EA007712B1 - Способ гравийной набивки - Google Patents
Способ гравийной набивки Download PDFInfo
- Publication number
- EA007712B1 EA007712B1 EA200600369A EA200600369A EA007712B1 EA 007712 B1 EA007712 B1 EA 007712B1 EA 200600369 A EA200600369 A EA 200600369A EA 200600369 A EA200600369 A EA 200600369A EA 007712 B1 EA007712 B1 EA 007712B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- gravel
- hydrocarbon
- well
- based drilling
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000012856 packing Methods 0.000 title abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 252
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 89
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 82
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 82
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 76
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 60
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 35
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 20
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 16
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 12
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 11
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 11
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 10
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 8
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 7
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 7
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 7
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 7
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 6
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000006575 electron-withdrawing group Chemical group 0.000 claims description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 3
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000000623 heterocyclic group Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 claims description 3
- -1 amine quaternary ammonium salt Chemical class 0.000 claims description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims 1
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 claims 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 20
- CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)-methylazanium;chloride Chemical compound Cl.OCCN(C)CCO CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 9
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 8
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 4
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 4
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 4
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical group 0.000 description 2
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 2
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 2
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N Brassidinsaeure Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N Erucic acid Natural products CCCCCCC=CCCCCCCCCCCCC(O)=O URXZXNYJPAJJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical compound [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N erucic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(O)=O DPUOLQHDNGRHBS-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000004034 viscosity adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
- Gasket Seals (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Раскрыт способ использования водных жидкостей-носителей на основе ВУПАВ для заполнения скважинного фильтра гравием с использованием экранов и отводных труб, опущенных в скважину, законченную с использованием бурового раствора на углеводородной основе. В этом способе исключены обе ранее необходимые, но нежелательные стадии первого спуска в перфорированную хвостовую часть обсадной колонны, а затем вытеснения бурового раствора на углеводородной основе флюидом на водной основе в области укладки гравия при сохранении преимуществ заполнения скважинного фильтра гравием флюидом на водной основе.
Description
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к заканчиванию скважины с необсаженным стволом, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе (БРУО). В частности, оно относится к гравийной набивке таких скважин с использованием жидкостей-носителей на водной основе без первичного вытеснения буровой жидкости на углеводородной основе водным флюидом. Более конкретно, оно относится к гравийной набивке методом альтернативного пути при использовании вязкоупругого флюида в качестве жидкости-носителя.
Многие скважины, особенно на нефтяных месторождениях в глубоководных/подводных условиях, бурят с использованием синтетических/углеводородных буровых растворов. Вследствие чрезвычайно высокой стоимости инверсии и высокой производительности эти скважины требуют надежной технологии заканчивания, которая предотвращает проникновение песка в скважину и обеспечивает максимальную производительность скважины в течение всего периода ее эксплуатации. Одной из таких технологий является набивка скважины с необсаженным стволом гравием.
Существует две основные технологии, используемые для заполнения гравием скважин с необсаженным стволом: технология альтернативного пути и технология заполнения водой. В последнем случае используют флюиды низкой вязкости, такие как соленые растворы для заканчивания для подачи гравия с поверхности и укладки его в кольцевые зазоры между защитным экраном, предотвращающим поступление песка, и стволом скважины. Технология альтернативного пути предусматривает использование вязких жидкостей-носителей, поэтому механизмы заполнения в этих двух технологиях значительно отличаются. Технология альтернативного пути позволяет обходить любые мостики, которые могут образоваться в кольцевом зазоре вследствие, например, больших затеканий в пласт из-за эрозии фильтрационной корки, превышения давления разрыва пласта, обрушения/набухания сланцев или локального разрыва формации на защитных экранах.
В рыхлых пластах осуществляют меры по предотвращению поступления песка в скважину для предупреждения обрушения ствола скважины. Общепринятая практика предотвращения поступления песка включает установку гравийного фильтра для удержания пластового песка на месте. Гравийный фильтр обычно располагают вокруг перфорированной хвостовой части обсадной колонны или экрана. Гравийные фильтры фильтруют песок и одновременно позволяют протекать пластовым флюидам через гравий, экран и эксплуатационную трубу. Для облегчения прохождения длинных или наклонных интервалов, заполнение гравием скважинного фильтра может быть осуществлено по технологии альтернативного пути или шунтирующими инструментами. Такие инструменты включают перфорированные ответвления, приспособленные принимать гравийную суспензию при ее входе в кольцевое пространство вокруг экрана. Эти ответвления обеспечивают альтернативный путь, который позволяет доставлять гравийную суспензию, даже если в гравии образуется мостик до завершения работы.
Большинство из разведанных недавно глубоководных месторождений содержит большую долю сланцев, которые чувствительны к воздействию воды, и поэтому при бурении используют (или будут использовать) буровые растворы на углеводородной основе. Хотя эти скважины также могут быть закончены скважинной набивкой с использованием флюида на углеводородной основе, но все, за исключением некоторых из них, до настоящего времени заполнялись гравием с использованием водных флюидов. Большая доля их закончена с использованием вязких флюидов по технологии альтернативного пути. Растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУПАВ) представляли собой наиболее широко использованные жидкости-носители при гравийной набивке скважин с необсаженным стволом по технологии альтернативного пути вследствие легкости их получения и низких показателей повреждения пласта и гравийного фильтра, низкого требуемого для них перепада давлений, их способности вводить очищающие реагенты фильтрационной корки в жидкость-носитель и их низкого фрикционного давления.
Однако вследствие того, что растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ теряют свою вязкость и эластичность под воздействием большинства углеводородов, включая большинство буровых растворов на углеводородной основе, существует большая неопределенность в их успешном использовании в качестве жидкостей-носителей в тех случаях, когда экраны альтернативного пути спускают в ствол скважины, заполненный флюидами на углеводородной основе. Это связано с тем, что любые вытеснения флюида, осуществляемые до гравийной набивки, не обеспечивают эффективного вытеснения бурового раствора на углеводородной основе водным флюидом. Любой не вытесненный буровой раствор на углеводородной основе может заполнить, по меньшей мере, часть обводных труб при спуске экранов в ствол скважины. Потенциальным последствием такого неэффективного вытеснения является выпадение песка внутри обводных труб как раз в тот момент, когда обводные трубы необходимы для обхода любых кольцевых мостиков. Это происходит из-за того, что если какое-то количество бурового раствора на углеводородной основе не вытеснено, то гель ВУПАВ будет контактировать с этим буровым раствором на углеводородной основе. Так как известно, что большинство гелей ВУПАВ разрушается при контакте с углеводородами, поэтому операторы не будут использовать гели ВУПАВ в качестве жидкостей-носителей гравия в тех случая, когда они должны контактировать с буровыми растворами на углеводородной основе.
- 1 007712
Существует две альтернативы избежать этой проблемы. Первая состоит в вытеснении всего ствола скважины водными флюидами перед спуском экранов альтернативного пути в ствол. Этот подход успешно использован в Западной Африке более, чем в дюжине скважин. Большим недостатком такого подхода является то, что он часто требует предварительного бурения и установки нижней части обсадной колонны для стабилизации ствола скважины, поскольку вытеснения водными флюидами могут вызвать набухание сланцев и/или обрушение и препятствовать установке экранов на заданном участке, с чем столкнулись на нескольких скважинах в том же районе. Необходимость предварительного бурения и установки нижней обсадной трубы вносит дополнительный рейс, который дорогостоящ (время монтажа). Второй подход заключается в использовании полимерных растворов в качестве жидкостей-носителей гравийной набивки после установки экранов альтернативного пути в стволе с буровыми растворами на углеводородной основе в скважине. Поскольку полимерные жидкости сохраняют свою вязкость при загрязнении буровыми растворами на углеводородной основе, этот подход исключает риск потенциального выпадения песка в обводных трубах по сравнению с использованием обычных вязкоупругих растворов поверхностно-активных веществ. Однако в том случае, когда происходят потери при гравийной набивке, полимерные растворы, заполняющие пласт, повреждаются, и падает производительность скважины. Следует обратить внимание, что такие потери будут иметь место только в том случае, когда происходит вымывание фильтрационной корки или ее эрозия, или когда превышается давление разрыва пласта, что в обоих случаях приводит к активации обводных труб; т.е. обводные трубы не будут необходимы, если фильтрационная корка останется целой и давление в необсаженной секции скважины будет ниже давления разрыва пласта.
