EA005107B1

EA005107B1 - Способ обработки скважины

Info

Publication number: EA005107B1
Application number: EA200300497A
Authority: EA
Inventors: Ханс Кристиан Котлар; Олав Мартин Селле; Оддвар Арнфинн Эуне; Ларс Килос; Анне Далагер Дюрли
Original assignee: Статойл Аса
Priority date: 2000-11-20
Filing date: 2001-11-19
Publication date: 2004-10-28
Also published as: EP1339946B1; DE60116800T2; US7807609B2; US20040074644A1; ATE316193T1; NO319204B1; AU2002223825A1; DE60116800D1; EP1339946A1; NO20032244L; NO20032244D0; US20090163385A1; US7473672B2; GB0028268D0; EA200300497A1; WO2002040826A1

Abstract

В данном изобретении предложен способ обработки углеводородной скважины, включающий введение внутрь указанной скважины полимерных частиц, имеющих в своем составе химический реактив для обработки скважины или его предшественник, связанные ковалентной связью с полимерной составляющей частиц, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, разрывающиеся в водной среде с высвобождением или выделением указанного химического реагента или его предшественника.

Description

Данное изобретение относится к способу обработки углеводородной скважины химическими реагентами для обработки скважины, в частности, путем размещения внутри скважины полимерных частиц, несущих химические реагенты для обработки скважины или их предшественники или источники, изобретение также относится к таким частицам и композициям и структурам, содержащим их.

В процессе эксплуатации углеводородной скважины (то есть газовой или нефтяной скважины) внутри скважины возникают различные проблемы, например коррозия металлических фитингов, образование отложений, замедляющих течение углеводородов (например, твердые осадки, клатраты газов, сульфиды металлов, парафины, гелеобразные полимеры, скопления микробов и т.д.), выделение токсичного сероводорода из-за восстанавливающих сульфаты бактерий, увеличенный поток воды в стволе эксплуатационной скважины и т.д.

Так, например, если через нагнетательную буровую скважину в нефтеносный слой вводится морская вода для того, чтобы вытеснить нефть из геологической формации (например, горной породы) в ствол эксплуатационной скважины, то различие растворенных веществ в нагнетаемой воде и воде, уже присутствующей в породе, может вызвать осаждение солей металлов в виде твердых осадков, приводя, таким образом, к постепенному закупориванию ствола эксплуатационной скважины.

Обычно это осуществляют путем «закачки под давлением» химических реагентов, замедляющих образование твердых осадков, то есть реагентов, которые разрушают твердые осадки и увеличивают поток нефти или газа. Это обычно предполагает прекращение потока углеводородов, подачу под давлением водного раствора ингибитора образования твердых осадков через эксплуатационный ствол, чтобы вдавить раствор ингибитора в геологическую формацию, и снова возобновление производства. Такая обработка обычно позволяет получать поток углеводородов в течение последующих 6 или около того месяцев до того, как понадобится очередная закачка под давлением, причем каждая такая закачка под давлением представляет некоторую опасность для геологической формации, окружающей ствол эксплуатационной скважины, и, в результате, образуется увеличенный поток обломков породы (то есть зерен горной породы и т.д.) в стволе скважины.

В случае нефтяной скважины ствол эксплуатационной скважины в слое, несущем углеводороды, обычно обсаживают «гравийными полосами», содержащими песок фильтрующими элементами, которые служат для того, чтобы улавливать обломки породы; было предложено включать в такие гравийные полосы керамические частицы, покрытые (или пропитанные) химическими реагентами для обработки сква жины, такими как ингибиторы образования твердых осадков (см. ЕР-А-656459 и XVО 96/27070) или бактерии (см. νθ 99/36667). Подобным образом была предложена также обработка горной породы, окружающей ствол эксплуатационной скважины, химическими реагентами для обработки скважины перед началом разработки углеводородов, например, в ОВ-А2290096 и νθ 99/54592.

Известны также различные полимерные, олигомерные, неорганические и другие носители в виде частиц для химических реагентов для обработки скважин, например частицы ионообменной смолы (см. И8-А-4787455), частицы полимера акриламида (см. ЕР-А-193369), желатиновые капсулы (см. И8-3676363), олигомерные матрицы и капсулы (см. И8-А-4986353 и И8-А-4986354), керамические частицы (см. νθ 99/54592, νθ 96/27070 и ЕР-А-656459) и сами по себе частицы химических реагентов для обработки скважины (см. νθ 97/45625).

Однако частицы, покрытые, или пропитанные, или заключающие в себе химические реагенты для обработки скважин, имеют присущую им проблему, заключающуюся в том, что высвобождение химических реагентов для обработки скважины происходит относительно быстро, если эти частицы в скважине контактируют с водой. Соответственно и защита, которую они обеспечивают, является относительно кратковременной.

