014147 B1 014147 014147 B1 B1

Евразийское
патентное
ведомство
(19)
(11)
014147
(13)
B1
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45)
Дата публикации
и выдачи патента:
2010.10.29
(21)
Номер заявки:
200870562
(22)
Дата подачи:
2007.05.21
(54)
СПОСОБ ФОРМИРОВАНИЯ ВРЕМЕННОЙ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ СКВАЖИНЫ
(72)
(56)
US-4964466
US-B2-6886635
US-A-5247995
US-A-5238065
014147
(31) 60/802,725; 11/737,037
(32) 2006.05.23; 2007.04.18
(33) US
(43) 2009.06.30
(86) PCT/US2007/069346
(87) WO 2007/140157 2007.12.06
(71)(73) Заявитель и патентовладелец:
Эм-Ай Эл. Эл. Си. (US)
(51) Int. Cl. E21B 37/06 (2006.01)
E21B 43/04 (2006.01)
Изобретатель:
Гроукок Фредерик Б. (US)
(74)
Представитель:
014147
B1
(57)
Согласно одному варианту выполнения способ формирования временной фильтрационной корки
при обслуживании скважины содержит следующие этапы: растворение инертного газа в скважинной текучей среде для образования активированной текучей среды, закачка активированной
текучей среды в формацию при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины с
образованием фильтрационной корки, по меньшей мере, частично изолирующей формацию, и
уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в активированной
текучей среде для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, по меньшей
мере, частично изолирующую формацию при обслуживании скважины или ее переводе в режим
эксплуатации. Согласно другому варианту выполнения способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины содержит следующие этапы: циркуляция текучей
среды по скважине, включающая введение скважинной текучей среды в скважину и контакт ее с
формацией и удаление части скважинной текучей среды из скважины, растворение инертного
газа в скважинной текучей среде для формирования активированной текучей среды путем контакта инертного газа и скважинной текучей среды в скважине при скважинном давлении и температуре, создание в скважине повышенного давления для формирования фильтрационной корки, содержащей активированную текучую среду и, по меньшей мере, частично изолирующей
формацию, и уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в скважинной текучей среде посредством уменьшения плотности скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, изолирующую, по меньшей мере, частично формацию при завершении обслуживания скважины и ее переводе в режим эксплуатации.
B1
Медведев В.Н. (RU)
014147
Область техники изобретения
Настоящее изобретение в общем относится к составам и способам для формирования временной
фильтрационной корки при обслуживании скважины и, более конкретно, к использованию активированной текучей среды для разрушения фильтрационной корки или для образования самоочищающейся
фильтрационной корки.
Предшествующий уровень техники
При бурении или завершении скважин в подземных формациях в скважинах обычно используются
различные текучие среды для различных целей. Общее использование скважинных текучих сред включает в себя смазывание и охлаждение режущих поверхностей бурового долота во время обычного бурения
или вскрытия (т.е. бурения целевой нефтеносной формации), транспортировку шлама (частиц формации,
отделяющихся в результате режущего воздействия зубьев бурового долота) на поверхность, управление
давлением текучей среды формации для предотвращения прорывов, поддержание стабильности скважины, взвешивание твердых частиц в скважине, минимизацию потери текучей среды и стабилизацию формации, через которую бурится скважина, разрыв формации вокруг скважины, замещение текучей среды
внутри скважины другой текучей средой, очистку скважины, испытание скважины, передачу гидравлического усилия на буровое долото, использование текучей среды для установки пакера, консервацию
скважины или подготовку к консервации скважины либо какую-либо другую обработку скважины или
формации.
Во время бурения равновесие давлений между циркулирующими текучими средами и текучими
средами формации, в которой происходит бурение, может поддерживаться в режиме пониженного или
повышенного гидростатического давления. Бурение при пониженном гидростатическом давлении является способом бурения требуемой подземной формации, при котором гидростатическое давление, оказываемое столбом буровой текучей среды в буровой колонне, является меньшим, чем естественное давление (поровое давление) подземной формации, в которой происходит бурение. Бурение при пониженном
гидростатическом давлении может предотвратить повреждение требуемой подземной формации, в частности формаций с низким давлением. Обычно разность давлений устанавливается для обеспечения границы выше давления, при котором может произойти коллапс скважины. Введение достаточного количества воздуха, азота или других газов в буровые текучие среды может уменьшить плотность смешанных
текучих сред и значительно уменьшить гидростатическое давление. Другие текучие среды низкого давления, такие как эмульсии, пены и аэрозоли, могут быть использованы в качестве буровой текучей среды
для достижения условий пониженного гидростатического давления.
При бурении с повышенным гидростатическим давлением текучая среда в кольцевом пространстве
используется для создания давления, превышающего давление формации. Вес раствора или плотность
могут быть рассчитаны для окружения подходящего градиента давления через вскрытую формацию для
обеспечения оптимальной скорости перемещения текучей среды в наименее стабильный горизонт вскрытой формации. Таким образом, давление, оказываемое текучей средой в кольцевом пространстве, удерживает текучие среды формации от выхода из скважины и может обеспечивать поддержку скважины.
Недостатком этого способа является то, что частицы, добавляемые для увеличения веса текучей среды и,
таким образом, увеличения его скважинного давления, как и другие частицы, эмульгированные текучие
среды и поверхностно-активные вещества, могут быть вдавлены в формацию и повредить ее. Скважины
также могут требовать испытания после бурения с повышенным гидростатическим давлением для проверки повреждения формации.