Таким образом, было бы весьма желательно иметь способ гравийной набивки с использованием вязкоупругой жидкости-носителя на основе поверхностно-активного вещества, не чувствительной к буровому раствору на основе углеводородов, используемому при бурении подземной формации, при любом соотношении углеводорода к буровому раствору, что означает, что они могут сохранять достаточную вязкость для осуществления гравийной набивки, по меньшей мере, в течение отрезка времени для укладки гравия, и не разрушаться при контакте с углеводородами формации, по меньшей мере, в течение времени запуска скважины после гравийной набивки. Было бы также желательно иметь способ заканчивания скважины с необсаженным стволом с гравийной набивкой, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе, «менее нечувствительной» водной ВУПАВ жидкостью-носителем для гравийной набивки, которая является более доступной или менее дорогой. Менее нечувствительными водными ВУПАВ жидкостями-носителями для гравийной набивки являются те, которые стабильные в течение времени, достаточного для укладки гравия в присутствии БРУО при многих, но не всех, отношениях БРУО/ВУПАВ в условиях обработки. Термин “менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для гравийной набивки” также использован для тех ВУПАВ флюидов, которые менее стабильны при более высоких температурах или более высоких концентрациях соли, чем нечувствительные ВУПАВ флюиды.
Краткое изложение существа изобретения
Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу использования выбранных водных флюидов на основе ВУПАВ в качестве жидкости-носителя для укладки гравия в скважины с необсаженным стволом, которые были пробурены с использованием буровых растворов на углеводородной основе и в которые были спущены экраны альтернативного пути с обводными трубами без предварительного вытеснения БРУО. Определяющий аспект изобретения заключается в том, что ВУПАВ флюид и БРУО выбраны так, что ВУПАВ является более стабильным к действию бурового раствора, чем к извлекаемым углеводородам; ВУПАВ стабилен в буровом растворе достаточно длительно, чтобы успеть уложить гравий в условиях работы, но ВУПАВ разрушается под действием извлекаемых углеводородов в течение времени, достаточно короткого в условиях работы, чтобы обеспечить подходящую очистку во время подъема текучей среды. Для тех водных на основе ВУПАВ для гравийной набивки, которые не чувствительны к буровым растворам на основе углеводородов в условиях гравийной набивки, этот вариант осуществления изобретения не требует вытеснения буровых растворов на основе углеводородов, используемых для бурения скважины, перед гравийной набивкой. В этом варианте осуществления интервал скважины с необсаженным стволом, проходящий подземный пласт, заполняют гравием на стадиях бурения скважины в подземной формации бурильной колонной с использованием бурового раствора на основе углеводородов; поднимают бурильную колонну из скважины; спускают колонну, предназначенную для контроля песка и имеющую один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути в ствол скважины, содержащий буровой раствор на основе углеводородов; устанавливают пакер на или вблизи места прохождения скважины в подземную формацию; заполняют гравием скважинный фильтр с использованием водной вязкоупругой жидкости-носителя, содержащей поверхностно-активное вещество, которая присутствует в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для укладки гравия, и которая нечувствительна к буровому раствору на основе углеводородов в течение времени, достаточного для укладки гравия, и разрушается в присутствии добываемого флюида; и извлекают флюид из скважины. Этот вариант осуществления также может быть использован с менее нечувствительными водными вязкоупругими жидкостями-носителями, содержащими ПАВ, для
- 2 007712 заполнения скважинного фильтра гравием при достаточно низких температурах, когда ВУПАВ жидкость стабильна в буровом растворе в течение времени, достаточно длительного, чтобы осуществить укладку гравия в условиях работы. Интервал, подлежащий бурению, обычно представляет собой, но не ограничивается этим, сильно наклонный или горизонтальный участок, а буровой раствор на основе углеводородов обычно представляет собой, но не ограничивается, буровой раствор на основе инвертной углеводородной эмульсии.
В зависимости от условий нечувствительная водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием содержит эффективное количество поверхностно-активного вещества, которое представляет собой четвертичную аммониевую соль амина, соответствующую формуле:
К2
I + Ν-Щ X I в которой Κι представляет собой, по меньшей мере, Сщ алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной;
каждая из групп В2, В3 и Кд независимо представляет собой алифатическую группу от С] до С6, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, придающей группе К2 или К3 больше гидрофобности; ни одна из групп Κι, К2, К3 и Кд не является атомом водорода, а группы К2, К3 и Кд могут образовать гетероциклическую 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и X означает неорганический анион. Предпочтительно четвертичная аммониевая соль амина представляет собой эруцил бис(2гидроксиэтил)метиламмонийхлорид. Нечувствительная водная вязкоупругая жидкость-носитель, содержащая ПАВ, для заполнения скважинного фильтра гравием также может содержать эффективное количество поверхностно-активного вещества, которое имеет следующую амидную структуру:
О В2
II I
Щ—С—N—К3—Υ в которой Κι означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой, содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ означает электроноакцепторную группу. Предпочтительно электроноакцепторной группой является группа четвертичного амина или оксида амина. Более предпочтительно поверхностноактивным веществом является бетаин, имеющий структуру:
н Н3С\ /СНз
в которой В означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой, содержит от 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; и равно примерно от 2 до примерно 4; р равно от 1 до примерно 5, и смеси этих соединений. Даже еще более предпочтительно, поверхностно-активным веществом является бетаин, в котором В означает С17Н33 или С^ББц, и и равно 3, а р равно 1; их называют ВЕТ-О-ЗО и ВЕТ-Е-40, соответственно. Наиболее предпочтительным поверхностно-активным веществом является ВЕТ-Е-40. В зависимости от условий, описанные выше поверхностно-активные вещества на основе четвертичного амина могут быть использованы иногда, а описанные выше бетаиновые поверхностно-активные вещества могут быть использованы всегда в данном варианте осуществления изобретения.
В другом варианте осуществления, если водные ВУПАВ жидкости-носители, для заполнения скважинного фильтра гравием являются менее нечувствительными к буровым растворам на углеводородной основе в условиях и в течение времени, требуемого для укладки гравия, и если условия являются слишком жесткими, чтобы был применим способ без вытеснения любого бурового раствора на углеводородной основе, тогда способ требует простого вытеснения, которое необязательно должно быть общим. В данном варианте осуществления ВУПАВ флюид и БРУО подбирают так, чтобы ВУПАВ оставалось стабильным под воздействием бурового раствора достаточно длительно, чтобы осуществить заполнение гравием в условиях работы для большинства соотношений буровой раствор/ВУПАВ флюид, но необязательно для всех соотношений, и ВУПАВ флюид разрушается под действием добываемых углеводородов в течение времени, достаточного короткого в условиях работы, чтобы обеспечить соответствующую очистку при обратном потоке. В данном варианте осуществления БРУО внутри колонны, предназначенной для контроля песка, по меньшей мере, частично вытесняется водным раствором гидроксиэтилцел-3 007712 люлозы или другим флюидом, примерами которых являются водный раствор ксантана и водный раствор очищенного ксантана, который, как известно, не повреждает оборудования скважины и не чувствителен к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не меняет вязкость, что, в противном случае, происходит при загрязнении ВУПАВ флюидов БРОВ. Эту стадию осуществляют после установки пакера и перед стадией заполнения скважинного фильтра гравием. Необязательно, вместо или вдобавок к этой стадии может быть использован в качестве верхней подушки на стадии заполнения скважинного фильтра гравием водный раствор гидроксиэтилцеллюлозы или другой флюид, такой как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не подвержен снижению вязкости, которое, в противном, случае происходит при загрязнении ВУПАВ флюидов БРУО. Этот способ основан на действии менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, а также нечувствительной водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием. Описанные выше поверхностноактивные вещества на основе четвертичного амина и описанные выше поверхностно-активные вещества на основе бетаина всегда могут быть использованы в данном варианте осуществления и его модификациях. Интервал, подлежащий бурению, обычно представляет собой, но не ограничивается им, сильно наклонный или горизонтальный участок, и буровой раствор на углеводородной основе обычно представляет собой, но не ограничивается им, буровой раствор на основе инвертной углеводородной эмульсии.
