EA013449B1 - Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине - Google Patents

Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине Download PDF

Info

Publication number
EA013449B1
EA013449B1 EA200870338A EA200870338A EA013449B1 EA 013449 B1 EA013449 B1 EA 013449B1 EA 200870338 A EA200870338 A EA 200870338A EA 200870338 A EA200870338 A EA 200870338A EA 013449 B1 EA013449 B1 EA 013449B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
acid
well
glycol
saline
calcium
Prior art date
Application number
EA200870338A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200870338A1 (ru
Inventor
Майкл А. Фриман
Роберт Л. Хортон
Бетишиа Б. Прасек
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эм-Ай ЭлЭлСи filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи
Publication of EA200870338A1 publication Critical patent/EA200870338A1/ru
Publication of EA013449B1 publication Critical patent/EA013449B1/ru

Links

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
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/06—Clay-free compositions
    • C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • 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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • 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
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Removal Of Specific Substances (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Предложен способ обработки скважины, который включает селективное размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно из соединений, выбранных из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля, и реагирующего с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к способам и составу для обработки скважин , обеспечивающим регулирование поглощения бурового раствора пластом и интенсификацию, селективную интенсификацию и селективную деинтенсификацию скважины.
Предшествующий уровень техники
При бурении или завершении скважин в подземных формациях, обычно, разные текучие среды применяют в скважине по множеству причин. Для целей изобретения эти текучие среды будут, в общем, упоминаться как скважинные текучие среды. Общее использование для скважинных текучих сред включает смазку и охлаждение режущих поверхностей бурового долота при бурении вообще или при вскрытии продуктивного пласта (то есть, вскрытие продуктивного пласта целевого нефтеносного пласта), транспортировку выбуренной породы (куски формации, смещенные режущим действием зубцов бурового долота) к поверхности, регулирование давления пластовой текучей среды для предотвращения выбросов, поддерживание стабильности скважины, подвешивание шлама в скважине, минимизацию фильтрации бурового раствора в пласт и стабилизацию формации, через которую проходит скважина, минимизацию фильтрации бурового раствора в пласт после того, как скважина пробурена и во время операций заканчивания скважины, таких как, например, перфорация скважины, замена инструмента, присоединение сетки вибрационного сита к концу труб добычи, заполнение скважинной текучей среды гравием или разрыв пласта около скважины, вытеснение текучей среды в пределах скважины другой текучей средой, очистку скважины, опробывание скважины, установление местоположение пакера и пакерной текучей среды, ликвидацию скважины или подготовку к ликвидации скважины, и другие обработки скважины или пласта.
Солевые растворы (такие как, например, водный СаВг2) обычно применяют в качестве скважинных текучих сред, из-за этого растворы являются обычно, по существу, не содержащими суспендированного твердого материала. Кроме того, солевые растворы часто применяют для достижения подходящей плотности при использовании в операциях бурения скважины. Как правило, солевые растворы включают галоидные соли моно- или двухвалентных катионов, таких как натрий, калий, кальций и цинк. Солевые растворы на основе хлоридов этого типа использовались в нефтедобывающей промышленности больше 50 лет, солевые растворы на основе бромидов в течение по меньшей мере 25 лет, и солевые растворы на основе формиата в течение примерно прошлых десяти лет. Одно дополнительное преимущество использования солевых растворов состоит в том, что солевые растворы обычно не повреждают определенные типы скважинных образований, при этом для образований, которые, как обнаружено, взаимодействуют неблагоприятно с одним типом солевого раствора, часто есть другой тип доступного солевого раствора, с которым это образование не будет взаимодействовать неблагоприятно.
Разные соединения обычно добавляют к скважинным текучим средам на основе солевых растворов. Например, скважинная текучая среда на основе солевого раствора может также включать, среди других добавок, загустители, антикоррозийные добавки, смазки, добавки для регулирования рН, поверхностноактивные вещества, растворители и (или) средства утяжеления. Некоторые типичные загустители скважинных текучих сред на основе солевых растворов включают природные полимеры и их производные, такие как смола ксантана и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ). Кроме того, могут использоваться разные полисахариды и их производные, как известно в технологии.
Также в качестве загустителей часто применяются некоторые синтетические полимерные и олигомерные добавки, такие как поли(этиленгликоль) [ПЭГ], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат) [полимер АМПС], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат) [ПВА], поли(виниловый спирт) [ПВОН], поли(виниламин), поли(винилсульфонат), поли(стирилсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат), поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли(винилпирролидон), поли(виниллактам), и со-, тер- и кватер-полимеры следующих сомономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламин, 1,4-пентадиен-3-она(дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стирилсульфоната, акрилата, метилакрилта, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама.
Один пример того, как скважинная текучая среда, основанная на солевом растворе, может использоваться в комбинации с вышеперечисленными полимерами и олигомерами, изложен ниже. Когда бурение достигает глубины проникновения углеводород-несущего пласта, требуются специальные мероприятия для поддержания стабильности ствола скважины. Примерами формаций, в которых часто возникают проблемы стабильности, являются высокопроницаемые и (или) плохо-сцементированные пласты. В этих формациях может использоваться буровая технология, известная как расширение ствола скважины. При расширении ствола скважины ствол скважины бурится для прохождения углеводород-несущей зоны, с использованием обычных методов. Обсадную трубу устанавливают в стволе скважины в месте выше углеводород-несущей зоны. Затем углеводород-несущая зона может быть перебурена, например, используя раздвижной буровой расширитель, увеличивающий диаметр уже пробуренного ствола скважины ниже обсадной трубы.
Расширение ствола скважины обычно выполняют, используя специальные чистые буровые рас творы. Типичными буровыми растворами, используемыми в расширении ствола скважины, являются дорогие, водные, плотные солевые растворы, которые загущают гелирующими и (или) сшитыми полимерами, чтобы помочь в удалении выбуренной породы пласта. Высокая проницаемость целевого пласта, однако, может позволить большим количествам бурового раствора теряться в пласте. Буровые растворы, потерянные в пласте, становится трудно удалить. Солевые растворы бромидов кальция и цинка могут образовывать очень устойчивые, нерастворимые в кислоте соединения, когда реагируют с пластом или веществами, содержащимися там. Эта реакция может снизить проницаемость пласта к любому последующему истечению целевых углеводородов. Один из самых эффективных способов предотвращения такого повреждения пласта состоит в ограничении фильтрации бурового раствора в пласт.