В дополнение к соответствующему использованию бурения при пониженном или повышенном
гидростатическом давлении другим способом для защиты формации является формирование фильтрационной корки на поверхности скважины. Фильтрационная корка является жестким, плотным, практически
нерастворимым остатком, уменьшающим проницаемость формации и образующимся, когда частицы или
эмульгированные текучие среды, взвешенные в буровой текучей среде, покрывают или закупоривают
поры в подземной формации во время бурения с повышенным гидростатическим давлением. Фильтрационные корки могут быть образованы несколькими способами, известными в данной области техники,
включающими в себя использование буровых растворов как на основе глины, так и не на основе глины.
Изоляция разрабатываемой формации с использованием фильтрационной корки может также быть
желательной для предотвращения потери текучей среды и возможного повреждения формации. Фильтрационные корки могут предотвращать потерю буровой текучей среды в формацию путем практически
полного предотвращения прохождения текучей среды между скважиной и формацией. Образование
фильтрационной корки может также быть желательным перед завершением или ремонтом скважины.
Также часто является желательным или необходимым удалять фильтрационную корку перед цементированием или переводом скважины в эксплуатацию. Наличие фильтрационной корки препятствует
прохождению текучей среды из формации в скважину и тем самым уменьшает скорость добычи. Там, где
текучая среда или газ закачивается в формацию для улучшения извлечения нефти, фильтрационная корка
может препятствовать прохождению текучей среды из скважины в формацию, затрудняя, таким образом,
действия по извлечению. Вследствие этого, удаление фильтрационной корки является необходимым для
увеличения потока текучей среды из или в формацию. Поскольку фильтрационная корка является плот-1-
014147
ной и практически нерастворимой в водных текучих средах и обычно сильно прилипает к формации, она
не может быть удалена из формации простой промывкой. Удаление фильтрационной корки требует некоторой дополнительной обработки.
Различные способы использовались для очистки фильтрационных корок, включая техники, задействованные во время обратного потока добываемой текучей среды. Например, см. Zain, Z. et al., SPE
Drilling & Completion, Dec. 2001, и специальные материалы по fluid loss pills, например SEAL-N-PEEL®.
Один способ разрушения или очистки фильтрационной корки включает в себя нанесение окислителя или
энзима для разрушения органических составляющих в корке и кислоты для реакции с карбонатным закупоривающим веществом. Патент США № 6861394 раскрывает скважинную текучую среду, включающую
в себя разлагающийся в присутствии пероксида полимер и инкапсулированный источник пероксида. Высвобождение пероксида из источника пероксида управляется посредством pH так, что источник пероксида может быть активирован и пероксид высвобожден путем изменения pH. В скважине это изменение pH
может быть вызвано использованием добываемых текучих сред для понижения pH более щелочной
скважинной текучей среды. Пероксид после высвобождения разлагает полимер и нарушает целостность
фильтрационной корки.
Патент США № 5251697 раскрывает добавление карбоната кальция в воду, нагнетаемую в скважину. Частицы карбоната кальция забиваются в поры подземной формации или собираются и образуют
фильтрационную корку. Когда требуется удалить корку, оператору дается указание начать закачку кислотной промывки, предпочтительно соляной кислоты, в скважину. Кислотная промывка растворит карбонат кальция и тем самым разрушит фильтрационную корку. С этого момента скважина может быть
переведена в эксплуатацию или в скважине может быть выполнена дополнительная работа.
Патент США № 5238065 раскрывает использование разлагающегося в присутствии пероксида полимера и инкапсулированного источника пероксида в буровой текучей среде, который формирует
фильтрационную корку, содержащую оба этих элемента. Разлагающийся в присутствии пероксида полимер может быть полисахаридом, и источник пероксида может быть неорганическим пероксидом, включающим в себя пероксиды цинка и щелочно-земельных металлов, таких как пероксид магния. Инкапсулирующим веществом для пероксида может быть полимер, включающий в себя эфирные полимеры. Высвобождение пероксида, в основном из источника пероксида, может управляться снижением pH. В этом
случае, когда наступает время удалять фильтрационную корку, просто требуется уменьшить pH текучей
среды или текучая среда формации с низким pH должна быть приведена в контакт с фильтрационной
коркой для активации пероксида, последний разрушит разлагающийся в присутствии пероксида полимер
и заставит фильтрационную корку потерять свою целостность и развалиться. Инкапсулированный пероксид является членом класса веществ, обычно известных как внутренние разрушители. Использование
внутренних разрушителей является выгодным, поскольку оно требует меньше пероксида, меньше теряется отмывающей текучей среды в формации, и дает более полное удаление фильтрационной корки.
Патент США № 6886635 раскрывает состав текучей среды для удаления фильтрационной корки,
имеющий персульфатную соль. Персульфатная соль разрушает фильтрационную корку управляемым
образом при скважинных температурах в диапазоне от примерно 65 до примерно 165°F без добавления
активаторов. Могут быть также использованы добавки к раствору, формирующие кислоту на месте при
наличии инициирующего события, такого как критическая температура или концентрация соли (Nasr-eldin, H. R. et al., SPE 96965).