В других вариантах осуществления заполнение скважинного фильтра гравием может быть осуществлено при давлении выше давления разрыва, такая обработка также известна как гидроразрывное заполнение. Перфорированные нижние обсадные трубы не нужны ни в одном из вариантов осуществления изобретения. В других вариантах осуществления, хотя нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием стабильны под воздействием буровых растворов на углеводородной основе в течение промежутка времени, достаточного для заполнения гравием, они разрушаются в присутствии буровых растворов на углеводородной основе под влиянием времени и температуры после завершения заполнения фильтра гравием, и таким образом способствуют эффективной очистке.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет структуру поверхностно-активных веществ, используемых в способах настоящего изобретения;
фиг. 2 - зависимость изменения вязкости вязкоупругого флюида, полученного с использованием подходящего поверхностно-активного вещества, в различных количествах бурового раствора на углеводородной основе;
фиг. 3 представляет зависимость изменения вязкости вязкоупругого флюида, полученного с использованием другого подходящего поверхностно-активного вещества, в различных количествах бурового раствора на углеводородной основе.
Подробное описание изобретения
При добыче нефти из подземных формаций горизонтальные или значительно наклонные скважины увеличивают добычу нефти (в данном документе под термином «горизонтальные скважины» также подразумеваются скважины со значительным наклоном). Кроме того, в некоторых случаях пласты настолько толстые, что вертикальные или наклонные скважины, которые необязательно значительно наклонные, могут проникать в них на большие расстояния. Многие такие скважины (в толстых пластах или пройденных горизонтально) являются не обсаженными, потому что стоимость их заканчивания значительно ниже, чем стоимость заканчивания скважин с обсаженным стволом, а производительность не обсаженных стволов обычно значительно выше, чем производительность обсаженных стволов. Однако в разрыхленных пластах необходимо осуществлять меры контроля за поступлением песка в скважину для предупреждения обрушения ствола скважины, выноса песка из скважины при ее эксплуатации, выхода из строя оборудования и для оптимизации продуктивности скважины.
В рыхлых пластах осуществляется контроль за поступлением песка в скважину в целях предупреждения обрушения ствола скважины. Очень распространенная практика в нефтегазовой промышленности для контроля миграции песка в скважины, проходящие через рыхлые пласты, включает установку гравийного фильтра для удержания на месте пластового песка. Гравийный фильтр обычно устанавливают вокруг перфорированного хвостовика колонны или защитного экрана. Гравийные фильтры отфильтровывают песок, сохраняя при этом возможность протекания пластовых флюидов через гравий, экран и эксплуатационную колонну на поверхность.
В остальной части настоящего обсуждения будет дана ссылка на горизонтальные скважины, но следует иметь в виду, что обсуждение справедливо также для вертикальных или наклонных скважин. Один из способов горизонтального заполнения скважинного фильтра гравием представляет собой водное заполнение, двухстадийный процесс, предусматривающий использование низкой концентрации гравия в насыщенном растворе соли. На первой стадии, называемой α-стадией, гравий, перемещающийся к дальнему концу, или «носку» горизонтального участка, более низкого участка скважины, укладывают до тех пор, пока либо не будет достигнут носок, либо не произойдет преждевременный отход защитного экрана.
- 4 007712
Преждевременное выпадение песка обусловлено образованием мостика вследствие повышенных скоростей подъема и, таким образом, пониженных скоростей возврата. Затем верхний участок скважины заполняется гравием на второй или β-стадии, когда заполнение происходит в обратном направлении к началу горизонтального участка, «пятке». Водное заполнение основывается главным образом на способности поддерживать высокие скорости циркуляции. Действительно, перенос гравия зависит, в основном, от скорости потока и скорее от турбулентного потока, чем вязкости флюида. Поэтому успех укладки гравия при водном заполнении скважинного фильтра основывается частично на существовании фильтрационной корки с низкой проницаемостью, что сводит к минимуму потери флюидов для укладки гравия в скважинный фильтр. При такой операции всеми силами необходимо избежать разрыва пласта. В противном случае происходит катастрофическая потеря флюида для укладки гравия в скважинный фильтр, что приводит к возникновению мостика и неполному заполнению ниже мостика. Учитывая, что в горизонтальных скважинах заполнению гравием подлежат участки длиной 3000 м, возникновение мостика вблизи «пятки» этого интервала (части интервала, ближайшего к поверхности ствола скважины) может привести к резкому снижению производительности скважины.
Для решения проблем, возникающих при водном заполнении длинных или наклонных участков, второй общепринятый способ заканчивания скважин с необсаженным стволом заполнением гравия скважинного фильтра предусматривает использование вязкой жидкости-носителя для гравия. Конкретные технологии и условия закачивания суспензионной композиции для заполнения гравием в необсаженные стволы скважин известны специалистам в данной области. Используют оборудование для «альтернативного пути». Технология альтернативного пути включает специальную экранную систему заполнения гравием, которая содержит перфорированные обводные трубы или альтернативные пути течения, присоединенные к боковым сторонам экранов. Перфорированные ответвления приспособлены для приема гравийной суспензии при ее поступлении в кольцевое пространство вокруг экрана. Эти обводные трубы обеспечивают эффективное заполнение гравием за счет течения флюида вокруг мостичной зоны, когда образуется гравийный мостик перед завершением операции. Таким образом, даже длинные горизонтальные участки могут быть заполнены гравием, даже если происходит большая потеря флюида. Полное описание типичного оборудования для процесса заполнения скважинного фильтра гравием по технологии альтернативного пути и его работу можно найти, например, в патенте США № 4945991, который полностью включен в настоящее описание в качестве ссылки. Некоторые усовершенствования технологической операции и оборудования предложены, например, в патентах США №№ 5082052; 5113935; 5341880;5419394;5435391;5476143;5515915 и 6220345.
В отличие от водного заполнения, заполнение скважинного фильтра гравием по обводной технологии происходит от пятки к носку. Действительно, заполнение по этой технологии происходит при последовательном образовании мостиков, но образование этих мостиков обуславливается, и даже используются с выгодой, конструкцией оборудования. Как только участок кольцевого пространства между экраном и пластом и обводные каналы, обслуживающие этот сектор, заполнены, происходит отвод суспензии, перемещаемой все еще вязким флюидом, в следующий участок обводных труб, вследствие высокого сопротивления течению в заполненных отводных каналах. Таким образом, успех заполнения скважинного фильтра гравием по этой технологии определяется сопротивлением потока суспензии при течении через отводные каналы и не зависит ни от свойств пласта, ни от существования фильтрационной корки. Наиболее важно, что технология требует, чтобы была использована жидкость-носитель, которая бы оставалась достаточно вязкой в процессе обработки, так чтобы она могла транспортировать гравий со значительно меньшими используемыми скоростями течения (относительно водного заполнения). Если жидкость-носитель теряет свою вязкость, то процесс не пойдет. Следует понимать, что заполнение скважинного фильтра гравием обычно включает стадии инжекции верхней и нижней демпфирующих подушек и что, когда заполнение скважинного фильтра осуществляют вязкими жидкостями-носителями, верхняя и нижняя демпфирующие подушки обычно, но не всегда, представляют собой тот же флюид, что и жидкость-носитель, но без гравия.
Хотя существует много преимуществ от использования вязкоупругих содержащих поверхностноактивное вещество (ВУПАВ) водных флюидов, в качестве жидкостей-носителей для заполнения скважинного фильтра гравием, но из-за возможности того, что ВУПАВ флюиды разрушатся при контакте с буровыми растворами на углеводородной основе (БРУО), особенно в обводных трубах альтернативного пути, обычно используют флюиды на полимерной основе. В прошлом, если желательно было использовать жидкости-носители на основе ВУПАВ, то предпринимались тщательные меры во избежание любого контакта между ВУПАВ флюидом и БРУО. Основные стадии в одном из использованных способов заполнения фильтра гравием скважин с необсаженным стволом с применением ВУПАВ флюидов и обводных труб заключались в следующем. (Следует понимать, что сюда включены не все стадии, и что специалист в данной области знает дополнительные стадии, которые необходимы или необязательны при такой обработке).
1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО.
2. Спуск обсадной колонны и цементирование ее на месте.
3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО.
- 5 007712
4. Подъем бурильной колонны.
5. Спуск хвостовика обсадной колонны для стабилизации ствола скважины от обрушения.
6. Вытеснение БРУО с низа вверх, обычно водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не претерпевающий снижения вязкости, которая бы произошла при разрушении флюида, вызванном действием БРУО, на глубину установки пакера, которая обычно находится в обсадной колонне выше продуктивного пласта.
7. Подъем бурильной колонны наверх и заполнение обсадной колонны насыщенным раствором соли до уровня поверхности или вблизи него.
8. Спуск экранов альтернативного пути в предварительно установленный хвостовик обсадной колонны. При этом не используется кожух, как это обычно делают для защиты экранов альтернативного пути, для скважин с необсаженным стволом. Кожухи не используют, так как есть предварительно установленный хвостовик обсадной колонны.