Для осуществления этих функций и продолжить бурение, буровой раствор должен оставаться в буровой скважине. Часто встречаются нежелательные пластовые условия, в которых существенные количества или, в некоторых случаях, фактически весь буровой раствор может быть потерян в пласте. Буровой раствор может оставить буровую скважину через большие или малые трещины или разломы в пласте или через высокопроницаемую горную материнскую породу, окружающую буровую скважину.
Большинство скважин бурится с намерением образовать фильтрационную корку переменной толщины на стенках ствола скважины. Первичная цель фильтрационной корки состоит в снижении больших потерь бурового раствора в окружающей формации. К сожалению, часто встречаются пластовые условия, которые могут приводить к недопустимым потерям бурового раствора в окружающей формации, несмотря на тип применяемого бурового раствора и созданной фильтрационной корки.
Обеспечение эффективного регулирования фильтрации бурового раствора без повреждения проницаемости пласта в операциях заканчивания скважины было главным требованием для идеальной жидкости для идеального понизителя фильтрации бурового раствора. Обычные понизители включают нефтерастворимые смолы, карбонат кальция и однородные солевые добавки для снижения водоотдачи. Эти понизители обеспечивают управление фильтрации бурового раствора по присутствию шлама, специфического к растворителю, который зависит от фильтрационной корки, накапливаемой на верхней стороне пласта для замедления потока в пласте и через пласт. Однако эти добавки могут вызвать серьезное повреждение участков вблизи ствола скважины после их применения. Это повреждение может значительно снизить уровни добычи, если проницаемость пласта не восстановлена до ее первоначального уровня. Далее, в подходящий момент операции заканчивания скважины фильтрационная корка должна быть удалена для восстановления проницаемости пласта, предпочтительно до ее первоначального уровня.
Главным недостатком использования добавок для снижения фильтрации бурового раствора являются длительные периоды чистки, требующиеся после их использования. Циркуляция текучей среды, которая в некоторых случаях не может быть достигнута, часто требуется для обеспечения высокой движущей силы для обеспечения диффузии с целью способствования растворению концентрированного скопления материалов. Однородный солевой измельченный материал может быть удален циркуляцией ненасыщенного солевого раствора для растворения измельченного материала. При проведении операции гравийной набивки, если это происходит перед заполнением скважинного фильтра гравием, циркулирующая текучая среда часто вызывает обрушение стенок скважины в ствол скважины и дальнейшую потерю бурового раствора в пласт.
Если удаление осуществляют после гравийной набивки, материал заполнения скважинного фильтра часто улавливает измельченный материал в пласте и делает удаление намного более трудным. Другие измельченные материалы, такие как карбонаты, могут быть удалены циркуляцией кислоты, однако могут возникнуть те же самые проблемы. Маслорастворимые смолы, карбонат и однородный солевой измельченный материал останутся изолированными в порах пласта, если они не будут контактировать с растворителем. В случаях, когда твердые материалы покрывают длинный участок ствола скважины, быстрое растворение растворителем вызывает локальное удаление. Следовательно, формируется зона поглощения и большинство растворителя утекает через зону поглощения вместо того, чтобы распространяться по всей длине ствола скважины.
Дополнительно в интенсификационных обработках, таких как кислотная обработка, гидравлический разрыв и т.д., часто желательно закупоривать более проницаемую зону пласта для отклонения текучей среды обработки к менее проницаемым зонам, получающим недостаточную обработку. Обработки скважины, такие как кислотная обработка и гидроразрыв пласта подземных формаций, обычно применяют для улучшения или стимулирования отдачи углеводородов. Во многих случаях подземная формация может включать два или больше интервала, имеющие измененные проницаемость и(или) приемистость. Некоторые интервалы могут обладать относительно низкой приемистостью или способностью принять закачиваемые флюиды, вследствие относительно низкой проницаемости, высокого напряжения на месте и/или нарушения эксплуатационных качеств пласта. Такие интервалы могут быть закончены через отверстия в обсаженном трубами стволе скважины и/или могут быть закончены необсаженным стволом скважины. В некоторых случаях такие пластовые интервалы могут присутствовать в высокоотклоненном или горизонтальном участке ствола скважины, например, боковом участке необсаженного ствола скважины. В любом случае, при обработке разных интервалов, имеющих переменную приемистость, часто имеет место вытеснение в большинстве, если не всех, введенных текучих сред обработки
- 2 013449 скважины в один или несколько интервалов, имеющих самую высокую приемистость.
Для более равномерного распределения вытесненных текучих сред обработки скважины в каждый из многочисленных интервалов, подлежащих обработке, были развиты способы и материалы для отклонения текучих сред обработки в интервалы более низкой проницаемости и/или приемистости. Однако обычные способы закупорки могут быть дорогостоящими и/или могут достигнуть только ограниченного успеха. В этом отношении, механические способы закупорки являются обычно сложными и дорогостоящими. Кроме того, механические способы закупорки обычно ограничиваются окружающими средами обсаженного ствола скважины и зависят от подходящего цемента и изолирующего инструмента для того, чтобы достигнуть закупорки.
Альтернативно, закупоривающие средства, такие как полимеры, суспендированные твердые материалы и/или пена, использовались при одновременной обработке многих интервалов переменной приемистости. Такие закупоривающие средства обычно закачивают в подземную формацию перед текучей средой обработки скважины для закрытия интервалов более высокой проницаемости и отклонения текучей среды обработки скважины к интервалам более низкой проницаемости. Однако закупоривающее действие таких закупоривающих средств бывает часто трудно предсказать и контролировать, и, возможно, не является успешным в отклонении текучей среды обработки во все желательные интервалы. Дополнительно, в то время как желательно для этих вязких гелей быть устойчивыми при температуре забоя, также желательно, чтобы они быстро удалялись из пласта после обработки для устранения любого потенциального повреждения высокопроницамых интервалов.
Нефтерастворимые смолы ранее использовались при закупоривающей обработке. Эти смолы, однако, просто растворяются при контакте с нефтью. При использовании в мокрой окружающей среде нефтерастворимые смолы вообще плохо разжижают пробки смолы при удалении из пласта.
Применение водорастворимых полимеров вместе со сшивающими средствами в подходящей концентрации в качестве закупоривающих средств стало обычной практикой в последние годы в нефтедобыче. При этом раствор, содержащий полимер и сшивающие средства, называемый гелирующим средством, нагнетают в желательные зоны и предоставляют ему достаточное количество времени для затвердевания в твердый или полутвердый гель. Эти гели применяют в нагнетательных скважинах, чтобы отклонить поток нагнетаемой воды или газа (СО2) к зонам, не охваченным вытеснением, где дополнительная нефть может быть добыта. Сшитый полимерный гель может больше использоваться постоянно, поскольку практические системы разжижения не всегда эффективны в удалении гелированной пробки. Как правило, окислители при низком рН имеют наибольший успех в разжижении сшитого полимерного геля. Однако эти системы разжижения плохо совмещаются с металлургией, поскольку они имеют тенденцию быть явно коррозийными.
