EA013481B1 - Закупоривающий агент на основе воска высокой плотности, предназначенный для подавления притока в скважину - Google Patents
Закупоривающий агент на основе воска высокой плотности, предназначенный для подавления притока в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- EA013481B1 EA013481B1 EA200801072A EA200801072A EA013481B1 EA 013481 B1 EA013481 B1 EA 013481B1 EA 200801072 A EA200801072 A EA 200801072A EA 200801072 A EA200801072 A EA 200801072A EA 013481 B1 EA013481 B1 EA 013481B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wax
- well
- gravel
- mixture
- filter
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 55
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 44
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 27
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 24
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 24
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 23
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical group [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 12
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 12
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 2
- 235000013871 bee wax Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000012166 beeswax Substances 0.000 claims description 2
- 235000013868 candelilla wax Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004204 candelilla wax Substances 0.000 claims description 2
- 229940073532 candelilla wax Drugs 0.000 claims description 2
- 235000013869 carnauba wax Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004203 carnauba wax Substances 0.000 claims description 2
- IUJAMGNYPWYUPM-UHFFFAOYSA-N hentriacontane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC IUJAMGNYPWYUPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000012169 petroleum derived wax Substances 0.000 description 2
- 235000019381 petroleum wax Nutrition 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 2-(3,4-dimethoxyphenyl)-5-hydroxy-7-methoxychromen-4-one Chemical compound C=1C(OC)=CC(O)=C(C(C=2)=O)C=1OC=2C1=CC=C(OC)C(OC)=C1 HIXDQWDOVZUNNA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001453445 Acalypha rhomboidea Species 0.000 description 1
- 241000132092 Aster Species 0.000 description 1
- 229920000089 Cyclic olefin copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ACIAHEMYLLBZOI-ZZXKWVIFSA-N Unsaturated alcohol Chemical compound CC\C(CO)=C/C ACIAHEMYLLBZOI-ZZXKWVIFSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000005250 alkyl acrylate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005496 eutectics Effects 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
- C04B26/02—Macromolecular compounds
- C04B26/22—Natural resins, e.g. rosin
-
- 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
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Способ и композиция для изоляции выбранной подземной зоны в подземном пласте, имеющем гравийную набивку на протяжении множества продуктивных зон.
Description
Настоящее изобретение относится к способу и композиции для изоляции выбранной подземной зоны в подземном пласте, имеющем гравийную набивку на протяжении множества продуктивных зон.
Уровень техники
При выполнении большого количества работ по добыче нефти и газа было обнаружено, что после того, как скважина пробурена от земной поверхности через представляющие интерес подземные зоны, из одной или нескольких зон могут выходить в нежелательных количествах твердые частицы, вследствие чего скважина закупоривается, или же, если они увлекаются на поверхность, твердые частицы создают проблему в оборудовании для транспортировки флюидов. В некоторых случаях принято использовать гравийную набивку, которая содержит слой гравия, расположенный вокруг внутренней окружности скважины, для предотвращения потока частиц из пласта вместе с добываемыми флюидами. Для размещения гравия в скважине используют большое количество способов. Несколько таких способов раскрыто в: Рс1го1сит Епдшеегтд НапбЬоок, ΕάίΙθΓ-ίη-СЫсГ Но\таг4 В. Вта41еу, 1Ыт4 ρτίηίίη§, δοοίοΙν οί Рс1го1сит ЕпДпст. Ктсйагбкоп, Техак, И8Л, 1998, радек 56, 58 и глава 8 6тауе1 Раск Р1аеетеи1, радек 45-47.
В способах осуществления такой гравийной набивки обычно используют слой гравия, располагаемый вокруг внутренней стороны окружности скважины на протяжении продуктивной зоны или продуктивных зон. Обычно гравий удерживают на месте фильтром. Используют фильтры различных видов. Одним таким фильтром является фильтр ΒΑΚΕΒ^ΕΒΌ, поставляемый Вакег 011 Тоо1к. Этот фильтр включает в себя проволочный фильтр, расположенный вокруг перфорированной опорной трубы. Проволочный фильтр обычно смещен на расстояние от перфорированной опорной трубы.
Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна обычно продолжается до верха узла гравийной набивки. Перфорированная опорная труба действует как насосно-компрессорная труба в пределах перфорированных интервалов и как подложка для намотки провода, образующего фильтр вокруг перфорированной опорной трубы. Кольцевой промежуток образован между перфорированной опорной трубой и проволочным фильтром. Не является обязательным, чтобы эксплуатационная насосно-компрессорная колонна продолжалась в перфорированную опорную трубу. В фильтрах других видов обычно используют проволочную обмотку, и они также могут включать в себя или могут не включать в себя слои тканой сетки или выдержанные по размерам частицы, или те и другие.
Обнаружено, что в случае, когда необходимо обрабатывать один из множества пластов, расположенных в гравийной набивке, которая перекрывает множество пластов, трудно осуществить изоляцию единственного пласта или группы пластов, поскольку имеется кольцевое пространство (зазор) между внешней поверхностью перфорированной опорной трубы и внутренней поверхностью фильтра, окружающего перфорированную опорную трубу. Этот зазор продолжается вокруг внешней поверхности опорной трубы и обеспечивает возможность протекания материала через кольцевое пространство даже в тех случаях, когда опорная труба перекрывается и когда гравийная набивка засоряется.
Сущность изобретения
Поскольку в некоторых случаях необходимо изолировать продуктивные пласты, из которых нефть или газ выводится через гравийную набивку, перекрывающую множество пластов, необходимы эффективные способы для эффективного закупоривания перфорированной опорной трубы, зазора и гравийной набивки выше и ниже и выше или ниже представляющего интерес пласта. В настоящее время установлено, что эффективное закупоривание может быть получено путем обработки выбранного одного из множества подземных пластов, вскрытых от земной поверхности скважиной с гравийной набивкой, содержащей гравий, расположенный вокруг наружной окружности скважины и на протяжении подземных пластов, с фильтром внутри гравия, при этом скважина дополнительно включает в себя перфорированную опорную трубу в сообщении по флюиду с внутренней поверхностью фильтра и земной поверхностью, способ содержит этапы, на которых: располагают по меньшей мере один пакер в насосно-компрессорной колонне, чтобы изолировать по меньшей мере выбранный один из подземных пластов; размещают некоторое количество смеси частиц, состоящей, по существу, из воска, имеющего температуру плавления выше температуры обработки выбранного подземного пласта, и тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокий удельный вес, чем вода над по меньшей мере одним пакером; и нагнетают некоторое количество обрабатывающего материала в скважину и в выбранный подземный пласт.
Кроме того, раскрыт способ для изоляции выбранного одного из множества подземных пластов, вскрытых от земной поверхности скважиной с гравийной набивкой, содержащей гравий, расположенный вокруг наружной окружности скважины и на протяжении подземных пластов, с фильтром внутри гравия, при этом скважина дополнительно включает в себя перфорированную опорную трубу в сообщении по флюиду с внутренней поверхностью фильтра и земной поверхностью, способ содержит этапы, на которых: располагают по меньшей мере один пакер, чтобы изолировать, по меньшей мере, выбранный один из подземных пластов; и размещают некоторое количество смеси частиц, состоящей, по существу, из воска, имеющего температуру плавления выше температуры обработки выбранного подземного пласта, и тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокий удельный вес, чем вода над по меньшей мере одним пакером.
- 1 013481
Изобретение также включает в себя композицию для перекрытия скважины. Композиция состоит, по существу, из смеси воска, имеющего температуру плавления выше приблизительно 52°С (125°Р); и тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокое удельное сопротивление, чем вода.
Краткое описание чертежей
На чертежах:
фиг. 1 - вид скважины, включающей в себя гравийную набивку на протяжении трех продуктивных подземных пластов, при этом согласно настоящему изобретению гравийная набивка содержит слой гравия, удерживаемый на месте фильтром, между фильтром и перфорированной опорной трубой существует зазор, пробка находится на заданном месте;
фиг. 2 - вид дополнительного варианта осуществления настоящего изобретения, в котором пара пробок установлена на заданных местах для изоляции выбранного подземного пласта;
фиг. 3 - иллюстрация дополнительного варианта осуществления настоящего изобретения в скважине, не закрепленной обсадными трубами;
фиг. 4 - поперечное сечение проволочного фильтра, включающего в себя перфорированную опорную трубу; и фиг. 5 - изометрический вид сверху проволочного фильтра, включающего в себя перфорированную опорную трубу.
Используемые в настоящей заявке термины «содержащий» или «включающий в себя» при представлении перечня вариантов означают, что могут иметься дополнительные элементы к перечисленным элементам. Термин «состоящий из» означает, что признак, который определен для «состоящий из» определенного материала, должен состоять только из этих элементов.