Таким образом, продолжает существовать необходимость в таких обработках скважины, которые обеспечивают продолжительную защиту.

С позиции одного из аспектов, данное изобретение обеспечивает способ обработки углеводородной скважины, причем указанный способ включает введение в указанную скважину полимерных частиц, имеющих химическое вещество для обработки скважины или его предшественник, которые связаны ковалентной связью с полимерной составляющей частиц, при этом указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.

С позиции другого аспекта, данное изобретение обеспечивает полимерные частицы, имеющие химическое вещество для обработки скважин или его предшественник, которые связаны ковалентной связью с их полимерной составляющей, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.

С позиции следующего аспекта, данное изобретение обеспечивает использование при обработке углеводородных скважин композиций из полимерных частиц, имеющих химическое вещество для обработки скважин или его предшественник, которые связаны ковалентной связью с их полимерным компонентом, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.

С позиции еще одного аспекта, в данном изобретении предложена композиция для обработки углеводородных скважин, включающая жидкий носитель, содержащий полимерные частицы, имеющие химическое вещество для обработки скважин или его предшественник, которые связаны ковалентной связью с полимерной составляющей частиц, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.

С позиции еще одного аспекта в данном изобретении предложен трубчатый фильтр для размещения внутри ствола скважины, фильтр содержит полимерные частицы, имеющие химическое вещество для обработки скважины или его предшественник, которые связаны ковалентной связью с полимерной составляющей частиц, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.

В способе по данному изобретению полимерные частицы можно разместить в стволе скважины перед и/или после начала добычи углеводородов (то есть извлечения нефти или газа из скважины). Предпочтительно эти частицы размещают в стволе скважины до начала добычи углеводородов, особенно на заключительной стадии сооружения скважины.

Частицы можно поместить в ствол скважины (например, в слои, несущие углеводороды, или в ответвления ствола скважины) или в окружающую геологическую формацию (например, в трещины или в саму горную породу). В первом случае частицы обычно находятся внутри трубчатого фильтра, например гравийной полосы или фильтрующей структуры, как это описано в ЕР-А-656459 или \УО 96/27070; в последнем случае частицы предпочтительно размещают путем нагнетания под давлением жидкой композиции, содержащей частицы, в ствол скважины. Предпочтительно, перед тем как начинается добыча, частицы размещают как внутри ствола в фильтре, так и в окружающей геологической формации.

Если частицы размещены в окружающей геологической формации, используемое давление должно быть достаточным для того, чтобы заставить частицы проникнуть по меньшей мере на 1 м, более предпочтительно по меньшей мере на 1,5 м, еще более предпочтительно по меньшей мере на 2 м, в породу. Если потребуется, частицы можно применять в сочетании с частицами расклинивающего наполнителя (например, как это описано в XVО 99/54592), чтобы получить проникновение в породу примерно до 100 м.

Композиции, содержащие частицы расклинивающего наполнителя и полимерные частицы согласно данному изобретению, образуют еще один аспект данного изобретения.

Полимерные частицы по данному изобретению, которые могут быть пористыми или непористыми, но предпочтительно являются пористыми, могут иметь широкий диапазон возможных структур, некоторые из которых приведены схематично на сопровождающих фигурах. Так, например, фиг. 1 иллюстрирует случай, когда химический реагент или предшественник связан посредством неустойчивой связи с полимерной матрицей; фиг. 2 иллюстрирует случай, когда химический реагент или его предшественник сам является компонентом полимерной или олигомерной части частицы, которая способна разлагаться с выделением химического реагента или его предшественника; фиг. 3 иллюстрирует случай, когда химический реагент или его предшественник является способной к высвобождению частью матрицы полимера в целом; и фиг. 4 и 5 иллюстрируют случаи, когда неустойчивые связи присутствуют в основной цепи полимера или сшивают полимерную матрицу, с которой химическое вещество или его предшественник связано ковалентной связью, в результате чего разрыв неустойчивой связи разрушает частицу с выделением химического реагента или его предшественника. На этих схематических иллюстрациях пунктирные линии представляют собой неустойчивые связи, сплошные линии - основную цепь полимера или олигомера, а Х обозначает химический реагент или его предшественник.