Соответственно, имеется потребность в устойчивой системе снижения фильтрации бурового раствора в пласт, которая может быть легко установлена в скважине и легко удалена, не нанося повреждения скважине.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создан способ обработки скважины, включающий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки.
Кальциевый солевой раствор может включать по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2.
Способ может использоваться для скважины, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, и размещение может включать размещение понизителя фильтрации бурового раствора в по меньшей мере одной непроблематичной зоне.
Пробка может содержать продукт реакции между ионами кальция и гликолем.
Способ может дополнительно включать нагнетание в скважину разжижающей текучей среды, включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3триаминопропан-гексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1, 4-диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-Н,Ы-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-Н,Ы-диуксусной кислоты или их солей.
Способ может дополнительно включать удаление пробки из скважины.
Способ может дополнительно включать бурение скважины с использованием кальциевого солевого раствора.
Способ может дополнительно включать нагнетание кальциевого солевого раствора в скважину до
- 3 013449 размещения понизителя фильтрации бурового раствора.
Способ может дополнительно включать нагнетание дополнительного кальциевого солевого раствора в скважину после размещения понизителя фильтрации бурового раствора, и размещение в скважине дополнительного понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля.
Согласно другому варианту выполнения способ обработки скважины включает размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки, при этом кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2.
Способ может использоваться в скважине включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в которой размещение понизителя фильтрации бурового раствора может включать его размещение в по меньшей мере одной непроблематичной зоне.
Способ может дополнительно включать нагнетание в скважину разжижающей текучей среды, включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3триаминопропан-гексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-Ы,Ы-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-Ы,Ы-диуксусной кислоты или их солей.
Согласно изобретению создан состав пробки для использования в скважине, полученный смешиванием и реакцией кальциевого солевого раствора, содержащего по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2 с по меньшей мере одним соединением, выбранным из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля, с образованием пробки.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из следующего описания со ссылками на приложенный чертеж, иллюстрирующий спектр дифракции рентгеновских лучей твердого тела согласно одному варианту настоящего изобретения.
Подробное описание
В одном аспекте варианты, настоящего изобретения относятся к составам и способам регулирования улучшения контроля в поглощении бурового раствора. Дополнительно, варианты изобретения, раскрытые здесь, относятся к закупоривающим обработкам в стволе скважины. Как описано выше, при потере бурового раствора в пласте или при необходимости отклонения текучих сред обработки от более проницаемой зоны к менее проницаемой зоне пласта, может быть сформирована пробка на проницаемых зонах пласта. Используемый здесь термин пробка означает твердый или гелевый материал, который блокировать или, более предпочтительно, может только временно блокировать проницаемые зоны пласта для предотвращения или снижения потерь бурового раствора в эти зоны.
В одном варианте пробка может быть сформирована путем реакции понизителя фильтрации бурового раствора, включающего гликоль, с кальциевым солевым раствором для получения комплекса кальций-гликоль. После реакции гликоля с солями кальция комплекс кальций-гликоль высаживается из раствора и он может использоваться как пробка для снижения просачивания скважинных текучих сред в пласт. Комплекс кальций-гликоль, который осаждается из раствора и формирует пробку, является водорастворимым, однако медленно растворяется в солевом растворе высокой плотности.
Понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав могут включать гликоль, в частности, по меньшей мере, одно соединение из диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, способное реагировать с солью кальция при образовании пробки. В других вариантах понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав могут также включать тетраэтиленгликоль. Гликольсодержащая текучая среда для снижения фильтрации или закупоривающая обработка могут быть, по существу, бесполимерными. Использующийся термин, по существу бесполимерные означает, что понизитель фильтрации или закупоривающий состав включают не больше 5 вес.% полимера.
Добавки, которые необязательно могут быть включены в понизитель фильтрации бурового раствора или закупоривающий состав, включают антикоррозийные добавки, загустители, пестициды, взаимные растворители, поверхностно-активные вещества, смачивающие средства, регуляторы рН, буферные средства, смазочные средства, регуляторы фильтрования, разбавители и утяжеляющие средства.
Некоторые типичные загустители включают природные полимеры и производные, такие как ксантановая смола и гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭК) или синтетические полимеры и олигомеры, такие как поли(этиленгликоль) [ПЭГ], поли(диаллиламин), поли(акриламид), поли(аминометилпропилсульфонат) [полимер АМПС], поли(акрилонитрил), поли(винилацетат) [ПВА], поли(виниловый спирт) [ПВОН], поли(виниламин) , поли(винилсульфонат), поли(стирилсульфонат), поли(акрилат), поли(метилакрилат),
- 4 013449 поли(метакрилат), поли(метилметакрилат), поли(винилпирролидон), поли(виниллактам), и со-, тер- и кватерполимеры следующих сомономеров: этилена, бутадиена, изопрена, стирола, дивинилбензола, дивиниламин, 1,4-пентадиен-3-она (дивинилкетона), 1,6-гептадиен-4-она (диаллилкетона), диаллиламина, этиленгликоля, акриламида, АМПС, акрилонитрила, винилацетата, винилового спирта, виниламина, винилсульфоната, стирилсульфоната, акрилата, метилакрилата, метакрилата, метилметакрилата, винилпирролидона и виниллактама. Другие загустители включают основанные на глине загустители, особенно лапонит и другие маловолокнистые глины, такие как палыгорскиты (аттапульгит и сепиолит). При использовании полимерсодержащих загустителей, загустители могут использоваться в количестве до 5 вес.% жидкости для снижения водоотдачи с тем, чтобы жидкость не содержала полимера.
Солевые растворы, пригодные для применения с понизителем фильтрации или закупоривающим составом, включают любой раствор, полезный в системах бурения нефтяных и газовых скважин и в подобных приложениях, такой как раствор, используемый в бурении, добыче и сохранении нефти и газа из подземных формаций. Растворы обычно содержат соли металлов, такие как, но не ограничиваясь ими, соли переходных металлов, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов и их смеси. В одном варианте солевой раствор включает по меньшей мере одно из соединений, таких как бромид кальция и хлорид кальция. В других вариантах солевой раствор включает смесь бромида кальция и хлорида кальция. В других вариантах другие соли могут быть необязательно включены в солевой раствор по меньшей мере с одним из соединений, таких как бромид кальция и хлорид кальция.
Концентрированный солевой раствор может включать соли в обычных количествах, обычно в пределах от приблизительно 1 до приблизительно 80%, предпочтительно от приблизительно 50% до приблизительно 80%, и наиболее предпочтительно от приблизительно 60% до приблизительно 75%, в расчете на общий вес раствора, хотя специалистам понятно, что могут использоваться количества за пределами этого диапазона также. Хотя понизители фильтрации действуют при всех концентрациях солевого раствора, оптимизация типа солевого раствора морской воды и концентрации может быть необходима для лучших рабочих характеристик флюида. В одном варианте концентрированный солевой раствор может быть от приблизительно 8,4 до 11,6 фунтов на галлон СаС12, от приблизительно 8,4 до 14,8 фунтов на галлон СаВг2 , или от приблизительно 8,4 до приблизительно 15,1 фунтов на галлон смеси СаС12-СаВг2; и предпочтительно концентрированный соляной раствор может быть от приблизительно 10,9 до 11,6 фунтов на галлон СаС12, от приблизительно 13,0 до 14,8 фунтов на галлон СаВг2, или от приблизительно 10,9 до приблизительно 15,1 фунтов на галлон смеси СаС12-СаВг2. В другом варианте солевой раствор может также содержать по меньшей мере одну из солей переходных металлов, солей щелочных металлов, солей щелочно-земельных металлов, и их смесь с указанным концентрированным соляным раствором, имеющим плотность от приблизительно 8,4 до приблизительно 25 фунтов на галлон, предпочтительно от приблизительно 10,9 до приблизительно 25 фунтов на галлон, и более предпочтительно от приблизительно 10,9 до приблизительно 20 фунтов на галлон.
Солевой раствор или скважинная текучая среда, содержащая солевой раствор, могут также включать различные добавки, включая антикоррозийные добавки, загустители, пестициды, взаимные растворители, поверхностно-активные вещества, смачивающие средства, регуляторы рН, буферные средства, смазочные средства, регуляторы фильтрования, разбавители и утяжеляющие средства. Такие соединения должны быть известны специалистам по составлению буровых растворов.
Разбавители, такие как лигносульфонаты, также часто добавляют к буровым растворам. Обычно добавляют лигносульфонаты, модифицированные лигносульфонаты, полифосфаты и танины. В других вариантах низкомолекулярные полиакрилаты могут также быть добавлены в качестве разбавителей. Разбавители добавляют к буровому раствору для снижения гидравлического сопротивления и тенденции структурообразования. Другие функции, выполняемые разбавителями, включают снижение фильтрации и толщины фильтрационной корки, противодействие влиянию солей, минимизацию влияния воды на пласт, эмульгирование нефти в воде и стабилизацию свойств бурового раствора при повышенных температурах.
Тип и количество используемого утяжеляющего агента зависят от желательной плотности конечного состава бурового раствора.
Типичные утяжеляющие генты включают, но не ограничиваются ими, суспендированное твердое вещество, такое как, например, барит, оксид железа, карбонат кальция, карбонат магния и комбинации таких материалов, и производные таких материалов, и растворимые твердые вещества, такие как, например, бромид кальция, хлорид кальция и другие соли, которые могут быть необязательно включены в концентрированный солевой раствор по меньшей мере с одним из соединений, бромидом кальция и хлоридом кальция.
Присутствие концентрированного солевого раствора в скважине до размещения понизителя фильтрации или закупоривающего состава может следовать из концентрированного солевого раствора, используемого как буровой раствор или компонент бурового раствора, используемого в скважине. Альтернативно, если водоотдачу в пласт обнаруживают, концентрированный солевой раствор может быть закачан в скважину и в область, окружающую фильтрацию так, что понизитель фильтрации или закупоривающий состав размещается в скважине, причем солевой раствор и закупоривающий состав могут реаги
- 5 013449 ровать с образованием пробки, снижающей фильтрацию бурового раствора в пласт. Например, если скважина первоначально бурится с солевым раствором, содержащим 12,0 фунтов на галлон №1Вг. и сталкиваются с чрезмерной водоотдачей, то может быть размещен солевой раствор, содержащий 12,0 фунтов на галлон СаС12-СаВг2, за которым следует триэтиленгликоль при образовании пробки кальций-гликоль.
Понизители фильтрации или закупоривающий состав могут нагнетаться в рабочую колонну, течь к забою скважины и затем вытекать из спусковой колонны в кольцевое пространство между колонной и обсадной трубой или стволом скважины. Эта часть обработки обычно упоминается как тампон. Тампон может подталкиваться нагнетанием других текучих сред для заканчивания скважин позади тампона в положение в пределах ствола скважины, которое находится немедленно выше участка пласта, где предполагается фильтрация бурового раствора. Закачку текучих сред в ствол скважины затем останавливают, и фильтрация затем перемещает тампон к месту водоотдачи. Устанавливают тампон, таким образом, который часто упоминается как заливка тампона. Понизитель фильтрации (тампон) или закупоривающий состав могут затем реагировать с солевым раствором с образованием пробки около поверхности ствола скважины для значительного снижения утечки текучей среды в пласт.
Понизитель фильтрации или закупоривающий состав могут быть выборочно установлены в ствол скважины, например, заливкой жидкости через шланг или закачкой под давлением. Скважинный анемометр или подобный инструмент может применяться для обнаружения скважинных потоков, которые указывают, где текучая среда может утекать в пласт. Относительное место утечки может быть определено также с помощью радиоактивных меток вдоль колонны труб. Различные методы размещения тампона, известные в технологии, обсуждаются, например, в патентах США №№ 4662448, 6325149, 6367548, 6790812, 6763888, которые включены в данное описание путем ссылки.
Если кальциевый солевой раствор размещают в скважине до тампона гликоля, два понизителя фильтрации могут быть размещены единственным гибким трубопроводом, в котором они разделены, например, высоковязким солевым буфером, содержащим 12,0 фунтов на галлон №1Вг так, чтобы когда эти два понизителя выходят из конца гибкого трубопровода в ствол скважины, они могли смешиваться и реагировать для образования пробки кальций-гликоль. Альтернативно, размещение может быть достигнуто через две отдельные колонки гибкого трубопровода, причем размещают первый понизитель, гибкий трубопровод извлекают и освобождают, и затем гибкий трубопровод вновь устанавливают и размещают второй понизитель.
Будучи установленной, пробка может быть необязательно удалена закачкой разжижающей текучей среды в ствол скважины. В разных вариантах разжижающая текучая среда может включать солевой раствор, имеющий больше свободной воды, чем первоначально в скважине, смесь солевого раствора и пресной воды или пресной воды без солей. Было замечено, что комплексное соединение кальций-гликоль растворяется в пресной воде или в солевых растворах с достаточным количеством свободной воды, однако способ растворения пробки является медленным. В другом варианте для достижения быстрого разжижения разжижающая текучая среда включает хелатирующий реагент. В другом варианте разжижающая текучая среда включает водный раствор, содержащий по меньшей мере один из комплексообразующих реагентов: этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТУК), диэтилентриаминпентауксусную кислоту (ДИ ГУК), триэтилентетрамингексауксусную кислоту (ТТГУК), 1,2-пропилен-диаминтетрауксусную кислоту (ПДТУК), 1-фенилэтилендиаминтетрауксусную кислоту, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусную кислоту, 1,2,3-триаминопропангексауксусную кислоту, триметилендиаминтетрауксусную кислоту, нитрилотриуксусную кислоту (НТУК), 1,2-циклогександиаминтетрауксусную кольтетрауксусную диаминтетрауксусную диаминтетрауксусную диуксусную кислоту (ГЛДУК), 3-аминофтало-У№диуксусную кислоту (ΑΡΙιΙΙιΌΛ) или другие, и их различные соли. Разжижающий флюид может необязательно содержать добавки, как известно специалистам в технологии составления буровых растворов.
