включает исходный флюид, добавку для борьбы с поглощением и измельченный закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат
лития и сульфит магния; и
поддержание в скважине давления раствора для заканчивания скважины выше порового давления горной
породы, так что на стенках или в стенках ствола скважины образуются отложения в виде глинистой корки.
22. Способ по п.21, в котором раствор для заканчивания скважины представляет собой флюид по
одному из пп.4-7.
23. Способ по п.21 или 22, в котором раствор для заканчивания скважины дополнительно содержит
полимерный загуститель (полимерные загустители), такие как ксантановая смола, гидроксиэтилцеллюлоза,
велановая смола, в частности Biozan™, Kelco, или диутановая смола, в частности Geovis XT™, Kelco.
24. Способ борьбы с водоотдачей из жидкости для ремонта скважин в интервал скважины, находящийся в пористой и проницаемой горной породе, в котором осуществляют следующие шаги:
закачивание первой жидкости для ремонта скважин в объеме, достаточном для заполнения интервала скважины, находящегося в пористой и проницаемой горной породе, причем эта первая жидкость
для ремонта скважин включает исходный флюид, добавку для борьбы с поглощением и измельченный
закупоривающий агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый
из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития и сульфит магния, так что в вышеуказанном интервале скважины на стенках ствола скважины и во всех имеющихся в них трещинах, щелях и
разрывах, из первой жидкости для ремонта скважин образуются отложения в виде глинистой корки, поддающейся удалению,
закачивание в скважину второй жидкости для ремонта скважин, которая в значительной степени
насыщена умеренно растворимым в воде материалом и имеет достаточную плотность, для того чтобы, по
меньшей мере, уравновешивать давление пористой и проницаемой горной породы,
причем отложения в виде глинистой корки, образовавшиеся во время закачивания первой жидкости, снижают водоотдачу из жидкостей для ремонта скважин в пористую и проницаемую горную породу.
25. Способ гидравлического разрыва пласта пористой и проницаемой горной породы, в котором
осуществляют
нагнетание жидкости для гидроразрыва в интервал скважины в горной породе, подлежащей разрыву, причем эта жидкость для гидроразрыва включает исходный флюид, расклинивающий наполнитель,
загуститель и измельченный агент для борьбы с утечками, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития и
сульфит магния, и
поддерживание давления жидкости для гидроразрыва в находящемся в горной породе интервале
скважины выше давления гидравлического разрыва пласта, благодаря чему расклинивающий наполнитель проникает в трещины, образовавшиеся в стенке ствола скважины, и расклинивает их, удерживая от
смыкания, а измельченный агент для борьбы с утечками закупоривает вскрытые сечения пор на стенках
трещины.
26. Способ отвода некислотных флюидов для обработки пласта из горных пород с высокой проницаемостью или каналов низкого сопротивления в горные породы с менее высокой проницаемостью и/или
частично тампонированные горные породы или в каналы более высокого сопротивления, используя
флюид для обработки пласта, включающий некислотную жидкость и измельченный закупоривающий
агент, в состав которого входит умеренно растворимый в воде материал, выбираемый из группы, включающей меламин, карбонат лития, фосфат лития (Li3PO4) и сульфит магния.
27. Способ по п.26, в котором некислотная жидкость представляет собой ароматический растворитель, а флюид для обработки пласта закачивается в нефтедобывающую скважину, так что на поверхности
и/или внутри горной породы с высокой проницаемостью образуется глинистая корка, и/или измельченный закупоривающий агент проникает и закупоривает каналы или проходы низкого сопротивления в
стенках скважины, ограничивая таким образом уход ароматического растворителя из скважины и отводя
ароматический растворитель к каналам или проходам высокого сопротивления, поврежденным отложениями асфальтена и/или парафина, тем самым повышая растворение отложений с помощью ароматического растворителя.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
- 17 -