Используемые в настоящей заявке фразы «состоит по существу из», «состоящий по существу из» и аналогичные фразы не исключают наличия других этапов, элементов или материалов, которые конкретно не упоминаются в этом описании, если только такие этапы, элементы или материалы не влияют на основные и новые характеристики изобретения, и, кроме того, они не исключают примесей, обычно связанных с используемыми элементами и материалами.
Описание предпочтительных осуществлений
При рассмотрении чертежей одинаковые позиции используются для обозначения одних и тех же или аналогичных элементов.
На фиг. 1 показана скважина 10, простирающаяся от земной поверхности 12 через покрывающую толщу 20 и через продуктивные пласты 14, 16, 18 до забоя 11 скважины. Должно быть понятно, что, как известно специалистам в данной области техники, забой 11 скважины может находиться ниже пластов 14, 16 и 18, на значительном расстоянии от них.
Скважина 10 имеет ствол 22 скважины, включающий в себя обсадную колонну 24, имеющую внутренний диаметр 25. Как известно специалистам в данной области техники, обсадную колонну 24 обычно цементируют в рабочем положении. Перфорированная опорная труба 26, имеющая внешнюю поверхность 27 и перфорации, показанные как отверстия 30 (которые могут быть щелями) , простирается через фильтр 28 и соединена с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 29 в месте 34 соединения с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 29, находящейся в сообщении по флюиду с земной поверхностью и продуктивными пластами 14, 16 и 18. Гравийная набивка, содержащая гравий 36, расположенный вокруг внутренней поверхности 25 обсадной колонны 26, размещена на протяжении перфораций 38, 40 и 42 в пласты 14, 16 и 18, соответственно. Гравий удерживается на месте фильтром 28, который может быть любым подходящим фильтром, таким как фильтр от Вакег Θίΐ Тоок, рассмотренный выше. Хотя фильтр соединен с опорной трубой, между внешней поверхностью перфорированной опорной трубой 26 и внутренней поверхностью 31 фильтра 28 имеется кольцевое пространство 32 (зазор). В процессе эксплуатации флюиды вытекают из пластов 14, 16 и 18. Обычно, если гравийная набивка не используется, то из пластов, для которых требуется гравийная набивка, твердые частицы выходят вместе с флюидами, извлекаемыми из этих пластов. Во многих случаях желательно, чтобы была возможность избирательно обрабатывать один или несколько пластов при изоляции других пластов. На фиг. 1 пакер 44 установлен для изоляции пласта 18, так, что пласты 14 и 16 могут быть обработаны.
Пробку образуют установкой извлекаемого пакера 44 в перфорированной опорной трубе 26 на уровне ниже подошвы пласта 16. Когда используют такую пробку, обрабатывающий раствор, который нагнетают в скважину, будет проходить по кольцевому пространству 32 между внутренней поверхностью 31 фильтра 28 и внешней поверхностью перфорированной опорной трубы 26 и через перфорации 38, 40 и 42, в результате чего осуществляется обработка пласта 18, а также пластов 14 и 16. Согласно настоящему изобретению эту проблему разрешают, помещая смесь 46, содержащую воск и соль металла поверх пробки 44 в количестве, достаточном для деформирования ее по направлению наружу поверх пробки 44 через отверстия в перфорированной опорной трубе 26 и в зазор 32, чтобы закупорить перфорированную опорную трубу 26 и зазор 32 в месте ниже подошвы пласта 16 в скважине над пакером 44. После того, как перфорированная опорная труба 26 и зазор 32 закупорены, закупоривающий материал, например затвердевающую жидкость, такую как силикат натрия, уретановые полимеры или эпоксидные
- 2 013481 смолы; высоковязкую жидкость, такую как акриловые гели, уретановые гели или другие натуральные или синтетические полимерные жидкости; и суспензию с тонкоизмельченными частицами, например на основе мелкодисперсного цемента, силикатной муки или других тонкоизмельченных твердых частиц или аналогичных, можно закачать, чтобы он затвердел и, как показано, закупорил гравийную набивку.