Разжижающие растворы могут быть составлены, например, растворением указанных ЭДТУК, ДТПУК, ТТГУК, ПДТУК, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2тетрауксусной кислоты, 1,2,3-триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, НТУК, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусной кислоты, ГЛДУК, ΛΡ11111ΌΛ или других, или их различных солей в пресной воде или в солевых растворах солей одновалентных катионов, чтобы достигнуть любой желательной плотности раствора в интервале от приблизительно 8,4 до приблизительно 25 фунтов на галлон.
В одном варианте жидкость для снижения водоотдачи, содержащая триэтиленгликоль, может быть введена в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлон СаВг2 для образования пробки. Количество гликоля (или ди-, три- или тетраэтиленгликоля), примененного в каждой жидкости, может зависеть от определенного пласта, подлежащего закупорке для эффективного управления фильтрацией. В одном варианте может быть выборочно размещен меньший объем гликоля, водоотдача может контролироваться и кислоту, этилендиамингликислоту, кислоту, кислоту, кислоту, кислоту, кислоту, тетралин-2,3 -диаминтетрауксусную циклогексан-1,2-диаминтетрауксусную циклогексан-1,4-диаминтетрауксусную декалин-2,3циклогексан-1,3глутамино-Ν,Ν- 6 013449 дополнительный объем гликоля может быть затем размещен для образования дополнительного осадка кальций-гликоля. Текущий контроль и размещение могут быть повторены, до тех пор, пока скорость водоотдачи не будет находиться в пределах приемлемого интервала.
В одном варианте понизитель фильтрации, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон СаС12-СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон СаС12. В еще одном варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлон СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон СаС12-СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон СаС12. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 14,8 фунтов на галлон СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 15,1 фунтов на галлон СаС12-СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 11,6 фунтов на галлон СаС12. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий триэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12-СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий диэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 13,0 фунтов на галлон СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12-СаВг2. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий тетраэтиленгликоль, может быть введен в солевой раствор, содержащий 10,9 фунтов на галлон СаС12.
В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 13,0-14,8 фунтов на галлон солевого раствора СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора СаС12, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 13,014,8 фунтов на галлон солевого раствора СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 10,9-15,1 фунтов на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе ЫаС1 или №1Вг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции диэтиленгликоля и 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора СаС12, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе ЫаС1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции триэтиленгликоля и 13,0-14,8 фунтов на галлон солевого раствора СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции тетраэтиленгликоля и 10,9-15,1 фунтов на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №С1 или ЫаВг. В другом варианте понизитель фильтрации бурового раствора, содержащий разделенные порции тетраэтиленгликоля и 10,911,6 фунтов на галлон солевого раствора СаС12, может быть введен в ствол скважины, содержащий солевой раствор на основе №1С1 или ЫаВг.
Пример.
14,2 фунтов на галлон солевого раствора СаВг2 вводили в реакцию с диэтиленгликолем для получения твердого состава согласно варианту настоящего изобретения. Чертеж показывает спектр дифракции рентгеновских лучей твердого тела, полученного реакцией между диэтиленгликолем и 14,2 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2. Пики в спектре, показанном на чертеже, сравнивали со спектрами из
- 7 013449 вестных соединений, найденных в доступных в настоящее время базах данных идентификации соединений, и ни один из спектров известных соединений не соответствует спектру, показанному на чертеже. Из этого спектра видно, что состав вещества, полученный при реакции диэтиленгликоля с 14,2 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2, является новым составом.
Из определения, что реакция между диэтиленгликолем и 14,2 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2 создает новый состав, исключается, что новые составы будут получены, например, при реакции триэтиленгликоль с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2, при реакции триэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2, при реакции триэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтов на галлон солевого раствора СаС12, при реакции диэтиленгликоля с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2, при реакции диэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2, при реакции диэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтами на галлон солевого раствора СаС12, при реакции тетраэтиленгликоля с 13,0-14,8 фунтами на галлон солевого раствора СаВг2, при реакции тетраэтиленгликоля с 10,9-15,1 фунтами на галлон солевого раствора СаС12-СаВг2 и при реакции тетраэтиленгликоля с 10,9-11,6 фунтами на галлон солевого раствора СаС12.
Преимущественно, варианты по настоящему изобретению предусматривают добавку для снижения фильтрации, которая может снижать или существенно устранять фильтрацию в пласт в стволе скважины, содержащем солевой раствор. Образование комплекса кальций-солевой раствор может также допускать временную и селективную закупоривающую обработку, в которой управление фильтрацией может быть выборочно применено к определенным участкам ствола скважины или зонам пласта. Водорастворимость комплекса кальций-солевой раствор допускает, что пробка может медленно удаляться в течение долгого времени без добавки какого-либо разжижителя или легко удаляться с добавкой разжижающей текучей среды, не подвергая пласт или скважинные инструменты, устройства, и т.д. жестким условиям, которые могут вызвать постоянное нарушение пласта, неустойчивость ствола скважины или коррозию металлических конструкций ствола скважины. Комплекс может также обладать стабильностью при высоких температурах без опасности разложения полимера.
В то время как изобретение было описано относительно ограниченного числа вариантов, специалистам в данной области техники понятно, что другие варианты могут быть разработаны, которые не отступают от объема изобретения, как раскрыто здесь. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только присоединенной формулой изобретения.