Некорродирующие хелирующие вещества, такие, которые используются в процессе Schlumberger
MUDSOLV®, могут быть даже эффективнее, чем кислотное удаление закупоривающего вещества. Некоторые из хелирующих веществ могут быть также инкапсулированы и добавлены в раствор так, что они
окажутся введенными в фильтрационную корку. До начала работы скважины реагенты высвобождаются
путем введения инициирующего вещества на поверхность корки, такого, которое изменяет pH. Другие
системы обрабатывают фильтрационную корку, содержащую частицы карбоната, с помощью гликоля,
такого как в системе SEAL-N-PEEL®, обеспечиваемой компанией MI-SWACO®, гликоль уменьшает
адгезивные силы карбоната, позволяя разрушать фильтрационную корку.
Известны энзимные системы для разложения некоторых типов полисахаридов, используемых в разрывающих, блокирующих гелях и других приложениях нефтедобывающей промышленности. Энзимные
системы разрушения были разработаны для разрушения загущенных текучих сред для разрыва и блокирования, используемых в индустрии, см., например, патенты США № 5201370 и 5224544. Энзимы, например целлюлазы, полуцеллюлазы, амилазы, пектиназы и их смеси, хорошо известны специалистам
индустрии обслуживания скважин, использующим их в системах разрушения разрывающего геля. Некоторые из этих энзимов разрушают связи, которые соединяют моносахариды в полисахаридную цепочку,
например (1,4)-α-D-галактосидуроновые связи в пектине. Эти обычные энзимы являются неспецифическими смесями, которые вызывают хаотические разрывы. Таким образом, использование этих обычных
энзимов для разрушения загущенных разрывающих текучих сред приводит только к частичному разрушению полисахаридного полимера. Вместо почти полного расщепления на значительно более мелкие
фрагменты эти энзимы разрушают полисахаридную цепочку на смесь фрагментов, состоящую из моно-2-
014147
сахаридов, дисахаридов и полисахаридов. Большие сшитые фрагменты, такие как дисахариды и полисахариды, могут оставаться и наносить ущерб зоне добычи. Поскольку разрушения являются неспецифическими, обычные энзимы также могут быть использованы для разложения других компонентов, используемых в системе.
Патент США № 5247995 раскрывает способ разложения разрушаемого вещества в подземной формации ствола скважины с использованием обработки энзимами. Фильтрационные корки и сильно вязкие
текучие среды также являются разрушаемыми веществами. Обработка энзимами разлагает содержащие
полисахарид фильтрационные корки и разрушает текучие среды, тем самым уменьшая их вязкость. Разложившаяся фильтрационная корка и разрушенная текучая среда затем могут быть удалены из формации
обратно на поверхность с меньшим обратным давлением. Конкретные используемые энзимы являются
специфическими для конкретного типа полисахарида и являются активными от низких до средних температур. Энзимы атакуют только специфические связи в фильтрационной корке и разрушаемых текучих
средах и являются активными при pH в диапазоне от примерно 2,0 до 10,0.
Буровые растворы могут также использовать поверхностно-активные вещества на основе нефти или
гидрофобные нерастворимые вещества в растворе, которые оказываются введенными в фильтрационную
корку, такие как текучая среда для вскрытия FLOTHRU™, поставляемая компанией MI-SWACO®. Во
время добычи углеводороды взаимодействуют с поверхностно-активными веществами или гидрофобными компонентами фильтрационной корки для создания тонких каналов через фильтрационную корку.
Обратимые эмульсии, которые способствуют удалению фильтрационной корки, также описаны, например, в патентах США № 6828279, 6822039 и 6806233.
Описанные выше системы имеют недостатки, включающие в себя преждевременную активацию механизма разложения. Преждевременная активация может вызвать преждевременное ослабление фильтрационной корки так же, как и уменьшение способности фильтрационной корки управлять потерей текучей
среды. Дополнительно, кислота или другие растворы, используемые для растворения фильтрационных корок, могут иметь вредное воздействие на формацию, если они не ограничены от проникновения в нее.
В качестве другого недостатка, обычные окислители, например персульфаты, часто являются неэффективными при низких температурах в диапазоне от температуры среды до 130°F. В этом диапазоне
температур окислители обычно являются стабильными и нелегко подвергаются гомолитическому расщеплению для инициирования разложения фильтрационной корки. При низких температурах расщепление обычно достигается только при использовании высоких концентраций окислителей. Однако окислители часто имеют очень ограниченную растворимость и обычно невозможно поддерживать высокую
концентрацию окислителей в растворе.
Реакциями с обычными окислителями также трудно управлять. Обычные окислители разрушают
полисахариды на неспецифические части, создавая фильтрационную корку, состоящую из смеси моносахаридовых, дисахаридовых и полисахаридовых фрагментов, а также из других разнообразных фрагментов. Окислители также могут вступать в реакцию с железом, находящимся в формации, производя оксиды железа, которые осаждаются и наносят ущерб формации, уменьшая тем самым ее проницаемость.
Окислители также могут вступать в неспецифическую реакцию с другими веществами, используемыми в
нефтяной индустрии, например с насосно-компрессорными трубами, облицовками и покрытым смолой
расклинивающим наполнителем.
Дополнительно, окислители могут разрушать последующие гели, используемые в формации. Если
окислители удалены или деактивированы не полностью, они могут преждевременно разрушить новый
гель. Таким образом, окислители должны быть полностью удалены или деактивированы до последующего ввода другого геля в подземную формацию.