На фиг. 2 показана аналогичная система обработки, но в этом случае для изоляции зоны 16 использованы два пакера. Второй пакер 50 расположен над кровлей 48 пласта 16, а труба 52, например гибкая труба или аналогичная, используется для нагнетания обрабатывающего раствора в пласт 16. Согласно фиг. 2 нагнетаемый обрабатывающий раствор будет проходить в пласты 14 и 16. Обрабатывающими растворами могут быть материалы, перекрывающие водоносные горизонты, материалы для кислотной обработки, ингибиторы отложений и аналогичные. По существу, любая обработка скважины, известная специалистам в данной области техники, может быть использована после того, как подлежащие изоляции пласты изолированы согласно настоящему изобретению.
На фиг. 3 показан вариант осуществления, в котором пробка согласно настоящему изобретению использована для изоляции пласта 14 от пластов 16 и 18. В этом случае показана необсаженная (не закрепленная обсадной колонной) скважина. Хорошо известно, что гравийные фильтры могут быть использованы как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах. В том или другом случае способ настоящего изобретения является эффективным. После завершения обработки пробку из воска/соли металла можно смыть из скважины путем пропускания в скважину нагретого материала для прогрева скважины, чтобы расплавить воск и избавиться от пробки, или пробку можно удалить, используя растворитель, такой как соляровое масло, ксилол, сырая нефть или аналогичный. Может быть использован любой подходящий растворитель, который содержит высокий процент ароматических углеводородов. После того, как воск растворен или расплавлен, желательно очень мелко измельчить и быстро распылить карбонат кальция.
Воск/соль металла формуют с образованием шариков. Желательно, чтобы шарики были диаметром от около 3 до около 10 мм (от около 1/8 до 3/8 дюйма) , а в основном были диаметром около 10 мм (3/8 дюйма). Шарики могут легко деформироваться в зазоре и на фильтре. В зависимости от таких факторов, как ширина зазора, размер шариков можно изменять в широких пределах. Заявитель считает, что в любом случае шарики, по существу, любого размера будут деформироваться в достаточной степени, чтобы закупоривать кольцевое пространство опорной трубы, зазор и фильтр. Восковые шарики должны быть меньше, чем перфорации в опорной трубе (диаметром около 10 мм), и больше, чем ширина кольцевого пространства (зазора 32) между внешней поверхностью опорной трубы и внутренней поверхностью фильтра (обычно около 3 мм).
Желательно, чтобы частицы смеси могли быть образованы любым подходящим способом, например способами, раскрытыми в патентах США №№ 3979305, 3316965 и 3455390, которые полностью включены в настоящую заявку посредством ссылки. В зависимости от процесса, которым частицы получают, и условий, при которых они должны использоваться, форма и размер частиц могут изменяться в широких пределах. Обычно частицы могут быть сфероидами, кубами, гранулами, бутонами, плоскими дисками или смесями из них, имеющими средние диаметры от около 0,1 мкм до около 13 мм (1/2 дюйма). Предпочтительно, чтобы частицы были от около 3 до около 10 мм (от около 1/8 до около 3/8 дюйма) и сферическими.
Подходящие воски выбирают из группы, состоящей из кристаллических и микрокристаллических нефтяных парафинов, пчелиного воска, карнаубского воска, канделильского воска, буроугольного воска, полностью очищенных нефтяных парафинов, длинноцепочечных алифатических углеводородных и окисленных углеводородных парафинов, восков Фишера-Тропша, синтетических восков и т.п. Желательно, чтобы воск был твердым при комнатной температуре и при температуре пласта и имел более высокую температуру плавления (предпочтительно, на по меньшей мере 6°С (10°Р)), чем температура пласта. После завершения обработки температура пласта может быть повышена путем нагнетания подогретой воды или чего-либо подобного для расплавления воска и удаления пробки. Аналогичным образом, материалы, которые являются ароматическими соединениями и способны растворять воск, также могут быть использованы для растворения воска. Воск также может быть использован в пластах, которые имеют более высокую температуру, чем температура плавления воска, при нагнетании достаточного количества воды и т.п. для охлаждения пласта. Предпочтительно, чтобы воск имел температуру плавления выше температуры обрабатываемого пласта с тем, чтобы воск мог быть удален путем использования подогретого материала или растворяющего материала или путем обеспечения возможности возврата температуры охлажденного пласта к температуре до охлаждения.