Claims (13)

1. Способ обработки скважины, содержащий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки.
2. Способ по п.1, в котором кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2.
3. Способ по п.1, используемый для скважины, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в котором размещение включает размещение понизителя фильтрации бурового раствора по меньшей мере в одной непроблематичной зоне.
4. Способ по п.1, в котором пробка содержит продукт реакции между ионами кальция и гликолем.
5. Способ по п.1, дополнительно содержащий нагнетание в скважину разжижающей текучей среды, включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты, 1,2,3триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-И,И-диуксусной кислоты, 3-аминофтело-И,И-диуксусной кислоты или их солей.
6. Способ по п.1, дополнительно содержащий удаление пробки из скважины.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение скважины с использованием кальциевого солевого раствора.
8. Способ по п.1, дополнительно содержащий нагнетание кальциевого солевого раствора в скважину до размещения понизителя фильтрации бурового раствора.
9. Способ по п.8, дополнительно содержащий нагнетание дополнительного кальциевого солевого раствора в скважину после размещения понизителя фильтрации бурового раствора и размещение в скважине дополнительного понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля.
- 8 013449
10. Способ обработки скважины, содержащий размещение в скважине понизителя фильтрации бурового раствора, включающего по меньшей мере одно соединение, выбранное из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля и реагирующее с кальциевым солевым раствором, присутствующим в скважине, с образованием пробки, при этом кальциевый солевой раствор включает по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2.
11. Способ по п.10, используемый в скважине, включающей по меньшей мере одну проблематичную углеводородсодержащую зону и по меньшей мере одну непроблематичную зону, в котором селективное размещение понизителя фильтрации бурового раствора включает его размещение по меньшей мере в одной непроблематичной зоне.
12. Способ по п.10, дополнительно содержащий нагнетание в скважину разжижающей текучей сре- ды, включающей по меньшей мере одну из этилендиаминтетрауксусной кислоты, диэтилентриаминпентауксусной кислоты, триэтилентетрамингексуксусной кислоты, 1,2-пропилендиаминтетрауксусной кислоты, 1-фенилэтилендиаминтетрауксусной кислоты, 3,3-диметилбутан-1,2-тетрауксусной кислоты,
1,2,3-триаминопропангексауксусной кислоты, триметилендиаминтетрауксусной кислоты, нитрилотриуксусной кислоты, 1,2-циклогександиаминтетрауксусной кислоты, этилендиамингликольтетрауксусной кислоты, тетралин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, декалин-2,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,2-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,3-диаминтетрауксусной кислоты, циклогексан-1,4-диаминтетрауксусной кислоты, глютамино-№,№диуксусной кислоты, З-аминофтело-Ν,Νдиуксусной кислоты или их солей.
13. Состав пробки для использования в скважине, полученный смешиванием и реакцией кальциевого солевого раствора, содержащего по меньшей мере одно соединение, выбранное из СаС12 и СаВг2, по меньшей мере с одним соединением, выбранным из диэтиленгликоля, триэтиленгликоля и тетраэтиленгликоля, с образованием пробки.
EA200870338A 2006-03-09 2007-03-09 Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине EA013449B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US78053906P 2006-03-09 2006-03-09
US11/683,781 US8017563B2 (en) 2006-03-09 2007-03-08 Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof
PCT/US2007/063706 WO2007104054A1 (en) 2006-03-09 2007-03-09 Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200870338A1 EA200870338A1 (ru) 2009-02-27
EA013449B1 true EA013449B1 (ru) 2010-04-30