Неустойчивые связи в частицах полимера по данному изобретению могут быть любыми связями, способными разрываться в присутствии находящейся в геологической формации или нагнетаемой воды при температурных условиях, существующих в стволе скважины, например от 70 до 150°С. Пригодные для этого связи включают амидные, сложноэфирные, дисульфидные, сложнодиэфирные, пероксидные и т.д. связи. Эти связи могут быть образованы путем сопряжения химического реагента или его предшественника с обладающей функциональными группами полимерной матрицей (например, с матрицей, имеющей ненасыщенные связи углерод-углерод или боковые гидрокси-, тиол-, амино- или кислотные группы) или же путем процесса олигомеризации или полимеризации; они могут быть включены внутрь мономера или сомономера, применяемых в процессе олигомеризации или полимеризации; они могут быть включены в сшивающий агент или образованы при реакции образования поперечных связей, или же они могут быть включены в реагент, который служит для того, чтобы ввести химический реагент или предшественник, то есть в соединение А-В-С, где А - частица, которая связывается с матрицей полимера, В - неустойчи вая связь, а С - частица химического реагента или его предшественника.

Если потребуется, частицы можно пропитать агентами, которые в условиях, существующих в стволе скважины, будут инициировать разрыв неустойчивых связей, например ферментами, кислотами, основаниями, комплексами металлов и т.д.

Скорость высвобождения химического реагента или его предшественника можно, соответственно, подбирать или регулировать путем подбора свойств частиц (например, выбора мономера, степени образования поперечных связей, молекулярной массы полимера, размера частиц, пористости, природы неустойчивой связи, природы других материалов, которыми пропитаны частицы и т.д.), чтобы привести в соответствие со свойствами среды в стволе скважины, например температурой, минерализацией, рН и т.д.

Частицы по данному изобретению предпочтительно имеют типоразмер частиц (например, измеренный с помощью анализатора размера частиц СоиЙег), составляющий от 1 мкм до 5 мм, более предпочтительно от 10 до 1000 мкм, особенно предпочтительно от 250 до 800 мкм. Для размещения внутри породы тип размера частиц предпочтительно составляет от 1 до 50 мкм, особенно предпочтительно от 2 до 20 мкм. Для любой конкретной геологической формации проницаемость породы (которая соотносится с размерами отверстия поры в породе) легко можно определить с использованием образцов горной породы, извлеченных при бурении, и таким образом можно определить оптимальный размер частиц. Если частицы имеют низкую дисперсность (то есть разброс по размерам), можно достичь в высокой степени однородного расположения и глубокого проникновения в породу. Из этих соображений частицы предпочтительно должны иметь коэффициент вариации (КВ) менее 10%, более предпочтительно менее 5%, еще более предпочтительно менее 2%.

КВ определяется в процентах в виде

100 х стандартное отклонение КВ= ______________________ среднее значение где среднее значение - это средний диаметр частиц, а стандартное отклонение - стандартное отклонение по размеру частиц. КВ предпочтительно рассчитывают на основном распределении, то есть путем подбора одномодовой кривой распределения, соответствующей экспериментально определенному распределению частиц по размерам. Таким образом, некоторые частицы с размером ниже или выше типоразмера можно не учитывать при расчете, который может, например, основываться примерно на 90% общего количества частиц (то есть от количества частиц, которые можно зафиксировать). Такое определение КВ можно провести на анализаторе размера частиц СоиЙег Ь8 130.

Для размещения в фильтрах частицы должны предпочтительно иметь типоразмер от 50 до 5000 мкм, более предпочтительно от 50 до 1000 мкм, еще более предпочтительно от 100 до 500 мкм. В таких фильтрах частицы предпочтительно составляют от 1 до 99 мас.%, более предпочтительно от 2 до 30 мас.%, еще более предпочтительно от 5 до 20 мас.% от состоящей из частиц фильтрующей матрицы, причем остаток матрицы включает нефте- и водонерастворимые неорганические материалы в виде частиц, предпочтительно неорганические оксиды, такие как оксид кремния, оксид алюминия или алюмосиликаты. Особенно предпочтительно неорганический оксид имеет типоразмер частиц, который близок к размеру полимерных частиц, например в пределах 20%, более предпочтительно в пределах 10%. Как и в случае размещения внутри породы, частицы полимера предпочтительно имеют низкую дисперсность, например КВ менее 10%, более предпочтительно менее 5%, еще более предпочтительно менее 2%. Низкая дисперсность служит для того, чтобы избежать забивания фильтров.

Предпочтительно полимерная матрица частиц имеет температуру размягчения выше температур, существующих в стволе скважины, например температуру выше 70°С, более предпочтительно выше 100°С и еще более предпочтительно выше 150°С.

Химические реагенты для обработки скважин или их предшественники, которые содержат частицы, могут быть любыми агентами, способными решить проблемы, существующие в стволе скважины, такие как коррозия, уменьшение потока углеводородов или выделение Н₂8. Примеры таких агентов включают ингибиторы образования твердых отложений, пенообразующие добавки, ингибиторы коррозии, биоциды, поверхностно-активные вещества, поглотители кислорода и т.д.

Частицы могут содержать сам химический реагент для обработки скважин или химическое соединение-предшественник, который будет ΐη §1Щ реагировать, например распадаться, с образованием химического реагента для обработки скважины, или же альтернативно это может быть биологический агент, например фермент, который образует химический реагент для обработки скважины.

Примеры типичных химических реагентов для обработки скважины, их предшественников и производителей упоминаются в перечисленных здесь патентных публикациях, и содержание всех этих патентов включено в данную заявку посредством ссылок.

Так, например, типичные ингибиторы образования твердых отложений включают неорганические и органические фосфонаты (например, аминотрисметиленфосфонат натрия), полиаминокарбоновые кислоты, полиакриламины, поликарбоновые кислоты, полисульфоновые ки7 слоты, сложные эфиры фосфорной кислоты, неорганические фосфаты, полиакриловые кислоты, инулины (например, карбоксиметилинулин), фитиновую кислоту и ее производные (особенно карбоновые производные), полиаспартаты и т.д.

Примеры предпочтительных химических веществ для обработки скважин включают ингибиторы гидратообразования, ингибиторы образования твердых отложений, ингибиторы образования асфальтенов, ингибиторы образования парафинов и ингибиторы коррозии. Такие ингибиторы хорошо известны специалистам, работающим в области обработки скважин.

Если частицы размещают в геологической формации, они предпочтительно применяются в виде дисперсии в жидком носителе. В случае применения до начала добычи и после ее завершения этот жидкий носитель предпочтительно включает неводную органическую жидкость, например углеводород или смесь углеводородов, обычно углеводороды С₃-С_£5, или нефть, например сырую нефть. Для обработки с целью рафинирования, то есть после того, как работа продолжалась в течение некоторого времени, этот жидкий носитель может быть водным или неводным.

Теперь данное изобретение будет описано дополнительно со ссылкой на последующий, не являющийся ограничением, пример.

Пример.

Смешивают 1,8 г ангидрида метакриловой кислоты, 4,2 г диэтилвинилфосфоната и 4 г толуола и к этой смеси добавляют 0,3 г перекиси дибензоила. Эту масляную фазу диспергируют в растворе 0,03 г 87-89% поливинилового спирта квалификации «гидролизный» в 70 г воды в реакторе. Полученную суспензию перемешивают при 150 об./мин и при 80°С в течение 6 ч, после чего полученные взвешенные полимеризованные частицы удаляют фильтрованием, промывают толуолом и сушат.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки скважин для добычи углеводородов, включающий введение в упомянутую скважину полимерных частиц, имеющих химический реагент для обработки скважин или его предшественник, ковалентно связанный с полимерной составляющей частиц, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.
2. Способ по п.1, где указанные полимерные частицы вводят до того, как начинается добыча углеводородов из упомянутой скважины.
3. Способ по п.1 или 2, где указанные полимерные частицы помещают в фильтре в указанную буровую скважину и в породу, окружающую упомянутую скважину.
4. Способ по любому из пп.1-3, где указанные полимерные частицы представляют собой частицы по любому из пп.6-9.
5. Полимерные частицы, имеющие ковалентно связанный с их полимерным компонентом химический реагент для обработки скважины или его предшественник, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.
6. Частицы по п.5, импрегнированные агентом, способным ускорять разрыв указанных неустойчивых ковалентных связей.
7. Частицы по п.6, где указанный агент выбирают из кислот, ферментов, оснований и комплексов металлов.
8. Частицы по любому из пп.5-7, где указанные неустойчивые ковалентные связи выбирают из амидных, эфирных, дисульфидных, диэфирных и пероксидных связей.
9. Частицы по любому из пп.5-8, содержащие химический реагент для обработки скважин, или его предшественник, или его источник, выбранные из ингибиторов образования отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов образования восков, гидратов, асфальтенов; из пенообразующих веществ, биоцидов, поверхностно-активных веществ, поглотителей кислорода и бактерий.
10. Состав для обработки углеводородных скважин, включающий жидкость-носитель, содержащую полимерные частицы, имеющие ковалентно связанный с их полимерной составляющей химический реагент для обработки скважин или его предшественник, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.
11. Состав по п.10, содержащий полимерные частицы по любому из пп.6-9.
12. Трубчатый фильтр для размещения его внутри скважины, содержащий полимерные частицы, имеющие ковалентно связанный с их полимерной составляющей химический реагент для обработки скважин или его предшественник, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.
13. Фильтр по п.12, содержащий полимерные частицы по любому из пп.6-9.
14. Применение в производстве составов для обработки углеводородных скважин полимерных частиц, имеющих ковалентно связанный с их полимерной составляющей химический реагент для обработки скважин или его предшественник, причем указанные частицы содержат ковалентные связи, которые разрываются в водной среде, высвобождая или выделяя указанное химическое вещество или его предшественник.
15. Применение по п.14 полимерных частиц по любому из пп.6-9.