Соль металла выбирают из солей металлов в группах II, III, ГУ-А, V, VI, VII и VIII периодической таблицы. Особенно предпочтительной солью является карбонат кальция. Желательно, чтобы частицы солей металлов имели диаметр не более чем около 10 мм (3/8 дюйма), и предпочтительно, чтобы они имели диаметр от около 100 до около 18 меш, сито США. Соль металла может быть или может не быть реагирующей с такими материалами, как кислоты и т.п., поскольку соль металла после удаления воска мелко рассеивается при добыче флюидов из пласта. В соответствии с этим смесь легко удаляется после завершения обработки скважины. Соль металла и воск могут быть удалены с помощью кислот, диффузно-рассеянных в растворителях, содержащих ароматические соединения.
- 3 013481
Желательно, чтобы смесь воска и соли металла имела больший удельный вес, чем вода, а в случае, когда скважина содержит соляной раствор, имела больший удельный вес, чем удельный вес соляного раствора. Количество карбоната кальция, добавляемого к воску, определяется, по меньшей мере частично, концентрацией соли металла, необходимой для того, чтобы сделать смесь более тяжелой по сравнению с водой. Обычно в случае, когда используют карбонат кальция, смесь составляют так, чтобы она содержала от около 5 до около 30 мас.% карбоната кальция и от около 70 до около 95 мас.% воска. Предпочтительно, чтобы смесь также имела температуру плавления от около 52 до около 121°С (от около 125 до около 250°Р). Такие смеси составляют так, чтобы они погружались в воде и деформировались по направлению наружу поверх пакера для закупоривания насосно-компрессорной колонны вблизи зазора между фильтром и насосно-компрессорной колонной и вблизи потока через гравий в области пакера.
Как рассматривалось ранее, пробки этого вида могут быть использованы ниже и выше выбранного пласта с целью изоляции пласта для обработки известными способами обработки скважины.
На фиг. 4 показано поперечное сечение перфорированной опорной трубы 26 вместе с проволочным фильтром 28. Проволочный фильтр 28 отдален от внешней поверхности перфорированной трубы 26 посредством множества выступов 56, которые обычно имеют высоту 3 мм (1/8 дюйма), так что проволочный фильтр отделен от внешней поверхности перфорированной опорной трубы 26 промежутком, составляющим приблизительно 3 мм (1/8 дюйма). Обычно фильтр приваривают к по меньшей мере части выступов, чтобы фильтр удерживался в заданном положении относительно перфорированной опорной трубы. Выступы могут быть приварены к опорной трубе на ее концах, по всей длине или иным образом, известным из уровня техники, прикреплены к опорной трубе. Предполагается, что конструкция таких фильтров известна из уровня техники.
На фиг. 5 показан изометрический вид сверху, иллюстрирующий некоторые детали фильтра, включая перфорированную опорную трубу, выступы и проволочный фильтр. Кольцевое пространство 32 представляет собой пространство между внутренней поверхностью проволочного фильтра и внешней поверхностью перфорированной трубы.
Композиция настоящего изобретения может быть подана в скважину как предварительно полученная композиция или она может быть образована на площадке скважины путем смешивания соли металла и воска в подходящей гранулирующей системе с получением гранулированной смеси. Эта смесь легко нагнетается в скважину и проходит вниз к пробке в скважине, которая останавливает смесь и позволяет ей деформироваться по направлению наружу вокруг пробки с целью перекрывания потока через насосно-компрессорную колонну и внутреннюю поверхность фильтра и гравийной зоны.
В дополнение к использованию подогретых материалов и содержащих ароматические соединения материалов для растворения воска менее предпочтительными, но эффективными растворителями являются фторуглероды, четыреххлористый углерод и т. п. По экологическим соображениям эти материалы являются менее предпочтительными.
В патенте США № 3979305 раскрыта снижающая фильтрацию добавка, содержащая воск, растворимое в нефти поверхностно-активное вещество на основе неполного эфира одноосновной многоатомной высшей жирной кислоты и диспергируемое в воде поверхностно-активное вещество, такое как полиэтиленалкилфенол. Согласно настоящему изобретению требуются только воск и неорганический материал. Хотя в патенте '305 раскрыты дополнительные материалы, такие как кремнезем, карбонат кальция и т.п., предназначенные для использования в качестве утяжелителей, было установлено, что для настоящего изобретения требуются только воск и соль металла. Отсутствует потребность в полимерных материалах, и заявитель считает, что композиция этого изобретения должна быть лучше, поскольку ее можно легко контролировать и удалять без полимерных материалов.
В патенте США № 3316965 раскрыта композиция, содержащая смеси углеводородов и полимеров. Аналогичное рассмотрение применимо к этому источнику, и для настоящего изобретения требуются только воск и соль металла.
В патенте США № 3455390 раскрыта композиция, содержащая дисперсию тонкоизмельченных, растворимых в нефти, нерастворимых в воде твердых частиц в жидкости-носителе. Нерастворимые в воде твердые частицы могут быть растворимыми в нефти восками в сочетании с полимером олефина, имеющим от двух до четырех атомов углерода, сополимерами олефина, имеющими от двух до четырех атомов углерода, и алкилакрилатом, содержащим не более четырех атомов углерода в алкильной группе, и сополимерами олефина, имеющими от двух до четырех атомов углерода, и сополимерами олефинов, имеющими от двух до четырех атомов углерода, и эфиром, образуемым при реакции кислой кислоты и ненасыщенного спирта. Перечислены различные предпочтительные полимерные компоненты. И опять заявитель считает, что композиция настоящего изобретения должна быть лучше композиции, раскрытой в этом патенте, вследствие ее простоты и эффективности.
В патенте США № 1165476 в качестве средств ограничения потоков раскрыты материалы, такие как смеси восков, эвтектических соединений, солей и асфальтенов, которые являются растворимыми в сырой нефти. Эти материалы раскрыты с целью использования при шламообразовании и раскрыты с целью предотвращения преждевременной утечки жидкости из гравийного шлама. Эти материалы заявитель считает менее пригодными вследствие их сложности и также потому, что заявитель считает, что гиб
- 4 013481 кость, достижимая благодаря использованию двухкомпонентной композиции настоящего изобретения, лучше в части возможности удаления, эффективности в пласте и гибкости в части утяжеления.
Настоящее изобретение включает в себя простой, эффективный, очень гибкий и экономичный способ для обработки выделенного одного из множества пластов, имеющих гравийную набивку, расположенную на протяжении пластов. Настоящим изобретением также предоставляется эффективный и экономичный способ для избирательной изоляции подземного пласта.
Настоящее изобретение также включает в себя композицию для избирательной изоляции выбранного подземного пласта позади гравийной набивки.
Хотя настоящее изобретение описано применительно к некоторым из его предпочтительных осуществлений, отметим, что описанные осуществления являются иллюстративными, а не ограничивающими по существу, и что многочисленные варианты и модификации являются возможными в объеме настоящего изобретения. На основании рассмотрения приведенного выше описания предпочтительных осуществлений для специалистов в данной области техники многие такие варианты и модификации могут считаться очевидными и желательными.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки выбранного одного из множества подземных пластов, вскрытых от земной поверхности скважиной с гравийной набивкой, содержащей гравий, расположенный вокруг наружной окружности скважины и на протяжении подземных пластов, с фильтром внутри гравия, при этом скважина дополнительно включает в себя перфорированную опорную трубу в сообщении по флюиду с внутренней поверхностью фильтра и земной поверхностью, способ содержит этапы, на которых:a) располагают по меньшей один пакер в опорной трубе, чтобы изолировать, по меньшей мере, выбранный один из подземных пластов;b) размещают некоторое количество смеси частиц, состоящей, по существу, из воска, имеющего температуру плавления выше температуры обработки выбранного подземного пласта, и тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокий удельный вес, чем вода над по меньшей мере одним пакером; иc) нагнетают некоторое количество обрабатывающего материала в скважину и в выбранный подземный пласт.
- 2. Способ изоляции выбранного одного из множества подземных пластов, вскрытых от земной поверхности скважиной с гравийной набивкой, содержащей гравий, расположенный вокруг наружной окружности скважины и на протяжении подземных пластов, с фильтром внутри гравия, при этом скважина дополнительно включает в себя перфорированную опорную трубу в сообщении по флюиду с внутренней поверхностью фильтра и земной поверхностью, способ содержит этапы, на которых:a) располагают по меньшей один пакер в опорной трубе, чтобы изолировать по меньшей мере выбранный один из подземных пластов;b) размещают некоторое количество смеси частиц, состоящей, по существу, из воска, имеющего температуру плавления выше температуры обработки выбранного подземного пласта, и тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокий удельный вес, чем вода над по меньшей мере одним пакером.
- 3. Композиция для перекрытия скважины, вскрывающей подземный пласт, при этом композиция состоит, по существу, из смеси:a) воска, имеющего температуру плавления выше приблизительно 52°С (125°Е); иb) тонкоизмельченных частиц соли металла, при этом смесь имеет более высокое удельное сопротивление, чем вода.
- 4. Способ по п.1 или 2, в котором используют два пакера.
- 5. Способ по п.1 или 2 или композиция по п.3, в которых воск выбирают из группы, состоящей из кристаллических и микрокристаллических нефтяных парафинов, пчелиного воска, карнаубского воска, канделильского воска, буроугольного воска, полностью очищенных нефтяных парафинов, длинноцепочечных алифатических углеводородных и окисленных углеводородных парафинов, восков Фишера-Тропша, синтетических восков и т.п.
- 6. Способ по п.1 или композиция по п.3, в которых соль металла выбирают из солей металлов в группах II, Ш, 1У-А, V, VI, VII и УШ Периодической таблицы.
- 7. Способ или композиция по любому из пп.1-6, в которых воск имеет температуру плавления по меньшей мере на 6°С (10°Е) выше температуры выбранного пласта, или в котором воск имеет температуру плавления от около 52 до около 121°С (от около 125 до около 250°Е).
- 8. Способ по любому из пп.1, 2 или 4-6, в котором соль металла имеет диаметр частиц не больше чем около 10 мм (3/8 дюйма).
- 9. Способ или композиция по любому из пп.2-5 или 7, или 8, в которых соль металла представляет собой карбонат кальция.
- 10. Способ или композиция по любому из пп.1-7, в которых смесь содержит от около 5 до около 30 мас.% соли металла и от около 70 до около 95 мас.% воска.- 5 013481
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/249,576 US7552770B2 (en) | 2005-10-13 | 2005-10-13 | Heavy wax stimulation diverting agent |
| PCT/US2006/037158 WO2007047026A2 (en) | 2005-10-13 | 2006-09-25 | Heavy wax stimulation diverting agent |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801072A1 EA200801072A1 (ru) | 2008-08-29 |
| EA013481B1 true EA013481B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=37947093
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801072A EA013481B1 (ru) | 2005-10-13 | 2006-09-25 | Закупоривающий агент на основе воска высокой плотности, предназначенный для подавления притока в скважину |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7552770B2 (ru) |
| CN (1) | CN101283160B (ru) |
| AU (1) | AU2006302979B2 (ru) |
| CA (1) | CA2622730C (ru) |
| DK (1) | DK200800531A (ru) |
| EA (1) | EA013481B1 (ru) |
| EC (1) | ECSP088447A (ru) |
| GB (1) | GB2446086B (ru) |
| MY (1) | MY141392A (ru) |
| NO (1) | NO20082171L (ru) |
| WO (1) | WO2007047026A2 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2199359A1 (en) | 2008-12-16 | 2010-06-23 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for completing subterranean wells |
| US8403047B2 (en) * | 2009-01-30 | 2013-03-26 | Conocophillips Company | In-situ zonal isolation for sand controlled wells |
| CN101538461B (zh) * | 2009-04-30 | 2011-01-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井用降压增注剂及制备方法 |
| US20130206393A1 (en) * | 2012-02-13 | 2013-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Economical construction of well screens |
| US8905134B2 (en) * | 2012-03-05 | 2014-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| WO2013141867A1 (en) | 2012-03-22 | 2013-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Nono-particle reinforced well screen |
| CN109973058B (zh) * | 2019-04-17 | 2021-04-30 | 中国矿业大学 | 一种双层叠置含煤层气系统单井排采装置及排采方法 |
| RU2738973C1 (ru) * | 2020-06-11 | 2020-12-21 | Сергей Владимирович Андронов | Способ фильтрации воды в скважине, пробуренной на водоносный песок |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US529375A (en) * | 1894-11-20 | Gearing for grain-drills | ||
| US3316965A (en) * | 1963-08-05 | 1967-05-02 | Union Oil Co | Material and process for treating subterranean formations |
| US3455390A (en) * | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3979305A (en) * | 1972-09-29 | 1976-09-07 | Union Oil Company Of California | Low fluid loss additive composition |
| US5165476A (en) * | 1991-06-11 | 1992-11-24 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells with flow-restricted screen |
| US5269375A (en) * | 1992-07-28 | 1993-12-14 | Schroeder Jr Donald E | Method of gravel packing a well |
| US6227303B1 (en) * | 1999-04-13 | 2001-05-08 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6220345B1 (en) * | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US7147054B2 (en) * | 2003-09-03 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing a well |
| US7296625B2 (en) * | 2005-08-02 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
-