9. Установка пакера.
10. Проведение теста на циркуляцию ВУПАВ флюида, предназначенного для использования в операции заполнения скважинного фильтра гравием.
11. Осуществление посредством заполнения фильтра гравием водной ВУПАВ жидкость-носителем с верхней и нижней демпфирующими подушками перед и после ВУПАВ флюид/гравийная суспензия, при этом обе верхняя и нижняя подушки представляют собой тот же ВУПАВ флюид, что использован для заполнения скважинного фильтра гравием, но без гравия.
Основной недостаток этой операции заключается в необходимости спуска нижней трубы обсадной колонны, а затем спуске экранов и обводных труб на последующей стадии (вместо спуска экранов и обводных труб в кожухе в одну стадию). Многостадийный процесс должен быть проведен так, чтобы БРУО мог быть вытеснен водным флюидом без повреждения ствола скважины, но без обводных труб на месте. Если в прошлом проводили одностадийный процесс с БРУО в обводных трубах, то и основной трубопровод заполнялся БРУО, который затем разрушал ВУПАВ при попытке заполнения скважинного фильтра гравием.
В настоящее время разработан способ, предусматривающий использование одного из двух типов жидкостей-носителей на основе ВУПАВ, чтобы избежать ранее возникавших проблем при попытке использования технологии альтернативного пути с водными ВУПАВ жидкостями-носителями для заполнения скважинного фильтра гравием в скважинах, законченных буровыми растворами на углеводородной основе. Идентифицированы нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкостиносители для заполнения скважинного фильтра гравием и разработаны способы, в которых используются эти флюиды. Нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием определены выше.
В одном варианте осуществления (далее по тексту называемым первым основным вариантом осуществления изобретения) способ предусматривает использование водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, которая нечувствительна к БРУО. В этом случае колонна для контроля песка с обводными трубами альтернативного пути с кожухом опускается непосредственно в необсаженный ствол, содержащий БРУО. В этом способе исключена стадия спуска нижней трубы обсадной колонны, а также исключена стадия вытеснения БРУО.
Ключевой момент заключается в том, что экраны для песка спускают в ствол с флюидами на углеводородной основе. Типичная практика осуществления этого варианта заключается в следующем, хотя могут быть использованы различные варианты в пределах объема притязаний способа настоящего изобретения, и следует понимать, что сюда включены не все стадии и что специалист в данной области знает дополнительные стадии, которые необходимы или необязательны при такой обработке:
1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО.
2. Спуск обсадной колонны и цементирование ее. Эту стадию выборочно можно осуществить после вскрытия продуктивного пласта и установки обсадной колонны над продуктивным пластом.
3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО.
4. Выборочное кондиционирование БРУО пропусканием его через вибрационные сита с более мелкими отверстиями для установления максимального размера частиц в БРУО и предотвращение, таким образом, последующей закупорки сит для защиты от попадания песка в скважину частицами БРУО.
5. Выборочное вытеснение необсаженного ствола скважины (и обсаженного ствола скважины, если позволяют экономические параметры, т.е. требуются не очень большие объемы) не содержащим твердого вещества флюидом на углеводородной основе до некоторого уровня в обсадной колонне (обычно выше глубины установки пакера).
6. Подъем бурильной колонны из ствола скважины.
7. Спуск в ствол скважины колонны экранов, предотвращающих попадание песка в скважину, обводные трубы и кожух.
8. Установка пакера.
- 6 007712
9. Выборочное, но предпочтительное, вытеснение флюида на углеводородной основе из бурильной трубы и закачка в кольцевое пространство обсадной колонны/бурильной трубы с использованием нечувствительного ВУПАВ флюида согласно изобретению в обратном положении. Осуществляют эту операцию или нет, зависит от материально-технического обеспечения (наличия отдельных резервуаров для хранения флюида и смешения).
10. Переключение в позицию заполнения скважинного фильтра гравием.
11. Использование нечувствительного ВУПАВ флюида согласно изобретению, закачивание ВУПАВ верхней подушки, ВУПАВ/гравийная суспензии и ВУПАВ нижней подушки (верхняя и нижняя подушки представляют собой только ВУПАВ флюиды и не содержат гравия) вниз по бурильной трубе в необсаженный ствол скважины и обычно (но не необязательно) прием возвратного флюида через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и бурильной трубой.
Этот способ является успешным, потому что, хотя технология не гарантирует отсутствие контакта ВУПАВ флюида с БРУ О, он достаточен для снижения потенциального контакта в той степени, которая безопасна для использования с нечувствительными ВУПАВ системами. При нечувствительных ВУПАВ он приемлем, чтобы допустить возможность такого контакта.
Не ограничивающие объема притязаний примеры соответствующих поверхностно-активных веществ, пригодных для использования при получении нечувствительных вязкоупругих гелей на основе поверхностно-активного вещества, целесообразных для осуществления изобретения, раскрыты в патенте США № 6482866, патенте США № 6435277 и патентной заявке США № 2002/0023752, которые полностью включены в данное описание, и которые все переданы тому же правопреемнику, что и настоящее изобретение. Эти материалы также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества, соли, низкомолекулярные спирты и другие добавки для увеличения прочности и стабильности геля, как описано в выше цитированных ссылках. Одно ценное свойство состоит в том, что они являются не чувствительными к концентрации солей и могут быть использованы в воде в пределах от чистой воды до концентрированных рассолов. (ВЕТ-О-ЗО (см. ниже) не образует геля в концентрированных минерализованных растворах без дополнительного поверхностно-активного вещества, такого как додецилбензолсульфонат натрия). Кроме того, они также могут содержать другую добавку к пластовому флюиду, такую как регулятор содержания железа, антиоксиданты, моющие агенты, ингибиторы коррозии, регуляторы содержания глины, усилители течения и ингибиторы образования отложений. Они могут быть вспенены, например, азотом. Что касается всех флюидов, используемых на месторождении, то поверхностноактивные вещества и добавки должны всегда быть испытаны, чтобы гарантировать, что флюиды ведут себя желательным образом, и что добавки не влияют на эксплуатационные свойства или не вызывают проблем до, в процессе или после обработки. Такое тестирование хорошо известно специалистам в данной области.
Предпочтительные поверхностно-активные вещества имеют следующую амидную структуру в которой Κι означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой, и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ означает электроноакцепторную группу. Предпочтительно электроноакцепторной группой является четвертичный амин или оксид амина.
Более предпочтительно поверхностно-активным веществом является бетаин, имеющий структуру:
в которой К означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; η равно примерно от 2 до примерно 4; и р равно от 1 до примерно 5; и смеси этих веществ. Еще более предпочтительно поверхностно-активным веществом является бетаин, в котором К представляет собой С17Н33 или С21Н41 и η равно 3 и р равно 1, их называют ВЕТ-О-ЗО и ВЕТ-О-40, соответственно. Наиболее предпочтительно поверхностно-активным веществом является ВЕТ-Е-40.
Установлено, что в качестве не ограничивающих объема притязаний примеров ВЕТ-О-ЗО и ВЕТ-О40 цвиттерионные поверхностно-активные вещества являются наиболее целесообразными для использования при получении нечувствительных ВУПАВ при любой концентрации электролита; эти материалы будут образовывать гели без добавления соли или даже в крепких соляных растворах. ВЕТ-О-ЗО обозначен таким образом, потому что от поставщика (ШюсНа, 1пс., СгапЬу, Νενν 1ег8еу, и.8.А.) он получен под
- 7 007712 названием М1та1а1ие ВЕТ-О-ЗО, так как он содержит сложноэфирную группу олеиловой кислоты (включающую С17Н33 хвостовую группу) и содержит примерно 30% активного поверхностно-активного вещества; остальное по существу составляет вода, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Аналогичный материал, ВЕТ-О-40, также поставляет КйоФа, и он содержит сложноэфирную группу эруковой кислоты (включающую С21Н41 хвостовую группу) и представляет собой 40%-ный активнодействующий ингредиент, в котором остальную часть составляет также по существу вода, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. ВЕТ-О-40 показан на фиг. 1. Поверхностно-активные вещества поставляются в такой форме, со спиртом и гликолем, способствующих солюбилизации поверхностноактивного вещества в воде при таких высоких концентрациях, и поддерживающих поставленный концентрат в виде гомогенной жидкости при низких температурах. При использовании на месте разработки пласта после разбавления количества других компонентов в поставленных материалах становятся незначительными. ВЕТ поверхностно-активные вещества и другие описаны в патенте США № 6482866. Предпочтительный концентрационный интервал вязкоупругого поверхностно-активного вещества согласно настоящему изобретению составляет от примерно 5 до примерно 15 процентов по объему.