Family

ID=38475210

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200870338A EA013449B1 (ru) 2006-03-09 2007-03-09 Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8017563B2 (ru)
EP (1) EP1991634A4 (ru)
AU (1) AU2007222983B2 (ru)
BR (1) BRPI0708625A2 (ru)
CA (1) CA2643835C (ru)
EA (1) EA013449B1 (ru)
MX (1) MX2008011359A (ru)
NO (1) NO20084200L (ru)
WO (1) WO2007104054A1 (ru)

Families Citing this family (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9120964B2 (en) 2006-08-04 2015-09-01 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing biodegradable chelating agents and methods for use thereof
US8567504B2 (en) * 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US9027647B2 (en) * 2006-08-04 2015-05-12 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a biodegradable chelating agent and methods for use thereof
US8567503B2 (en) * 2006-08-04 2013-10-29 Halliburton Energy Services, Inc. Composition and method relating to the prevention and remediation of surfactant gel damage
US9127194B2 (en) 2006-08-04 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids containing a boron trifluoride complex and methods for use thereof
CA2677840C (en) 2007-02-19 2015-11-24 M-I L.L.C. Breaker and displacement fluid and method of use
US20080277112A1 (en) * 2007-05-10 2008-11-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for stimulating oil or gas production using a viscosified aqueous fluid with a chelating agent to remove calcium carbonate and similar materials from the matrix of a formation or a proppant pack
WO2009006326A2 (en) * 2007-07-02 2009-01-08 M-I Llc Gravel-packing carrier fluid with internal breaker
WO2009086954A1 (en) 2008-01-09 2009-07-16 Akzo Nobel N.V. Acidic aqueous solution containing a chelating agent and the use thereof
US20100200237A1 (en) * 2009-02-12 2010-08-12 Colgate Sam O Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells
US20100252259A1 (en) * 2009-04-01 2010-10-07 Horton Robert L Oil-based hydraulic fracturing fluids and breakers and methods of preparation and use
US20100263867A1 (en) * 2009-04-21 2010-10-21 Horton Amy C Utilizing electromagnetic radiation to activate filtercake breakers downhole
AU2011200525B8 (en) 2010-12-17 2016-10-13 Akzo Nobel Chemicals International B.V. Environmentally friendly stimulation fluids, processes to create wormholes in carbonate reservoirs, and processes to remove wellbore damage in carbonate reservoirs
RU2582605C2 (ru) 2010-12-17 2016-04-27 Акцо Нобель Кемикалз Интернэшнл Б.В. Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента
CN103261366B (zh) 2010-12-17 2016-06-01 阿克佐诺贝尔化学国际公司 螯合剂的铵盐及其在油气田应用中的用途
GB201109446D0 (en) * 2011-06-06 2011-07-20 M I Drilling Fluids Uk Ltd Methods for reducing permeability of subterranean reservoirs
US8881823B2 (en) 2011-05-03 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Environmentally friendly low temperature breaker systems and related methods
US9334716B2 (en) 2012-04-12 2016-05-10 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid and methods for use thereof
US9670399B2 (en) 2013-03-15 2017-06-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for acidizing a subterranean formation using a stabilized microemulsion carrier fluid
US9745504B2 (en) 2013-03-21 2017-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing compositions and methods of making and using same
US9512348B2 (en) 2013-03-28 2016-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Removal of inorganic deposition from high temperature formations with non-corrosive acidic pH fluids
US10233385B2 (en) 2015-06-29 2019-03-19 Bj Services, Llc Well treatment methods and fluids with GLDA salt
US10161235B2 (en) 2016-06-03 2018-12-25 Enhanced Production, Inc. Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures
GB2552198A (en) * 2016-07-13 2018-01-17 Statoil Petroleum As Fluids
WO2018080437A1 (en) * 2016-10-25 2018-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for diversion and controlling fluid-loss using formate brine compositions
US11795378B2 (en) * 2019-04-17 2023-10-24 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Iron control composition, make, and use in carbonate stimulation