В связи с этим имеется необходимость в улучшенном процессе для удаления фильтрационной корки из скважины.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины, содержащий следующие этапы:
растворение инертного газа в скважинной текучей среде для образования активированной текучей
среды;
закачка активированной текучей среды в формацию при повышенном гидростатическом давлении в
стволе скважины с образованием фильтрационной корки, по меньшей мере, частично изолирующей формацию; и
уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в активированной текучей среде для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, по меньшей мере,
частично изолирующую формацию при обслуживании скважины или ее переводе в режим эксплуатации.
Способ может содержать этап формирования инертного газа на месте в скважине.
При осуществлении способа активированная текучая среда может насыщаться или по существу насыщается инертным газом при скважинном давлении и температуре.
Инертный газ может выбираться из группы, состоящей из азота, углекислого газа, гексафторида серы, гелия, аргона, неона, криптона, ксенона, радона, угарного газа, воздуха, кислорода, галогенопроиз-3-
014147
водных углеводородов, водорода, с C1 по С6 углеводородов и оксидов азота и их комбинации.
При растворении инертного газа в скважинной текучей среде может осуществляться контакт инертного газа и скважинной текучей среды в скважине.
Инертный газ может растворяться или частично растворяться перед закачкой скважинной текучей
среды в скважину.
Скважинная текучая среда может быть по существу свободной от нерастворенного газа при скважинном давлении и скважинной температуре.
Образованная паровая фаза может содержать от 0,001 до 1,0 л пара, предпочтительно по меньшей мере от 0,005 л пара на 1 л скважинной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
При уменьшении скважинного давления можно уменьшать плотность скважинной текучей среды
по меньшей мере в части скважины или давление скважинного закачивающего насоса.
Скважинная текучая среда может выбираться из группы, состоящей из буровых текучих сред, ремонтных текучих сред, завершающих текучих сред и их комбинаций.
Способ может содержать этапы обработки фильтрационной корки кислотой, энзимами, хелирующими веществами, гликолями или их комбинациями.
Фильтрационная корка может содержать частицы карбоната, энзимы, инкапсулированные кислоты,
обратимые эмульсии или их комбинации.
Согласно другому варианту выполнения способ формирования временной фильтрационной корки
при обслуживании скважины содержит следующие этапы:
циркуляция текучей среды по скважине, включающая введение скважинной текучей среды в скважину и контактирование ее с формацией и удаление части скважинной текучей среды из скважины;
растворение инертного газа в скважинной текучей среде для формирования активированной текучей среды путем контакта инертного газа и скважинной текучей среды в скважине при скважинном давлении и температуре;
создание в скважине повышенного давления для формирования фильтрационной корки, содержащей активированную текучую среду и, по меньшей мере, частично изолирующей формацию;
уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в скважинной текучей
среде посредством уменьшения плотности скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины
для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, изолирующую, по меньшей мере,
частично формацию при завершении обслуживания скважины и ее переводе в режим эксплуатации.
При осуществлении способа инертный газ может выбираться из группы, состоящей из азота, углекислого газа, гексафторида серы, гелия, аргона, галогенопроизводных углеводородов, криптона, ксенона,
радона, угарного газа, воздуха, кислорода, фреона, водорода, с C1 по С6 углеводородов, оксидов азота и
их комбинации.
Образованная паровая фаза может содержать от 0,001 до 1,0 л пара, предпочтительно по меньшей
мере от 0,005 л пара на 1 л остаточной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут понятны из следующего описания.
Подробное описание
В одном аспекте раскрытые варианты осуществления относятся к процессу для формирования отверстий или каналов в фильтрационной корке с использованием выделения пузырьков газа, растворенного в фильтрационной корке и скважинных формациях. Созданные отверстия или каналы могут обеспечить путь перемещения текучей среды в формации при добыче. В других вариантах осуществления выделение пузырьков растворенного газа может нарушить целостность фильтрационной корки, облегчая
прорыв добываемой текучей среды.
Инертный газ может быть растворен в буровом растворе вплоть до предела растворимости газа в
жидкости. В некоторых вариантах осуществления инертный газ может насыщать буровой раствор при
поровом давлении проницаемой интересующей зоны (т.е. зоны добычи). Таким образом, газ не присутствует в виде отдельной фазы и не уменьшает плотность текучей среды. Во время бурения при обычных
условиях повышенного давления твердые частицы в циркулирующем буровом растворе могут образовывать фильтрационную корку на стенке скважины. Растворенные в буровом растворе газы могут проникать в поры формации во время образования фильтрационной корки, и растворенный газ может также
оставаться в остаточной жидкости внутри фильтрационной корки.
Когда зона должна быть зацементирована или переведена в эксплуатацию, растворимость газа в буровом растворе может быть понижена ниже точки кипения газа (предела растворимости), вызывая тем
самым выход газа из раствора, образование пузырьков газа или газовых пор внутри формации. Пузырьки
газа могут также создаваться в любом отложении фильтрационной корки на скважине во время буровой
операции. Формирование пузырьков газа может нарушить целостность фильтрационной корки, облегчая
прорыв текучей среды. Растворимость газа в буровой текучей среде может быть понижена, например,
путем уменьшения плотности буровой текучей среды, циркулирующей по буровой колонне.
Буровые растворы.
Буровые текучие среды или растворы обычно включают в себя базовую текучую среду (воду, ди-4-
014147
зельное топливо, минеральное масло или, например, синтетический состав), утяжелители (например,
может быть использован сульфат бария или барит), бентонитовую глину и различные добавки, которые
выполняют специфические функции, такие как полимеры, ингибиторы коррозии, эмульгаторы, смазки,
гели или загустители и другие различные компоненты. Специалисты в данной области техники обнаружат, что существует большое количество различных буровых растворов и что настоящее изобретение не
ограничивается ссылкой на конкретные типы текучих сред.