Другой вариант осуществления изобретения, который можно назвать вторым основным вариантом осуществления, также исключает стадию спуска предварительно свинченной нижней трубы обсадной колонны и стадии вытеснения БРУО в необсаженном стволе и установку обсадных труб перед спуском скважинных фильтров альтернативного пути и использование «менее нечувствительных» водных ВУПАВ жидкостей-носителей для заполнения скважинных фильтров гравием. Менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием представляют собой те, которые стабильны в присутствии БРУО при многих, но не всех, отношениях БРУО/ВУПАВ в условиях обработки. Менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием должны быть нечувствительны к низким температурам или меньшей минерализации, но должны быть менее нечувствительны при более высоких температурах или больших плотностях флюида. Этот второй основной вариант осуществления включает стадию, которая сведет к минимуму, но необязательно исключит, контакт между ВУПАВ и БРУО вытеснением БРУО из колонны, защищающей ствол скважины от проникновения песка. Основные стадии следующие, и вновь следует помнить, что сюда включены не все стадии и что любой специалист в данной области знает дополнительные стадии, которые необходимы или необязательны при такой обработке.
1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО.
2. Спуск обсадной колонны и ее цементирование. Эта стадия может быть выборочно осуществлена после бурения продуктивного пласта и установки обсадной колонны над продуктивным пластом.
3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО.
4. Подъем бурильной колонны.
5. Спуск скважинных фильтров альтернативного пути и обводных труб с кожухом.
6. Установка пакера.
7. Вытеснение БРУО водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который не оказывает вредного влияния на бурильный инструмент и не чувствителен к загрязнению флюидами на углеводородной основе (или использование водного раствора гидроксиэтилцеллюлозы и т.п. в качестве верхней подушки) в положении заполнения скважинного фильтра гравием через бурильные трубы в необсаженный ствол скважины и обычно (но не обязательно) подъем возвратного флюида через промывную трубу и кольцевые пространства между обсадной колонной и бурильной трубой.
8. Использование менее нечувствительных ВУПАВ флюида согласно изобретению, закачивание ВУПАВ верхней подушки (если на стадии 7 было выбрано использование раствора, не оказывающего вредного влияния на бурильный инструмент, в качестве верхней подушки), суспензии ВУПАВ/гравий и ВУПАВ нижней подушки (верхняя и нижняя подушки представляют собой только вязкие жидкости и не содержат гравия) вниз по бурильной трубе в необсаженный ствол и обычно (но не обязательно) подъем возвратного флюида через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и буровой трубой.
Этот второй основной вариант осуществления не включает необязательные стадии первого основного варианта осуществления кондиционирования БРУО или замену его не содержащим твердых веществ флюидом на углеводородной основе.
При желании нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в данном втором основном варианте осуществления изобретения. Следует обратить внимание, что данный второй основной вариант осуществления изобретения обеспечивает эффективное действие менее нечувствительной системы на основе поверхностноактивного вещества, аналогичное действию нечувствительной системы на основе поверхностноактивного вещества.
Кроме того, авторы настоящего изобретения установили, что менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, которые слишком чувствительны, чтобы их использовать в первом основном варианте осуществления изобретения, при повышенных
- 8 007712 температурах, могут быть использованы в первом варианте осуществления изобретения при более низких температурах. Например, хотя не рекомендовано использовать менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, в которых ВУПАВ-ом является эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, в первом основном варианте осуществления изобретения при температурах выше примерно 65°С, целесообразно использовать такой флюид при температурах ниже примерно 65°С. Поскольку снижение вязкости ВУПАВ флюидов при загрязнении флюидами на углеводородной основе также зависит от времени, такие ВУПАВ системы, как эруцил бис(2гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, также могут быть использованы на более коротких интервалах, которые могут быть обработаны за меньшие промежутки времени. Длина интервала, который может быть обработан менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкостью-носителем для заполнения скважинных фильтров гравием, зависит от температуры в забое ствола скважины.
Не ограничивающие объема притязаний примеры соответствующих поверхностно-активных веществ, пригодных для использования при получении менее нечувствительных водных ВУПАВ жидкостей-носителей для заполнения скважинного фильтра гравием, подходящих для осуществления настоящего изобретения, описаны в патенте США № 6435299, переданного тому же правопреемнику, что и настоящее изобретение, и полностью включены в настоящее описание. Целесообразные для использования менее нечувствительные поверхностно-активные вещества представляют собой анионные, катионные и неионогенные поверхностно-активные вещества, описанные в указанном патенте от столбца 20, строка 1, до столбца 24, строка 29. Этот патент раскрывает подходящие концентрации и описывает целесообразные для использования и совместимые добавки, в частности, соли, спирты и вспомогательные поверхностно-активные вещества, которые могут быть добавлены для повышения стабильности. Предпочтительные менее чувствительные поверхностно-активные вещества представляют собой цитированные катионные поверхностно-активные вещества; более предпочтительными являются четвертичные аммониевые соли некоторых аминов, как описано в патенте США № 5979557, переданного тому же правопреемнику, что и настоящее изобретение, и полностью включенные в настоящее описание. Примерами являются четвертичные аммониевые соли амина, соответствующие формуле
I + Κι - N - Кд X
I
К3 в которой Κι представляет, по меньшей мере, примерно С]6 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной;
каждый из радикалов В2, В3 и В4 независимо означает от С1 до примерно С4 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, придающей В2 или В3 группе большую гидрофобность, ни одна из групп Вь В2, В3 или В4 не является атомом водорода, а группы В2, В3 и В4 могут образовать гетероциклическое 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и X представляет собой неорганический анион. Наиболее предпочтительным менее чувствительным поверхностно-активным веществом является эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид.
Рассматриваемые ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества, соли, низкомолекулярные спирты и другие добавки для увеличения прочности и стабильности геля. Кроме того, они также могут содержать другие соответствующие добавки к пластовым флюидам, такие как добавки, способствующие обезжелезиванию, антиоксиданты, моющие вещества, ингибиторы коррозии, коагулянты глины, усилители потока и ингибиторы коркообразования. Они могут быть вспенены, например, азотом. Предпочтительный интервал концентраций в ВУПАВ для менее нечувствительных поверхностно-активных веществ в водных флюидах на основе ВУПАВ для заполнения скважинного фильтра гравием согласно настоящему изобретению составляет от примерно 5 до примерно 15 процентов по объему.
Способ настоящего изобретения может быть реализован с использованием буровых растворов на углеводородной основе.
Будет или нет водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием нечувствительной или менее нечувствительной к действию бурового раствора зависит от состава бурового раствора и добавок, состава ВУПАВ флюида и добавок, условий и продолжительности обработки. Является или нет водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием нечувствительной или менее нечувствительной к действию бурового раствора можно определить простыми лабораторными экспериментами, что известно специалистам в данной области. Предпочтительные буровые растворы представляют собой буровые растворы на основе эмульсионных углеводородных систем (также называемые «инвертными буровыми растворами»). Подходящие для использования БРУО коммерчески доступны под торговой маркой УЕВ8АРВО от фирмы М-Ι ОпПпщ НшсЕ. ΗοιίδΙοη. Νεχηδ. и.8. Α. УЕВ8АРВО описывается поставщиком как буровой раствор для бурения продуктивного пласта на основе углеводородной системы, содержащий такую эмульгирующую систему, что раствор хлорида
-9007712 кальция, который он содержит, образует капли коллоидного размера, которые эмульгированы в непрерывной углеводородной фазе. Также может быть использован УЕКБЛСЬЕЛМ (также коммерчески доступный от фирмы М-Ι ИпШпд Е1ш6б). УЕКБАСЬЕЛЫ описывается поставщиком как минеральномасляная система для районов с повышенными требованиями к защите окружающей среды, где запрещено использование дизельного топлива. УЕКБАСЬЕЛЫ имеет отношение углеводород/вода 80/20 и содержит 225000 м.ч. СаС12. Природа солевого раствора в буровом растворе на основе инвертной углеводородной эмульсии при использовании в способах настоящего изобретения не важна. Другим целесообразным для использования буровым раствором является САКВО8ЕА, коммерчески доступный от фирмы Вакег НидйеБ ΙηΙος. НоибФп, ТехаБ, И.8.А., и описанный поставщиком как низко токсичный буровой раствор на углеводородной основе.