2005
- 2005-10-13 US US11/249,576 patent/US7552770B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-09-19 MY MYPI20064174A patent/MY141392A/en unknown
- 2006-09-25 CN CN2006800376954A patent/CN101283160B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-25 WO PCT/US2006/037158 patent/WO2007047026A2/en active Application Filing
- 2006-09-25 CA CA2622730A patent/CA2622730C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-09-25 AU AU2006302979A patent/AU2006302979B2/en not_active Ceased
- 2006-09-25 EA EA200801072A patent/EA013481B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-09-25 GB GB0808583A patent/GB2446086B/en not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-04-11 DK DK200800531A patent/DK200800531A/da not_active Application Discontinuation
- 2008-05-09 NO NO20082171A patent/NO20082171L/no not_active Application Discontinuation
- 2008-05-12 EC EC2008008447A patent/ECSP088447A/es unknown
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US529375A (en) * | 1894-11-20 | Gearing for grain-drills | ||
| US3316965A (en) * | 1963-08-05 | 1967-05-02 | Union Oil Co | Material and process for treating subterranean formations |
| US3455390A (en) * | 1965-12-03 | 1969-07-15 | Union Oil Co | Low fluid loss well treating composition and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2006302979A1 (en) | 2007-04-26 |
| CN101283160B (zh) | 2012-02-29 |
| MY141392A (en) | 2010-04-30 |
| AU2006302979B2 (en) | 2012-02-23 |
| CA2622730C (en) | 2010-11-23 |
| CA2622730A1 (en) | 2007-04-26 |
| DK200800531A (da) | 2008-04-11 |
| WO2007047026A3 (en) | 2008-01-03 |
| GB0808583D0 (en) | 2008-06-18 |
| GB2446086B (en) | 2010-12-01 |
| US20070084600A1 (en) | 2007-04-19 |
| US7552770B2 (en) | 2009-06-30 |
| NO20082171L (no) | 2008-07-09 |
| ECSP088447A (es) | 2008-06-30 |
| CN101283160A (zh) | 2008-10-08 |
| GB2446086A (en) | 2008-07-30 |
| WO2007047026A2 (en) | 2007-04-26 |
| EA200801072A1 (ru) | 2008-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013481B1 (ru) | Закупоривающий агент на основе воска высокой плотности, предназначенный для подавления притока в скважину | |
| US4771829A (en) | Well liner with selective isolation screen | |
| US6761218B2 (en) | Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems | |
| US5977032A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
| RU2432454C2 (ru) | Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков | |
| US5409061A (en) | Gravel packing system with fracturing and diversion of fluid | |
| AU2003290899B2 (en) | Well treating process and system | |
| US4842068A (en) | Process for selectively treating a subterranean formation using coiled tubing without affecting or being affected by the two adjacent zones | |
| US20120012326A1 (en) | Shaped Compressed Pellets for Slow Release of Well Treatment Agents Into a Well and Methods of Using Same | |
| US20030141060A1 (en) | Sand control screen assembly and treatment method using the same | |
| AU2009275203B2 (en) | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids | |
| GB2429725A (en) | Gravel pack with swellable elastomeric particles to inhibit water inflow | |
| US4192375A (en) | Gravel-packing tool assembly | |
| Graham et al. | The challenges for scale control in deepwater production systems: chemical inhibition and placement | |
| US5452764A (en) | Cementing efficiency in horizontal wellbores via dual density fluids and cements | |
| US5269375A (en) | Method of gravel packing a well | |
| CA2947297C (en) | Use of ultra lightweight particulates in multi-path gravel packing operations | |
| CN110506094A (zh) | 聚氨酯发泡环空化学封隔器 | |
| Edment et al. | Improvements in horizontal gravel packing | |
| US10597983B2 (en) | High flow screen system with degradable plugs | |
| Mascara et al. | Acidizing deep open-hole horizontal wells: A case history on selective stimulation and coil tubing deployed jetting system | |
| US20230148311A1 (en) | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field | |
| Purvis et al. | Alternative method for stimulating open hole horizontal wellbores | |
| Poyyara et al. | Optimization of Acid Treatments by Assessing Diversion Strategies in Carbonate and Sandstone Formations | |
| CA2478622A1 (en) | Oil based drilling fluid |
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 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): AZ KZ RU |