Инертные газы.
Инертные газы могут быть растворены в буровой текучей среде так, как описано выше, для формирования активированной текучей среды. Инертные газы, которые могут быть использованы в раскрытых
здесь вариантах осуществления, включают в себя азот, углекислый газ, гексафторид серы, гелий, аргон,
неон, криптон, ксенон и радон. Другие газы, которые могут быть использованы в раскрытых здесь вариантах осуществления, включают в себя аммиак, угарный газ, воздух, кислород, галогенопроизводные
углеводородов, водород, с C1 по С6 углеводороды, такие как метан, этан, пропаны, бутаны, пентаны и
гексаны, и оксиды азота, такие как NO или NO2. В других вариантах осуществления могут быть использованы комбинации из двух или более указанных выше газов.
Раскрытые здесь варианты осуществления могут быть применены с любым типом текучей среды,
который является химически совместимым с инертным газом или смесью инертных газов. Например,
азот может быть использован с любым другим типом буровой текучей среды, включающей в себя текучие среды на основе вод или масла, утяжеленной или не утяжеленной, и может быть использован при
любой температуре или давлении. Стойкость используемого газа может зависеть от бурового раствора,
буровой среды и других факторов. Например, для буровых текучих сред, которые включают в себя раскислитель, воздух может быть использован без опасений перед коррозией или реакционными эффектами.
В качестве другого примера углекислый газ может образовывать кислоты в воде и при использовании
буровой текучей среды на основе воды при определенных условиях может приводить к нежелательным
реакционным или коррозионным эффектам.
Стойкость газов, используемых в раскрытых здесь вариантах осуществления, также зависит от близости скважинных условий к точке кипения или критической температуре и/или критическому давлению
газа. Табл. 1 представляет критическую температуру и критическое давление для нескольких составов,
которые могут быть использованы в вариантах осуществления для активации раскрытых здесь текучих
сред. Газы, которые могут демонстрировать свойства жидкости в скважинных условиях, могут не работать как газы, которые являются хорошо удаляемыми при их критической температуре и/или давлении.
Таблица 1
Например, при 25°С и 200 бар углекислый газ является жидкостью. При понижении скважинного
давления до 150 бар углекислый газ остается жидкостью. Таким образом, в данных условиях углекислый
газ может быть не пригодным для использования в качестве активирующего вещества. Наоборот, азот
при 25°С находится гораздо выше своей критической температуры и является газом при давлении
200 бар. Фактически, он не может быть сжижен при этой температуре независимо от того, каким высоким будет давление. Таким образом, при этих условиях азот, который не растворяется в окружающей
среде, должен существовать в виде газа. При уменьшении окружающего давления ниже уровня насыщения азот выйдет из раствора в форме газа. Вследствие этого, азот является подходящим активирующим
веществом. Аналогично, углекислый газ может быть полезен в формациях, имеющих более высокую
скважинную температуру, т.е. температуру выше точки кипения для углекислого газа при заданном давлении, или при температуре значительно выше критической температуры для углекислого газа для скважинных давлений, превышающих критическое давление углекислого газа.
В некоторых вариантах осуществления инертный газ может быть растворен в буровой текучей среде. В других вариантах осуществления инертный газ может быть растворен вплоть до предела насыщения газа в буровой текучей среде. Например, буровая текучая среда может быть жидкостной или твердожидкостной суспензией без присутствия паровой фазы. В других вариантах осуществления газ может
быть растворен для достижения насыщения или близко к насыщению при интересующем скважинном
давлении, которое может зависеть от глубины формации и плотности или веса используемой буровой
текучей среды. В других вариантах осуществления буровая текучая среда может быть практически на-5-
014147
сыщенной растворенным газом, при этом практическое насыщение означает, что газ является растворенным по меньшей мере до 75% насыщения при температуре и давлении поровой текучей среды в интересующей формации.
В некоторых вариантах осуществления буровая текучая среда может не содержать нерастворенного
газа при скважинном давлении, при этом буровая текучая среда может вести себя как свободная от газа
текучая среда при скважинной температуре. В других вариантах осуществления буровая текучая среда
может содержать нерастворенный газ.
В некоторых вариантах осуществления газ может быть введен или растворен до требуемой концентрации через нагнетание в устье скважины с использованием насоса низкого давления. В других вариантах осуществления газ может быть закачан в буровую текучую среду около бурового долота или рядом с
целевой формацией посредством трубопровода, проходящего через буровую колонну.
В других вариантах осуществления газ может быть образован на месте в или около целевой зоны.
Например, газ может быть образован на месте посредством образования азота (см. Antheunis, D. et al.,
SPE 9653). Реагенты, которые образуют азот или другие газы в качестве продукта реакции, могут быть
закачаны в скважину вместе с буровой текучей средой. Образованные газы могут быть затем растворены
в текучей среде для образования активированной текучей среды.
Разрушение фильтрационной корки.
После формирования фильтрационной корки с активированной текучей средой, описанной выше,
становится возможным разрушение фильтрационной корки без обработки химикатами и добавками.
Формирование отверстий, каналов или другое нарушение целостности фильтрационной корки может в
некоторых вариантах осуществления быть облегчено формированием паровой фазы внутри, за или вокруг фильтрационной корки из растворенного газа. Формирование требуемой паровой фазы может быть
получено путем уменьшения растворимости растворенного в буровой текучей среде газа ниже точки кипения газа (ниже предела растворимости).