Проведено две серии опытов, одна из которых с менее нечувствительным ВУПАВ флюидом согласно изобретению, содержащим 5 процентов по объему эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорида, доступного от Опбео-Ыа1со Епегду 8ету1ееБ, 8идат Ьапб, ТехаБ, И.8.А. (содержащий примерно 60% активнодействующего ингредиента, 5% воды и примерно 25% низших спиртов и гликолей для обеспечения низкотемпературной стабильности) и 4 процента по массе хлорида калия, и вторая серия с нечувствительным ВУПАВ флюидом согласно изобретению, содержащему 7,5 процента по объему полученного от поставщика ВЕТ-Е-40 и 9,8 фунтов на галлон (1,17 кг/л) СаС12. Примерно 5 процентов по массе хлорида натрия и примерно 1 процент по массе модификатора вязкости на основе сульфированного полиэлектролита добавили сначала к полученному от поставщика концентрату ВЕТ-Е-40. Для каждой серии опытов каждый флюид загрязняли образцом углеводородного бурового раствора (БРУО) (коммерчески доступного под торговой маркой УЕКБАРКО от фирмы М-Ι ИпШпд Е1ш6б) в различных объемных отношениях. Измеряли реологические свойства этих образцов и сравнивали со свойствами не загрязненных ВУПАВ и БРУО образцов при 170°Е (77°С). В каждом эксперименте ВУПАВ флюид и БРУО нагревали по отдельности до 170°Е (77°С); затем их объединяли в бутылках, интенсивно встряхивали вручную в течение 30 с и измеряли вязкость на вискозиметре Фэнна 35. Результаты представлены на фиг. 2 и 3 для смесей с менее нечувствительным эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлоридом ВУПАВ флюидом и для смесей с нечувствительным ВУПАВ флюидом, ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюидом, соответственно.
Как можно видеть, при этой температуре менее нечувствительный ВУПАВ флюид с эруцил бис (2гидроксиэтил)метиламмонийхлоридом претерпевает существенное снижение вязкости при нескольких отношениях смешения с БРУО, а вязкость нечувствительного ВУПАВ ВЕТ-Е-40 флюида сохранялась в большой степени для всех испытанных отношений. Это особенно важно, потому что можно предполагать, что в способе, в котором ВУПАВ флюид вытесняет БРУО, отношения ВУПАВ флюида и БРУО могут быть самые разнообразные. Таким образом, чтобы способ, аналогичный первому основному варианту осуществления изобретения, можно было успешно реализовать, БРУО не должен разрушать ВУПАВ флюид (в течение времени, необходимого для заполнения гравием под действием флюида) при большинстве соотношений. Эти данные показывают, что флюид, содержащий эруцил бис(2гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, не должен разрушаться до тех пор, пока, по меньшей мере, часть БРУО не будет предварительно вытеснена флюидом, не чувствительным к БРУО. Поэтому в условиях эксперимента следует использовать только второй основной вариант осуществления изобретения. Безусловно, в разных условиях или проведении целесообразных для повышения стабильности стадий этот флюид может представлять собой нечувствительный флюид. Такими стадиями могут быть добавление стабилизирующей добавки, такой как вспомогательное поверхностно-активное вещество, увеличение концентрации поверхностно-активного вещества, изменение концентрации электролита или другие меры, известные специалистам в данной области и легко тестируемые в лабораторных опытах. В условиях опыта ВУПАВ флюид на основе ВЕТ-Е-40 представляет собой нечувствительный флюид и будет подходить для использования в первом основном варианте осуществления изобретения, потому что не будет разрушаться под действием БРУО в течение времени, необходимого для заполнения гравием флюида при любом отношении. Естественно, он будет также целесообразен для использования во втором основном варианте осуществления настоящего изобретения.
В другом эксперименте проводили тестирование водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, содержащей 10 процентов по объему эруцил бис (2-гидроксиэтил) метиламмонийхлорида, доступного от фирмы Опбео-Ыа1со Епегду 8ету1сеБ, 8идат Ьапб, ТехаБ, И.8.А. (содержащего примерно 60% активнодействующего ингредиента, 5% воды и примерно 25% низших спиртов и гликолей для обеспечения низкотемпературной стабильности) и 4 процента по массе хлорида калия. Для каждой серии опытов этот флюид загрязняли углеводородным буровым раствором САКВО8ЕА в различных объемных отношениях, начиная от 1 до 75% при 185°Е (85°С). Измеряли реологические свойства этих образцов и сравнивали с не загрязненным ВУПАВ флюидом и образцами САКВО8ЕА при 185°Е (85°С). В каждом эксперименте ВУПАВ флюид и САКВО8ЕА нагревали по отдельности до 185°Е (85°С); затем их объединяли в бутылках, интенсивно перемешивали вручную в течение 30 с и измеряли вязкость на вискозиметре Фэнна 35. Установлено, что этот ВУПАВ флюид является менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкостью-носителем для заполнения скважинного фильтра гравием при использовании с упомянутым БРУО при указанной температуре.
- 10 007712
В табл. 1 представлены результаты испытаний на совместимость с образцом сырой нефти с использованием нечувствительного ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюида. Как можно видеть, ВЕТ-Е-4- ВУПАВ флюид полностью разрушается под действием сырой нефти, как и менее нечувствительный, содержащий эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид флюид (не показан). Это важно, потому что в способах настоящего изобретения ВУПАВ флюид должен разрушаться при контакте с сырой нефтью, так как через скважину протекает обратный поток для осуществления очистки оборудованной скважины, особенно гравийного фильтра. В экспериментах, которые не представлены, было установлено, что водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, полученные с менее нечувствительными ВУПАВ-ми, такими как эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, также полностью разрушаются под воздействием той же сырой нефти.
Хотя нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра стабильны к воздействию буровых растворов на углеводородной основе в течение времени, достаточно длительного для укладки гравия с использованием соответствующего варианта осуществления способа настоящего изобретения, в других экспериментах, не показанных в данном описании, авторы изобретения установили, что они могут разрушаться в определенных условиях времени, температуры и отношения ВУПАВ/БРУО в присутствии буровых растворов на углеводородной основе в течение промежутков времени, превышающих необходимые для укладки гравийного фильтра. Хотя в этом нет необходимости, но это способствует очистке гравийного фильтра. Такое запоздалое разрушение ВУПАВ флюида под действием БРУО, когда оно происходит, является преимуществом, а не недостатком.
Таким образом, можно использовать ВУПАВ флюид вариантов осуществления настоящего изобретения в качестве жидкости-носителя в условиях, когда экраны альтернативного пути спускают в ствол скважины в буровые растворы на углеводородной основе (т.е. без предварительного вытеснения флюидов на водной основе) для сохранения преимуществ по эффективности и производительности, связанными с этими типами водных, не содержащих полимеров жидкостей-носителей гравия. Кратко обобщая вышеизложенное, можно сказать, что в очень мягких условиях низких температур и/или коротких интервалов менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в первом основном варианте осуществления настоящего изобретения. В более жестких условиях, менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы с добавлением одной простой стадии сначала вытеснения БРУО водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий внутреннего оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению углеводородными флюидами (или использование водного раствора гидроксиэтилцеллолозы или т.п. в качестве верхней подушки) в положении заполнения гравием через буровую трубу в необсаженный ствол скважины и обычно (но не обязательно) прием обратного потока через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и бурильной трубой (второй основной вариант осуществления). В жестких условиях нечувствительная водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием должна быть использована в любом из этих основных вариантах осуществления. Нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в любых условиях в любом из этих основных вариантов осуществления. Как было сказано, специалист в данной области может использовать многие необязательные варианты основных описанных способов, и способы останутся в объеме притязаний изобретения, а простые лабораторные эксперименты, как те, что описаны выше, могут быть использованы для определения того, является ли конкретная жидкость-носитель на основе ВУПАВ нечувствительной или менее нечувствительной в предполагаемых условиях использования.
Хотя способы, рассмотренные в настоящем описании, наиболее часто используются при добыче нефти, они также могут быть использованы в нагнетательных скважинах и для получения других флюидов, таких как вода и солевой раствор, диоксид углерода или гелий.
Таблица 1. Испытания на совместимость ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюида с сырой нефтью при 170°Е (77°С).