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5635458A (en) * 1995-03-01 1997-06-03 M-I Drilling Fluids, L.L.C. Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks
US5728652A (en) * 1995-02-10 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Brine fluids having improved rheological charactersitics
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US20050101490A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2828265A (en) * 1952-02-05 1958-03-25 Standard Oil Co Complex of polyoxyalkylene compounds with metal salts and organic liquids thickened with same
US2666774A (en) * 1952-04-25 1954-01-19 Union Oil Co Polyhydroxy-ether addition compounds with metal salts
US4662448A (en) * 1986-04-25 1987-05-05 Atlantic Richfield Company Well treatment method using sodium silicate to seal formation
US6291405B1 (en) * 1995-09-11 2001-09-18 M-I Llc Glycol based drilling fluid
US5919738A (en) * 1997-01-24 1999-07-06 Baker Hughes Incorporated Fluids for use in drilling and completion operations comprising water insoluble colloidal complexes for improved rheology and filtration control
WO2000022063A1 (en) * 1998-10-12 2000-04-20 The Dow Chemical Company Method for treating subterranean formations
US6489270B1 (en) * 1999-01-07 2002-12-03 Daniel P. Vollmer Methods for enhancing wellbore treatment fluids
US6367548B1 (en) * 1999-03-05 2002-04-09 Bj Services Company Diversion treatment method
GB9906484D0 (en) * 1999-03-19 1999-05-12 Cleansorb Ltd Method for treatment of underground reservoirs
US6325149B1 (en) * 2000-02-22 2001-12-04 Texas United Chemical Company, Llc. Method of decreasing the loss of fluid during workover and completion operations
US7211550B2 (en) * 2000-07-14 2007-05-01 Cabot Corporation Compositions for controlling scaling and completion fluids
US6790812B2 (en) * 2001-11-30 2004-09-14 Baker Hughes Incorporated Acid soluble, high fluid loss pill for lost circulation
JP3606855B2 (ja) * 2002-06-28 2005-01-05 ドン ウン インターナショナル カンパニー リミテッド 炭素ナノ粒子の製造方法
US7714054B2 (en) * 2002-10-24 2010-05-11 The University Of Akron Process for making strain-hardened polymer products
JP3969650B2 (ja) * 2002-11-19 2007-09-05 日精樹脂工業株式会社 複合樹脂成形品におけるスキン層の層厚制御方法
US7601321B2 (en) * 2003-02-22 2009-10-13 Mckinnon J Thomas Laser pyrolysis method for producing carbon nano-spheres
TW200512007A (en) * 2003-05-30 2005-04-01 Fullerene Internat Corp Cosmetic compositions containing fullerene clusters
KR20070101312A (ko) * 2005-01-13 2007-10-16 신벤션 아게 탄소 나노입자를 함유하는 복합 물질

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5728652A (en) * 1995-02-10 1998-03-17 Texas United Chemical Company, Llc. Brine fluids having improved rheological charactersitics
US5635458A (en) * 1995-03-01 1997-06-03 M-I Drilling Fluids, L.L.C. Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks
US5981447A (en) * 1997-05-28 1999-11-09 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations
US20050101490A1 (en) * 2003-11-11 2005-05-12 Vollmer Daniel P. Cellulosic suspensions of alkali formate and method of using the same

Also Published As

Publication number Publication date
US8017563B2 (en) 2011-09-13
AU2007222983B2 (en) 2011-02-03
US20070213233A1 (en) 2007-09-13
CA2643835A1 (en) 2007-09-13
AU2007222983A1 (en) 2007-09-13
EP1991634A4 (en) 2010-05-05
CA2643835C (en) 2012-05-15
MX2008011359A (es) 2008-09-15
WO2007104054A1 (en) 2007-09-13
BRPI0708625A2 (pt) 2011-06-07
EA200870338A1 (ru) 2009-02-27
NO20084200L (no) 2008-11-21
EP1991634A1 (en) 2008-11-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013449B1 (ru) Способ обработки скважины (варианты) и состав пробки для использования в скважине
AU2017206053B2 (en) Breaker fluids and methods of use thereof
CA2640949C (en) Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent
US6889766B2 (en) Methods for passing a swelling agent into a reservoir to block undesirable flow paths during oil production
NO20140022A1 (no) Avbryterfluider til brønnhullsfluider og bruksmetoder
US7717177B2 (en) Energized fluid for generating self-cleaning filter cake
WO2014164835A1 (en) Chelant acid particulate bridging solids for acid based wellbore fluids
EP1417277B1 (en) High density thermally stable well fluids
WO2009026021A2 (en) Diverting agents for water shut off
NO20180877A1 (en) Environmentally friendly wellbore consolidating/fluid loss material
RU2540767C1 (ru) Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора
US20120273200A1 (en) Methods for treating a wellbore
AU2021201364B2 (en) Drill fluid and method for tunneling

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): AM AZ BY KG MD TJ TM

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 RU