В некоторых вариантах осуществления растворимость газа в буровой текучей среде может быть
уменьшена ниже точки кипения (предела растворимости) газа путем уменьшения плотности (веса) буровой текучей среды. В других вариантах осуществления растворимость газа в буровой текучей среде может быть уменьшена ниже точки кипения газа путем уменьшения давления насоса, закачивающего буровой раствор.
В некоторых вариантах осуществления растворимость газа в буровой текучей среде может быть
быстро уменьшена ниже точки кипения газа. В других вариантах осуществления растворимость газа в
буровой текучей среде может быть уменьшена ниже точки кипения газа постепенно, например, так, чтобы минимизировать гидравлический удар в скважине.
В некоторых вариантах осуществления получившаяся паровая фаза может находиться в диапазоне
от 0,0001 до 10 л пара на 1 л бурового раствора при скважинных условиях. В других вариантах осуществления получившаяся паровая фаза может находиться в диапазоне от 0,001 до 1 л пара на 1 л бурового
раствора, от 0,002 до 0,5 л пара на 1 л бурового раствора в других вариантах осуществления и 0,005 л
пара на 1 л бурового раствора или более в еще других вариантах осуществления.
Растворимость газа в жидкости может быть оценена с использованием, например, закона Генри. Закон Генри утверждает, что растворимость газа в жидкости пропорциональна парциальному давлению
газа над жидкостью в соответствии с отношением P=Hv×M, где Р является парциальным давлением газа,
Hv является постоянной, специфической для газа и жидкости, и М является концентрацией газа в жидкой
фазе. Таким образом, при росте давления растворимость увеличивается пропорционально.
Постоянные закона Генри для нескольких примерных газов в воде при 25°С представлены в табл. 2,
где Р выражено в барах или атмосферах и М выражено в моль/л.
Таблица 2
В качестве примера уменьшения растворимости газа для нарушения целостности фильтрационной
корки буровая текучая среда на основе воды, имеющая плотность 1200 кг/м3, циркулирующая через
скважину на глубине 1000 м, при температуре 25°С (298 К) и скважинном давлении 119 бар (117 атм),
будет иметь растворимость азота приблизительно 0,073 моль/л. Использование буровой текучей среды,
насыщенной азотом, при 25°С и скважинном давлении в 119 бар приведет к образованию фильтрационной корки, насыщенной азотом, при этом и буровая текучая среда, и фильтрат за фильтрационной коркой
будут насыщены азотом. Растворимость азота в и вокруг фильтрационной корки может быть затем
-6-
014147
уменьшена так, чтобы образовалась паровая фаза внутри остаточной жидкости.
В качестве примера уменьшения растворимости азота плотность буровой текучей среды, циркулирующей через скважину, может быть уменьшена до 850 кг/м3, что приведет к уменьшению скважинного
давления до примерно 84 бар (83 атм), в зависимости от изменения веса текучей среды в буровой колонне. Это уменьшение давления в интересующей зоне может уменьшить растворимость азота в остаточной
текучей среде до приблизительно 0,052 моль/л. Получившееся уменьшение растворимости высвободит
избыток азота (приблизительно 0,02 моль/л), формируя пузырьки в формации и внутри фильтрационной
корки, нарушая тем самым целостность фильтрационной корки. Нерастворенный азот (0,02 моль/л) может образовать в формации приблизительно 6 мл пузырьков на литр буровой текучей среды, используя
закон идеального газа, PV=nRT, при температуре 298 К. Закон Генри, как используется в вышеприведенном примере, представляет оценку растворимости газа. Специалистам в данной области техники понятно, что использование закона Генри аппроксимирует растворимость газов при повышении температур и
давлений, аналогично, закон идеального газа аппроксимирует объем газа при повышении температур и
давлений. Растворимость газа в жидкости и объем газа зависят от нескольких факторов в дополнение к
температуре и давлению, таких как используемая базовая текучая среда и тип и концентрация других
компонентов в буровой текучей среде. Например, солевой буровой раствор может иметь более низкую
растворимость азота по сравнению с водным буровым раствором. Дизельный, масляный или другой неводный буровой раствор также может иметь различную растворимость азота. Другие компоненты в буровой текучей среде, такие как барит, бентонит и графит, могут также влиять на растворимость азота в
буровой текучей среде в вышеприведенном примере. Дополнительно, известно, что растворимость является функцией температуры (Hv=f(T), например) и что вышеприведенные результаты могут различаться
в зависимости от температуры буровой текучей среды в скважине.
В другом примере бурение осуществляется на глубине 2700 м и при скважинной температуре 25°С
с использованием водной буровой текучей среды. Азот закачивается в скважину через затрубную насосно-компрессорную трубу, где он смешивается и растворяется в буровой текучей среде до соприкосновения с формацией. Буровая текучая среда закачивается при избыточном давлении с плотностью приблизительно 1300 кг/м3 и давлением в буровом долоте приблизительно 345 бар (341 атм или 5010 фунт/дюйм2).
Растворимость азота в этих условиях, опять используя закон Генри, составляет приблизительно
0,213 моль/л буровой текучей среды. Давление в буровом долоте может уменьшаться до приблизительно
318,9 бар (4625 фунт/дюйм2), приводя к уменьшению растворимости азота до приблизительно
0,197 моль/л бурового раствора. На основании разницы в растворимости азота при вышеописанных условиях высвободится приблизительно 1,2 мл азота на литр активированной буровой текучей среды. Высвобожденный пар может образовывать отверстия, щели или другим образом нарушать целостность
фильтрационной корки.
В качестве другого примера, бурение опять производится на глубине 2700 м и при скважинной температуре 25°С с использованием водной буровой текучей среды. Азот закачивается через затрубную насосно-компрессорную трубу, где он смешивается и растворяется в буровой текучей среде до соприкосновения с формацией. Буровая текучая среда закачивается при избыточном давлении с плотностью приблизительно 1300 кг/м и давлением в буровом долоте приблизительно 345 бар (5010 фунт/дюйм2). Растворимость азота в этих условиях, опять аппроксимированная с использованием закона Генри, составляет 0,213 моль/л буровой текучей среды. Скорость азота может регулироваться так, что буровая текучая
среда будет иметь 90% насыщения азотом (~0,1917 моль/л буровой текучей среды). В этом случае
уменьшение давления в буровом долоте путем уменьшения давления циркуляции или плотности буровой
текучей среды до точки, в которой давление в буровом долоте составит приблизительно 306,8 бар
(4450 фунт/дюйм2), доведет азот до точки насыщения в текучей среде. Дополнительное уменьшение давления в буровом долоте приведет к перенасыщению и образуется паровая фаза. Например, уменьшение
веса бурового раствора до 1000 кг/м3 приведет к насыщению азотом в 0,164 моль/л буровой текучей среды и генерации приблизительно 2,6 мл газа на литр бурового раствора в, за и вокруг фильтрационной
корки. Уменьшение плотности текучей среды до 1100 кг/м3 приведет к образованию 0,74 мл пара азота
на 1 л буровой текучей среды в, за и вокруг фильтрационной корки.
Посредством изменения скважинного давления, если это может быть осуществимо, азот может
быть растворен в циркулирующей буровой текучей среде до точки насыщения или перенасыщения. Таким образом, азот, который может быть высвобожден из активированной текучей среды в, за и в основном вокруг фильтрационной корки, будет прокладывать себе путь из фильтрационной корки, изменяя
тем самым ее структуру и эффективно нарушая ее целостность. Дополнительно, пузырьки азота, сформировавшиеся за фильтрационной коркой, могут улучшить разрушение корки, и пузырьки азота, образовавшиеся в циркулирующей текучей среде, могут действовать как чистящее вещество, помогая разрушению корки со стенки скважины.
Использование азота и водных буровых текучих сред, приведенных выше, осуществляется только в
целях примера и не предназначено для ограничения объема изобретения. Другие газы и буровые текучие
среды могут быть использованы, как подробно описано выше.
Аналогично, инертный газ может быть растворен в ремонтной текучей среде или в завершающей
-7-
014147
текучей среде. Например, перед ремонтом скважины может быть необходимо изолировать формацию с
помощью фильтрационной корки. Фильтрационная корка, образовавшаяся во время ремонта или завершения, может быть образована с помощью активированной текучей среды, по аналогии с описанной выше активированной буровой текучей средой. После завершения ремонта, например, фильтрационная
корка может быть разрушена путем изменения растворимости газа, как описано выше.
Комбинация с современными способами разрушения.
Вышеописанные способы некоторых вариантов осуществления использования активированной текучей среды могут быть совмещены с кислотной обработкой фильтрационной корки. В других вариантах
осуществления использование активированной текучей среды может быть совмещено с обработкой энзимами. В еще других вариантах осуществления использование активированной текучей среды может
быть совмещено с использованием хелирующих веществ для разрушения фильтрационной корки. В еще
других вариантах осуществления активированные текучие среды могут быть совмещены с гликолевой
обработкой фильтрационной корки, содержащей карбонаты. В других вариантах осуществления активированные текучие среды могут быть совмещены с обратимыми эмульсиями.
Например, активированная текучая среда может быть использована для нарушения целостности
фильтрационной корки, как описывалось выше, формируя отверстия и другие протоки в и через фильтрационную корку. Затем, кислотная обработка фильтрационной корки может использовать преимущества протоков, позволяя кислотной обработке воздействовать не только на поверхность фильтрационной
корки, но и на внутренние части фильтрационной корки. Таким образом, кислотная обработка фильтрационной корки может быть улучшена, потенциально требуя меньше времени и кислоты для разрушения
фильтрационной корки.
Другим примером является буровая текучая среда, которая уже является активированной при скважинной температуре и давлении, т.е. не весь газ является растворенным. Если газ распределен равномерно, т.е. в виде крохотных пузырьков, то такие пузырьки будут включены в фильтрационную корку (пузырьки будут выступать в роли частиц). Когда давление или вес раствора уменьшаются, не только газ
будет выходить из раствора, но также имеющиеся пузырьки будут расширяться согласно закону идеального газа и разрушать фильтрационную корку.
Раскрытые здесь варианты осуществления выгодным образом обеспечивают процесс для закачивания буровой текучей среды, насыщенной инертным газом, в скважину. В некоторых вариантах осуществления достаточное количество инертного газа может быть закачано в буровую текучую среду так, что
он будет насыщать базовую текучую среду, т.е. будет находиться в пределе насыщения для газа в текучей среде, при давлении и температуре скважины в интересующей проницаемой зоне. Таким образом,
при бурении в обычных условиях с избыточным давлением может быть образована фильтрационная корка, при этом текучая среда за и внутри фильтрационной корки может содержать растворенный газ. Когда
зона должна быть зацементирована или переведена в эксплуатацию, растворимость газа в текучей среде
может быть понижена ниже критической точки газа, и он начнет выходить из раствора. В процессе этого
пузырьки газа формируются в любой фильтрационной корке, отложившейся на стенке скважины во время буровой операции, нарушая, таким образом, целостность корки и облегчая прорыв добываемой текучей среды.
Вышеописанные способы могут быть применены с любым типом газа, который является химически
совместимым с буровой текучей средой. Таким образом, может быть использован любой тип буровой
текучей среды, включая водные, масляные, утяжеленные и не утяжеленные буровые текучие среды, и
техника может быть использована при любой температуре или давлении. Раскрытые здесь варианты
осуществления не требуют добавок или специальных химических обработок, какие требуются многими
общими техниками, используемыми для разрушения фильтрационной корки. Раскрытые здесь способы
могут обеспечивать преимущества экономические, санитарные, безопасности и охраны окружающей
среды по сравнению с существующими способами очистки фильтрационной корки.
Несмотря на то что изобретение было описано со ссылкой на ограниченное количество вариантов
осуществления, специалистам в данной области техники понятно, что другие варианты осуществления
могут быть созданы в объеме раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем изобретения должен
быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Все приоритетные документы полностью включены в данное описание путем ссылки. Дополнительно, все цитировавшиеся здесь документы, включающие в себя тестовые процедуры, включены полностью в данное описание путем ссылки.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины, содержащий следующие этапы:
растворение инертного газа в скважинной текучей среде для образования активированной текучей
среды;
закачка активированной текучей среды в формацию при повышенном гидростатическом давлении в
-8-
014147
стволе скважины с образованием фильтрационной корки, по меньшей мере, частично изолирующей формацию; и
уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в активированной текучей среде для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, по меньшей мере,
частично изолирующую формацию при обслуживании скважины или ее переводе в режим эксплуатации.
2. Способ по п.1, содержащий этап формирования инертного газа на месте в скважине.
3. Способ по п.1, в котором активированная текучая среда насыщается инертным газом при скважинном давлении и температуре.
4. Способ по п.1, в котором активированная текучая среда, по существу, насыщается инертным газом при скважинном давлении и температуре.
5. Способ по п.1, в котором инертный газ выбирается из группы, состоящей из азота, углекислого
газа, гексафторида серы, гелия, аргона, неона, криптона, ксенона, радона, угарного газа, воздуха, кислорода, галогенопроизводных углеводородов, водорода, с С1 по С6 углеводородов, оксидов азота и их комбинаций.
6. Способ по п.1, в котором при растворении инертного газа в скважинной текучей среде осуществляется контакт инертного газа и скважинной текучей среды в скважине.
7. Способ по п.1, в котором инертный газ растворяется или частично растворяется перед закачкой
скважинной текучей среды в скважину.
8. Способ по п.1, в котором скважинная текучая среда является, по существу, свободной от нерастворенного газа при скважинном давлении и скважинной температуре.
9. Способ по п.1, в котором образованная паровая фаза содержит от 0,001 до 1,0 л пара на 1 л скважинной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
10. Способ по п.1, в котором образованная паровая фаза содержит по меньшей мере от 0,005 л пара
на 1 л скважинной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
11. Способ по п.1, в котором при уменьшении скважинного давления уменьшают плотность скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины.
12. Способ по п.1, в котором при уменьшении скважинного давления уменьшают давление скважинного закачивающего насоса.
13. Способ по п.1, в котором скважинная текучая среда выбирается из группы, состоящей из буровых текучих сред, ремонтных текучих сред, завершающих текучих сред и их комбинаций.
14. Способ по п.1, содержащий этапы обработки фильтрационной корки кислотой, энзимами, хелирующими веществами, гликолями или их комбинациями.
15. Способ по п.14, в котором фильтрационная корка содержит частицы карбоната, энзимы, инкапсулированные кислоты, обратимые эмульсии или их комбинации.
16. Способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины, содержащий следующие этапы:
циркуляция текучей среды по скважине, включающая введение скважинной текучей среды в скважину и контактирование ее с формацией и удаление части скважинной текучей среды из скважины;
растворение инертного газа в скважинной текучей среде для формирования активированной текучей среды путем контакта инертного газа и скважинной текучей среды в скважине при скважинном давлении и температуре;
создание в скважине повышенного давления для формирования фильтрационной корки, содержащей активированную текучую среду и, по меньшей мере, частично изолирующей формацию;
уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в скважинной текучей
среде посредством уменьшения плотности скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, изолирующую, по меньшей
мере, частично формацию при завершении обслуживания скважины и ее переводе в режим эксплуатации.
17. Способ по п.16, в котором инертный газ выбирается из группы, состоящей из азота, углекислого
газа, гексафторида серы, гелия, аргона, галогенопроизводных углеводородов, криптона, ксенона, радона,
угарного газа, воздуха, кислорода, фреона, водорода, с C1 по С6 углеводородов, оксидов азота и их комбинаций.
18. Способ по п.16, в котором образованная паровая фаза содержит от 0,001 до 1,0 л пара на 1 л остаточной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
19. Способ по п.16, в котором образованная паровая фаза содержит по меньшей мере от 0,005 л пара
на 1 л остаточной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ
Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
-9-