- 11 007712
| ВУПАВ флюид | 1,17 кг/л СаС12+7,5% ВЕТ-Е-40 | ||
| Отношение углеводород/ВУПАВ | 25/75 | 50/50 | 75/25 |
| Время (мин) | % разрушения углеводородной фазы | ||
| 1 | 25% | 20% | 100% |
| 3 | 25% | 30% | 100% |
| 5 | 50% | 30% | |
| 10 | 50% | 50% | |
| 15 | 50% | 50% | |
| 30 | 50% | 70% | |
| 60 | 100% | 100% | |
| ВУПАВ флюид | Разрушение | Разрушение | Разрушение |
| через 1 мин. | через 1 мин. | через 1 мин. | |
| Образование эмульсии | Нет | Нет | Нет |
| Образование шлама | Нет | Нет | Нет |
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Claims (10)
1. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:
бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;
подъем буровой колонны;
спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;
установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;
заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной к буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида;
добыча флюида из скважины.
2. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:
бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;
подъем буровой колонны;
спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов, одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;
установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;
вытеснение в обратном направлении, по меньшей мере, части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудование скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера;
переход к позиции заполнения скважинного фильтра гравием и заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностноактивного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида;
- 12007712 добыча флюида из скважины.
3. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:
бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;
подъем буровой колонны;
спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;
установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;
введение в положении заполнения скважинного фильтра гравием не повреждающего оборудования скважины водного флюида, нечувствительного к буровому раствору на углеводородной основе, в качестве верхней подушки;
заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться в присутствии добываемого флюида;
добыча флюида из скважины.
4. Способ по п.З, в котором после стадии вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудования скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера, не повреждающий оборудование скважины водный флюид, нечувствительный к буровому раствору на углеводородной основе, используют в качестве верхней подушки.
5. Способ по любому из пп.2, 3 или 4, в котором указанный не повреждающий оборудования скважины водный флюид, нечувствительный к буровому раствору на углеводородной основе, выбран из группы, включающей водный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, водный раствор ксантана и водный раствор очищенного ксантана.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором буровым раствором на углеводородной основе является буровой раствор на основе инвертной эмульсии.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкая жидкость-носитель на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества включает эффективное количество четвертичной аммониевой соли амина, соответствующей формуле
К2
I +
Κι - N - Кд X
I К3 в которой Κι означает, по меньшей мере, Сщ алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, каждая из групп К2, К3 и К4 независимо означает от С] до примерно С6 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, которая придает группе К2 или К3 больше гидрофобности, ни одна из групп Кь К2, К3 или К4 не означает атом водорода, а группы К2, К3 и Кд могут образовать гетероциклическую 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и X представляет собой неорганический анион.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностноактивный гель включает
О
Щ—С—Ν—К3—Υ в которой Κι означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; К2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; К3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Υ означает электроноакцепторную группу.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностноактивный гель содержит бетаин.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадию заполнения скважинного фильтра гравием осуществляют при давлении выше давления разрыва пласта.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US49321203P | 2003-08-06 | 2003-08-06 | |
| US49317203P | 2003-08-07 | 2003-08-07 | |
| US10/644,429 US6883608B2 (en) | 2003-08-06 | 2003-08-20 | Gravel packing method |
| PCT/IB2004/051274 WO2005014974A1 (en) | 2003-08-06 | 2004-07-21 | Gravel packing method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600369A1 EA200600369A1 (ru) | 2006-08-25 |
| EA007712B1 true EA007712B1 (ru) | 2006-12-29 |
Family
ID=34119846
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600369A EA007712B1 (ru) | 2003-08-06 | 2004-07-21 | Способ гравийной набивки |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6883608B2 (ru) |
| AU (1) | AU2004263745B2 (ru) |
| EA (1) | EA007712B1 (ru) |
| GB (1) | GB2420138B (ru) |
| NO (1) | NO337258B1 (ru) |
| OA (1) | OA13232A (ru) |
| WO (1) | WO2005014974A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463446C2 (ru) * | 2007-02-26 | 2012-10-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ и композиция для разрыва подземных пластов |
Families Citing this family (93)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6806233B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-10-19 | M-I Llc | Methods of using reversible phase oil based drilling fluid |
| UA83655C2 (ru) * | 2003-02-26 | 2008-08-11 | Ексонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ бурения и окончания скважин |
| US8541051B2 (en) | 2003-08-14 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate |
| US7829507B2 (en) * | 2003-09-17 | 2010-11-09 | Halliburton Energy Services Inc. | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations |
| US7833944B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications |
| US7674753B2 (en) | 2003-09-17 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations |
| US7736521B2 (en) * | 2004-03-15 | 2010-06-15 | Total Separation Solutions, Llc | Viscosity control and filtration of well fluids |
| US7534745B2 (en) * | 2004-05-05 | 2009-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled invert emulsion compositions comprising polyvalent metal salts of an organophosphonic acid ester or an organophosphinic acid and methods of use and manufacture |
| US7727937B2 (en) | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7825073B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising clarified xanthan and associated methods |
| US7727936B2 (en) * | 2004-07-13 | 2010-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising xanthan and associated methods |
| US7621334B2 (en) * | 2005-04-29 | 2009-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids comprising scleroglucan and/or diutan and associated methods |
| US20060014648A1 (en) * | 2004-07-13 | 2006-01-19 | Milson Shane L | Brine-based viscosified treatment fluids and associated methods |
| US7648946B2 (en) | 2004-11-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of degrading filter cakes in subterranean formations |
| US20080009423A1 (en) * | 2005-01-31 | 2008-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
| US8598092B2 (en) * | 2005-02-02 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US20060172894A1 (en) * | 2005-02-02 | 2006-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulate generation and associated methods |
| US7662753B2 (en) * | 2005-05-12 | 2010-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable surfactants and methods for use |
| US8230936B2 (en) * | 2005-08-31 | 2012-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of forming acid particle based packers for wellbores |
| US7261160B2 (en) * | 2005-09-13 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US20070060482A1 (en) * | 2005-09-13 | 2007-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for controlling the viscosity of viscoelastic surfactant fluids |
| US7713916B2 (en) | 2005-09-22 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orthoester-based surfactants and associated methods |
| US8329621B2 (en) * | 2006-07-25 | 2012-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates and associated methods |
| US8008236B2 (en) | 2006-10-27 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US8012914B2 (en) * | 2006-10-27 | 2011-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ortho ester breakers for viscoelastic surfactant gels and associated methods |
| US7686080B2 (en) | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
| MX2009003995A (es) | 2006-11-15 | 2009-07-10 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y aparato de perforacion de pozos para completacion, produccion e inyeccion. |
| US7661476B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
| US7998908B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control and well cleanup methods |
| US20080169103A1 (en) * | 2007-01-12 | 2008-07-17 | Carbajal David L | Surfactant Wash Treatment Fluids and Associated Methods |
| US8220548B2 (en) * | 2007-01-12 | 2012-07-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Surfactant wash treatment fluids and associated methods |
| US7909096B2 (en) * | 2007-03-02 | 2011-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus of reservoir stimulation while running casing |
| US9140707B2 (en) * | 2007-08-10 | 2015-09-22 | University Of Louisville Research Foundation, Inc. | Sensors and methods for detecting diseases caused by a single point mutation |
| US7841398B2 (en) * | 2007-11-26 | 2010-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing apparatus utilizing diverter valves |
| US8006760B2 (en) | 2008-04-10 | 2011-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Clean fluid systems for partial monolayer fracturing |
| US7934553B2 (en) | 2008-04-21 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling placement and flow at multiple gravel pack zones in a wellbore |
| US7735559B2 (en) | 2008-04-21 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore |
| US7906464B2 (en) | 2008-05-13 | 2011-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes |
| WO2010001323A1 (en) * | 2008-07-01 | 2010-01-07 | Schlumberger Canada Limited | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
| US8322419B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US8316939B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US7833943B2 (en) | 2008-09-26 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services Inc. | Microemulsifiers and methods of making and using same |
| US8322420B2 (en) * | 2008-10-20 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Toe-to-heel gravel packing methods |
| US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
| SG10201401060UA (en) | 2009-04-14 | 2014-05-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Systems and methods for providing zonal isolation in wells |
| US8082992B2 (en) | 2009-07-13 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fluid-controlled geometry stimulation |
| US8186433B2 (en) * | 2009-08-07 | 2012-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Methods of gravel packing long interval wells |
| US9004167B2 (en) | 2009-09-22 | 2015-04-14 | M-I L.L.C. | Methods of using invert emulsion fluids with high internal phase concentration |
| CN102639808B (zh) | 2009-11-20 | 2015-09-09 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于替代路径砂砾充填的裸眼封隔器以及完成裸眼井筒的方法 |
| EA029620B1 (ru) | 2010-12-16 | 2018-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Модуль связи для выполнения гравийной набивки с альтернативными путями и способ заканчивания скважины |
| US9404348B2 (en) | 2010-12-17 | 2016-08-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore |
| MY166359A (en) | 2010-12-17 | 2018-06-25 | Exxonmobil Upstream Res Co | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
| EP2652246A4 (en) | 2010-12-17 | 2017-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for zonal isolation and flow control |
| BR112013013149B1 (pt) | 2010-12-17 | 2020-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Junta de ligação para trajetórias de fluxo excêntricas a trajetórias de fluxo concêntricas |
| HUE052102T2 (hu) | 2011-09-15 | 2021-04-28 | Mi Llc | Módszerek olajos folyadékok lezáró mûveletekhez való használatára |
| US9010417B2 (en) | 2012-02-09 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore |
| SG11201501685YA (en) | 2012-10-26 | 2015-05-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Downhole flow control, joint assembly and method |
| CN104755697B (zh) | 2012-10-26 | 2017-09-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 利用砾石储备进行防砂的井筒装置和方法 |
| US10030473B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| US20140318774A1 (en) * | 2013-04-24 | 2014-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | High Pressure, High Temperature Gravel Pack Carrier Fluid with Extended Dynamic Stability for Alternate Flow Path |
| US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| US9670756B2 (en) | 2014-04-08 | 2017-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| WO2016028414A1 (en) | 2014-08-21 | 2016-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation |
| WO2016039900A1 (en) | 2014-09-12 | 2016-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Comapny | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
| US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
| US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
| US10458209B2 (en) | 2015-06-09 | 2019-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Method to gravel pack using a fluid that converts to in-situ proppant |
| US10689564B2 (en) | 2015-11-23 | 2020-06-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids containing cellulose fibers and cellulose nanoparticles for oilfield applications |
| US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
| US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
| US10487647B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid downhole acoustic wireless network |
| US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
| US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
| US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
| US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
| AU2018347467B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-06-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations with communications |
| CA3079020C (en) | 2017-10-13 | 2022-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
| CA3078686C (en) | 2017-10-13 | 2022-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications |
| US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
| US10724363B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks |
| US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
| US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
| AU2018367388C1 (en) | 2017-11-17 | 2022-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
| US10662745B2 (en) | 2017-11-22 | 2020-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Perforation devices including gas supply structures and methods of utilizing the same |
| US10724350B2 (en) | 2017-11-22 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Perforation devices including trajectory-altering structures and methods of utilizing the same |
| US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
| CA3086529C (en) | 2017-12-29 | 2022-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for monitoring and optimizing reservoir stimulation operations |
| US11156081B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
| CA3090799C (en) | 2018-02-08 | 2023-10-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods |
| US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
| US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
| US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010036905A1 (en) * | 2000-02-17 | 2001-11-01 | Mehmet Parlar | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids |
| WO2002025058A1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-03-28 | Sofitech N.V. | Method for gravel packing open holes above fracturing pressure |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3892275A (en) * | 1974-01-24 | 1975-07-01 | Shell Oil Co | Self-thinning and neutralizing thickened aqueous liquid |
| US4725372A (en) * | 1980-10-27 | 1988-02-16 | The Dow Chemical Company | Aqueous wellbore service fluids |
| US4735731A (en) * | 1984-06-15 | 1988-04-05 | The Dow Chemical Company | Process for reversible thickening of a liquid |
| US4662447A (en) * | 1986-04-04 | 1987-05-05 | Halliburton Company | Gravel packing method and apparatus |
| US4945991A (en) * | 1989-08-23 | 1990-08-07 | Mobile Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| US5089151A (en) * | 1990-10-29 | 1992-02-18 | The Western Company Of North America | Fluid additive and method for treatment of subterranean formations |
| US5082052A (en) | 1991-01-31 | 1992-01-21 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for gravel packing wells |
| US5113935A (en) | 1991-05-01 | 1992-05-19 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells |
| US5363916A (en) * | 1992-12-21 | 1994-11-15 | Halliburton Company | Method of gravel packing a well |
| US5373899A (en) * | 1993-01-29 | 1994-12-20 | Union Oil Company Of California | Compatible fluid gravel packing method |
| US5341880A (en) | 1993-07-16 | 1994-08-30 | Halliburton Company | Sand screen structure with quick connection section joints therein |
| US5419394A (en) | 1993-11-22 | 1995-05-30 | Mobil Oil Corporation | Tools for delivering fluid to spaced levels in a wellbore |
| US5476143A (en) | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
| US5435391A (en) | 1994-08-05 | 1995-07-25 | Mobil Oil Corporation | Method for fracturing and propping a formation |
| US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US5515915A (en) | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
| US6218342B1 (en) * | 1996-08-02 | 2001-04-17 | M-I Llc | Oil-based drilling fluid |
| US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
| US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
| US6258859B1 (en) * | 1997-06-10 | 2001-07-10 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| US6302209B1 (en) * | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| US6220345B1 (en) | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6399546B1 (en) * | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| UA83655C2 (ru) | 2003-02-26 | 2008-08-11 | Ексонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ бурения и окончания скважин |
-
2003
- 2003-08-20 US US10/644,429 patent/US6883608B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-07-21 EA EA200600369A patent/EA007712B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-07-21 WO PCT/IB2004/051274 patent/WO2005014974A1/en active Application Filing
- 2004-07-21 OA OA1200600043A patent/OA13232A/en unknown
- 2004-07-21 GB GB0601129A patent/GB2420138B/en active Active
- 2004-07-21 AU AU2004263745A patent/AU2004263745B2/en not_active Ceased
-
2006
- 2006-01-26 NO NO20060434A patent/NO337258B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20010036905A1 (en) * | 2000-02-17 | 2001-11-01 | Mehmet Parlar | Filter cake cleanup and gravel pack methods for oil based or water based drilling fluids |
| WO2002025058A1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-03-28 | Sofitech N.V. | Method for gravel packing open holes above fracturing pressure |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| H.K.J. LADVA ET AL: "Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions: Damage Mechanisms and How to Avoid Them" SPE 68959, 12 May 2001 (2001-05-12), pages 1-16, XP002311974 the whole document * |
| M. PARLAR ET AL: "Emerging Techniques in Gravel Packing Open-Hole Horizontal Completions in High-Performance Wells" SPE 64412, 16 October 2000 (2000-10-16), pages 1-13, XP002311975 page 2, column 2, last paragraph page 5, column 1 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463446C2 (ru) * | 2007-02-26 | 2012-10-10 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ и композиция для разрыва подземных пластов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO337258B1 (no) | 2016-02-29 |
| US20050028978A1 (en) | 2005-02-10 |
| GB0601129D0 (en) | 2006-03-01 |
| WO2005014974A1 (en) | 2005-02-17 |
| AU2004263745A1 (en) | 2005-02-17 |
| GB2420138A (en) | 2006-05-17 |
| OA13232A (en) | 2006-12-13 |
| AU2004263745B2 (en) | 2007-12-06 |
| GB2420138B (en) | 2006-08-23 |
| NO20060434L (no) | 2006-03-07 |
| US6883608B2 (en) | 2005-04-26 |
| EA200600369A1 (ru) | 2006-08-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA007712B1 (ru) | Способ гравийной набивки | |
| US6110885A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
| CA2846045C (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| EP2459670B1 (en) | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition | |
| US8322419B2 (en) | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids | |
| US3394758A (en) | Method for drilling wells with a gas | |
| US2779418A (en) | Method of increasing production from wells | |
| US10633571B2 (en) | Oil-in-water stable, emulsified spacer fluids | |
| EP2917303B1 (en) | Invert emulsion gravel pack fluid and method | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| US10781363B2 (en) | Emulsified acidic treatment fluid with surface modification agents | |
| US8316939B2 (en) | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids | |
| US11708750B2 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| Sparlin et al. | Pressure packing with concentrated gravel slurry | |
| WO2013089896A2 (en) | Hydrocarbon recovery operations fluids and methods for using the same | |
| Terracina et al. | Temporary chemical block brings efficiency and economy to eastern US workover operations | |
| CN100577983C (zh) | 砾石充填方法 | |
| US3090435A (en) | Method for consolidating incompetent formations | |
| Urdahl et al. | Experience with temporarily sealing leaking tubing annuli with extended-life polymer gel plugs in the greater Ekofisk Area | |
| CA2397040C (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| Pandey | Well Stimulation Techniques |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |