EA018242B1 - Methods of treating a wellbore and method and system for breaking a filtercake formed on a surface of a wellbore - Google Patents
Methods of treating a wellbore and method and system for breaking a filtercake formed on a surface of a wellbore Download PDFInfo
- Publication number
- EA018242B1 EA018242B1 EA201071065A EA201071065A EA018242B1 EA 018242 B1 EA018242 B1 EA 018242B1 EA 201071065 A EA201071065 A EA 201071065A EA 201071065 A EA201071065 A EA 201071065A EA 018242 B1 EA018242 B1 EA 018242B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wellbore
- electrolytic
- fluid
- oxidizing agents
- filter cake
- Prior art date
Links
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 title claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 103
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 85
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 52
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 18
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 claims description 9
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 claims description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 50
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 40
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 11
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 10
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 5
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 5
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N dioxidochlorine(.) Chemical compound O=Cl=O OSVXSBDYLRYLIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 description 3
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Inorganic materials Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- -1 oxides Chemical class 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004155 Chlorine dioxide Substances 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 235000019398 chlorine dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N cumene Chemical compound CC(C)C1=CC=CC=C1 RWGFKTVRMDUZSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WGKMWBIFNQLOKM-UHFFFAOYSA-N [O].[Cl] Chemical compound [O].[Cl] WGKMWBIFNQLOKM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 229920002988 biodegradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004621 biodegradable polymer Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Chemical class [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001246 bromo group Chemical group Br* 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 210000002421 cell wall Anatomy 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000001309 chloro group Chemical group Cl* 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000004675 formic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003574 free electron Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000010952 in-situ formation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000005226 mechanical processes and functions Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000035764 nutrition Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Water Treatment By Electricity Or Magnetism (AREA)
- Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)
Abstract
Description
Предпосылки создания изобретения Область техники изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, относятся, в общем, к способам и системам обработки ствола скважины и, в частности, к удалению фильтрационной корки, образованной в стволе скважины.Embodiments of the invention described herein relate generally to methods and systems for treating a wellbore and, in particular, to removing a filter cake formed in a wellbore.
Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Углеводороды (нефть, природный газ и т.д.) обычно добывают из подземного геологического пласта (т.е. коллектора) посредством бурения скважины, проходящей нефтегазоносный пласт. Для добычи углеводородов, т.е. перемещения из пласта в ствол скважины (и, в конечном итоге, на поверхность), должен существовать достаточно беспрепятственный путь потока из пласта в ствол скважины. Одним ключевым параметром, влияющим на темп добычи, является проницаемость пласта на пути потока, по которому углеводороды должны перемещаться для достижения ствола скважины. В некоторых случаях порода пласта имеет природную низкую проницаемость, в других случаях проницаемость уменьшается во время, например, бурения скважины.Hydrocarbons (oil, natural gas, etc.) are usually produced from an underground geological formation (i.e., a reservoir) by drilling a well through an oil and gas bearing formation. For hydrocarbon production, i.e. moving from the formation to the wellbore (and, ultimately, to the surface), there should be a fairly unhindered flow path from the formation to the wellbore. One key parameter affecting the rate of production is the permeability of the formation along the flow path along which hydrocarbons must travel to reach the wellbore. In some cases, the formation rock has a natural low permeability, in other cases, the permeability decreases during, for example, drilling a well.
Во время бурения ствола скважины различные текучие среды обычно используются в скважине для выполнения различных функций. При бурении скважины часто осуществляют циркуляцию бурового раствора в стволе для контакта с областью бурового долота, для решения следующих задач: охлаждение бурового долота, перемещение выбуренной породы от точки бурения и поддержание гидростатического давления на стенку пласта для предотвращения притока из пласта во время бурения. Можно осуществлять циркуляцию текучих сред через бурильную трубу и буровое долото в ствол скважины и затем вверх через ствол скважины на поверхность. Во время такой циркуляции буровой раствор может выполнять следующие функции: удалять буровой шлам от забоя ствола на поверхность, удерживать шлам и утяжелители взвешенными в суспензии, когда циркуляция прервана, управлять давлениями в скважине, поддерживать целостность ствола скважины до установки в секцию скважины обсадной колонны и ее цементирования, изолировать пластовые текучие среды созданием достаточного гидростатического давления для предотвращения поступления пластовых текучих сред в ствол скважины, охлаждать и смазывать бурильную колонну и долото, и/или максимизировать скорость проходки.During wellbore drilling, various fluids are typically used in the well to perform various functions. When drilling a well, the drilling fluid is often circulated in the wellbore to contact the area of the drill bit to solve the following problems: cooling the drill bit, moving drill cuttings from the drilling point and maintaining hydrostatic pressure on the formation wall to prevent inflow from the formation during drilling. It is possible to circulate fluids through the drill pipe and drill bit into the wellbore and then up through the wellbore to the surface. During such circulation, the drilling fluid can perform the following functions: remove drill cuttings from the bottom of the borehole to the surface, keep the cuttings and weighting agents suspended in suspension when the circulation is interrupted, control the pressure in the borehole, maintain the integrity of the borehole before installing the casing string and its cementing, isolate formation fluids by creating sufficient hydrostatic pressure to prevent formation fluids entering the wellbore, cool and lubricate -sterile string and bit, and / or to maximize penetration rate.
Во время скважинных операций буровой раствор может теряться вследствие утечки в пласт.During downhole operations, drilling fluid may be lost due to leakage into the formation.
Для предотвращения этого буровой раствор часто специально модифицируют, так что малое его количество проникает в пласт и образует покрытие на поверхности ствола скважины (часто именуемое фильтрационной коркой) и защищает, тем самым, пласт. Фильтрационная корка образуется, когда частицы, суспендированные в текучей среде ствола скважины, образуют покрытие и закупоривают поры в подземном пласте так, что фильтрационная корка предотвращает или уменьшает как фильтрацию текучих сред в пласт, так и приток текучих сред, присутствующих в пласте. Известен ряд способов образования фильтрационной корки, включающих в себя использование тампонажных частиц, шлама, образованного в процессе бурения, полимерных добавок и выделения осадков.To prevent this, the drilling fluid is often specially modified so that a small amount penetrates the formation and forms a coating on the surface of the wellbore (often referred to as a filter cake) and thereby protects the formation. The filter cake is formed when particles suspended in the wellbore fluid form a coating and plug the pores in the subterranean formation so that the filter cake prevents or reduces both the filtration of the fluids into the formation and the flow of fluids present in the formation. A number of methods are known for forming a filter cake, including the use of grouting particles, sludge formed during drilling, polymer additives and precipitation.
После завершения бурения фильтрационная корка может стабилизировать ствол скважины во время последующих операций заканчивания, таких как установка гравийного фильтра в стволе скважины. Кроме того, во время операций заканчивания, когда ожидается поглощение текучей среды, тампон из полимеров против поглощения текучей среды можно устанавливать в намеченной точке или размещать в стволе скважины. Другие текучие среды заканчивания можно закачивать за тампоном ликвидации поглощения текучей среды в ствол скважины непосредственно над участком пласта, где прогнозируют поглощение текучей среды. Закачку текучих сред в ствол скважины затем останавливают, и поглощение текучей среды должно затем переместить тампон к месту поглощения текучей среды для создания покрытия пласта и предотвращения или уменьшения будущего поглощения текучей среды.After drilling is complete, the filter cake may stabilize the wellbore during subsequent completion operations, such as installing a gravel pack in the wellbore. In addition, during completion operations when fluid absorption is expected, the anti-fluid swab of polymers can be installed at the intended point or placed in the wellbore. Other completion fluids can be injected behind the fluid absorption elimination tampon into the wellbore directly above the portion of the formation where fluid uptake is predicted. The injection of fluids into the wellbore is then stopped, and the absorption of the fluid should then move the swab to the place of absorption of the fluid to create a coating of the formation and prevent or reduce future absorption of the fluid.
После завершения любых операций заканчивания фильтрационная корка (образовавшаяся во время бурения и/или заканчивания) на боковых стенках ствола скважины, обычно должна быть удалена, поскольку остатки фильтрационной корки могут негативно воздействовать на добычу. То есть хотя образование фильтрационной корки и использование тампонов, ликвидирующих поглощение текучей среды, является необходимым для операций бурения и заканчивания, данные барьеры могут являться значительным препятствием добыче углеводородов или других текучих сред из скважины, если, например, пласт породы все еще закупорен барьером. Поскольку фильтрационная корка является уплотненной, она часто прочно прилипает к пласту и может непросто или не полностью смываться с пласта одним только действием текучей среды.After completing any completion operations, the filter cake (formed during drilling and / or completion) on the side walls of the wellbore should usually be removed, since the residue of the filter cake can adversely affect production. That is, although the formation of a filter cake and the use of tampons that eliminate the absorption of fluid are necessary for drilling and completion operations, these barriers can be a significant obstacle to the production of hydrocarbons or other fluids from the well if, for example, the formation is still clogged with a barrier. Since the filter cake is compacted, it often adheres firmly to the formation and may not easily or completely be washed off the formation by the action of a fluid alone.
Таким образом, фильтрационную корку следует удалять во время начальной стадии эксплуатации физическим или химическим воздействием (например, посредством кислот, окислителей и/или энзимов). Количество и тип твердых частиц в буровом растворе влияет на эффективность данной обработки для очистки скважины. Также на эффективность очистки ствола скважины перед эксплуатацией влияет присутствие полимерных добавок, которые могут являться стойкими к разложению с использованием обычных разрушающих фильтрационную корку реагентов.Thus, the filter cake should be removed during the initial stage of operation by physical or chemical exposure (for example, by means of acids, oxidizing agents and / or enzymes). The amount and type of solids in the drilling fluid affects the effectiveness of this treatment for cleaning the well. Also, the presence of polymer additives, which can be resistant to decomposition using conventional reagents that destroy the filter cake, affects the efficiency of cleaning the wellbore before operation.
Проблемы эффективной очистки скважины и заканчивания являются важными во всех скважинах, и, особенно, в скважинах, заканчиваемых с горизонтальным необсаженным стволом. ПродуктивностьThe problems of effective well cleaning and completion are important in all wells, and especially in wells completed with a horizontal open hole. Productivity
- 1 018242 скважины в некоторой степени зависит от эффективного и производительного удаления фильтрационной корки с минимизацией возможности образования водного барьера, закупоривания или иного повреждения естественных каналов притока пласта, а также компоновки заканчивания.- 1 018242 wells to some extent depend on the effective and efficient removal of the filter cake with the minimization of the possibility of the formation of a water barrier, blocking or other damage to the natural channels of the inflow of the formation, as well as the layout of completion.
Соответственно, существует насущная необходимость создания систем и способов эффективной и производительной очистки ствола скважины.Accordingly, there is an urgent need to create systems and methods for efficient and productive cleaning of the wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Согласно изобретению создан способ обработки ствола скважины, содержащий размещение по меньшей мере одного электролитического инструмента в необходимой секции ствола скважины и приложение электрической разности потенциалов к электродам, расположенным в текучей среде в необходимой секции ствола скважины так, что в области электролиза компонентов текучей среды происходит образование окислителей.According to the invention, a method for processing a wellbore is created, comprising placing at least one electrolytic tool in a necessary section of a wellbore and applying an electric potential difference to electrodes located in a fluid in a necessary section of a wellbore so that oxidizing agents form in the region of electrolysis of the fluid components .
Способ может дополнительно содержать воздействие окислителей на фильтрационную корку, образованную в стволе скважины.The method may further comprise the effect of oxidizing agents on the filter cake formed in the wellbore.
Способ может дополнительно содержать разложение фильтрационной корки на месте.The method may further comprise decomposing the filter cake in place.
При осуществлении способа окислители могут уничтожать по меньшей мере часть бактериальной флоры, присутствующей в скважине.In the process, oxidizing agents can destroy at least a portion of the bacterial flora present in the well.
Согласно изобретению создан способ разрушения фильтрационной корки, образованной на поверхности ствола скважины, содержащий разложение окислителями компонентов фильтрационной корки, причем образование окислителей осуществляется электролизом компонентов текучей среды в стволе скважины.According to the invention, a method for destroying a filter cake formed on a surface of a wellbore is provided, comprising oxidizing agents decomposing the filter cake components, the formation of oxidizing agents being carried out by electrolysis of the fluid components in the wellbore.
Текучая среда в стволе скважины может содержать водный раствор или рассол.The fluid in the wellbore may contain an aqueous solution or brine.
Способ может дополнительно содержать размещение по меньшей мере одного электролитического инструмента в стволе скважины, который может размещаться на необходимой глубине в стволе скважины.The method may further comprise placing at least one electrolytic tool in the wellbore, which may be located at the required depth in the wellbore.
Способ может дополнительно содержать дистанционное управление по меньшей мере одним электролитическим инструментом с позиции вне ствола скважины.The method may further comprise remotely controlling at least one electrolytic instrument from a position outside the wellbore.
Образование окислителей может дополнительно содержать приложение электрической разности потенциалов по меньшей мере в одном электролитическом инструменте, присутствующем в стволе скважины.The formation of oxidizing agents may further comprise applying an electric potential difference in at least one electrolytic tool present in the wellbore.
Электролитический инструмент может дополнительно содержать датчик для измерения количества окислителей, образованных в скважине.The electrolytic tool may further comprise a sensor for measuring the amount of oxidizing agents formed in the well.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать средство управления количеством электрического заряда, создаваемого в текучей среде ствола скважины.At least one electrolytic tool may further comprise means for controlling the amount of electric charge generated in the fluid of the wellbore.
Способ может дополнительно содержать управление электрическим зарядом, создаваемое по меньшей мере одним электролитическим инструментом в скважине для регулирования количества окислителей, измеренного датчиком.The method may further comprise controlling electric charge generated by at least one electrolytic tool in the well to control the amount of oxidizing agents measured by the sensor.
Окислители могут содержать по меньшей мере одно из гипогалогенита, озона, галогенида и перекиси водорода.Oxidizing agents may contain at least one of hypohalogenite, ozone, halide and hydrogen peroxide.
Фильтрационная корка может дополнительно содержать разлагаемые окислителем полимеры.The filter cake may additionally contain oxidatively degradable polymers.
Согласно изобретению создана система для разрушения фильтрационной корки, образованной на поверхности ствола скважины, содержащая источник подачи водного раствора в ствол скважины и по меньшей мере один электролитический инструмент для образования окислителей в текучей среде в стволе скважины. Система может дополнительно содержать по меньшей мере одно транспортирующее средство для транспортирования электролитического инструмента на необходимую глубину в ствол скважины и по меньшей мере одно средство управления размещением электролитического инструмента на необходимую глубину в ствол скважины.According to the invention, a system for destroying a filter cake formed on the surface of a wellbore is provided, comprising a source of supplying an aqueous solution to the wellbore and at least one electrolytic tool for forming oxidizing agents in the fluid in the wellbore. The system may further comprise at least one conveying means for transporting the electrolytic tool to the required depth in the wellbore and at least one means of controlling the placement of the electrolytic tool to the required depth in the wellbore.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать по меньшей мере одно средство управления зарядом для регулирования величины электрического заряда, создаваемого в водном растворе.The at least one electrolytic tool may further comprise at least one charge control means for controlling the amount of electric charge generated in the aqueous solution.
Система может дополнительно содержать датчик для измерения окислителей, образованных электролитическим инструментом.The system may further comprise a sensor for measuring oxidizing agents formed by the electrolytic instrument.
По меньшей мере один электролитический инструмент может содержать по меньшей мере один отрицательный электрод и по меньшей мере один положительный электрод для приложения электрического заряда к водному раствору.At least one electrolytic instrument may comprise at least one negative electrode and at least one positive electrode for applying an electric charge to the aqueous solution.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать реакционную камеру для размещения по меньшей мере одного отрицательного электрода и по меньшей мере одного положительного электрода, по меньшей мере одно впускное отверстие для прохождения водного раствора в реакционную камеру и по меньшей мере выпускное отверстие для выпуска водного раствора из реакционной камеры.The at least one electrolytic tool may further comprise a reaction chamber for receiving at least one negative electrode and at least one positive electrode, at least one inlet for passing the aqueous solution into the reaction chamber, and at least an outlet for discharging the aqueous solution from the reaction chamber.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать перекачивающее устройство для создания притока водного раствора через впускное отверстие в реакционную камеру.At least one electrolytic tool may further comprise a pumping device for creating an influx of an aqueous solution through an inlet into the reaction chamber.
Система может дополнительно содержать генератор гидравлической мощности, использующий поThe system may further comprise a hydraulic power generator using
- 2 018242 ток текучей среды в стволе скважины для обеспечения энергией электролитического инструмента.- 2 018242 fluid flow in the wellbore to provide power to an electrolytic tool.
Электролитический инструмент может быть встроен по меньшей мере в один блок оборудования заканчивания.An electrolytic tool may be integrated in at least one unit of completion equipment.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.Other aspects and advantages of the invention will become apparent from the following description and the appended claims.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 схематично показан один вариант осуществления буровой системы;In FIG. 1 schematically shows one embodiment of a drilling system;
на фиг. 2 - схематичный вид электролитического инструмента согласно вариантам осуществления настоящего изобретения;in FIG. 2 is a schematic view of an electrolytic tool according to embodiments of the present invention;
на фиг. 3 - блок-схема системы образования окислителя согласно вариантам осуществления настоящего изобретения;in FIG. 3 is a block diagram of an oxidizing agent system according to embodiments of the present invention;
на фиг. 4 - блок-схема последовательности операций способа обработки фильтрационной корки согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.in FIG. 4 is a flowchart of a filter cake treatment method according to embodiments of the present invention.
Подробное описаниеDetailed description
На фиг. 1 показан схематичный вид типичной системы бурения. Система 10 предназначена для бурения ствола скважины в геологическом пласте 100 для добычи полезных ископаемых, например нефти. Система 10 бурения включает в себя вышку 20, компоновку 30 бурильной колонны, циркуляционную систему 40, электролитический инструмент 50, блок 70 вспомогательной лебедки, и блок 85 управления. Вышка 20 размещена на подвышечном основании 21, установленном на земле. Вышка 20 несет компоновку 30 бурильной колонны, которую спускают в ствол 101 скважины для выполнения операции бурения.In FIG. 1 is a schematic view of a typical drilling system. The system 10 is designed to drill a wellbore in a geological formation 100 for mining, such as oil. The drilling system 10 includes a tower 20, a drill string assembly 30, a circulation system 40, an electrolytic tool 50, an auxiliary winch unit 70, and a control unit 85. The tower 20 is placed on a sub-base 21 mounted on the ground. The tower 20 carries the layout 30 of the drill string, which is lowered into the wellbore 101 to perform a drilling operation.
Компоновка 30 бурильной колонны включает в себя бурильную колонну 31, компоновку 32 низа бурильной колонны и систему 33 привода. Во время бурения ствола 101 скважины бурильная труба 31 вращается системой 33 привода, и данное вращение передается через компоновку 32 низа бурильной колонны на буровое долото 34.The drill string assembly 30 includes a drill string 31, a bottom assembly 32, and a drive system 33. During drilling of the well bore 101, the drill pipe 31 is rotated by the drive system 33, and this rotation is transmitted through the bottom assembly of the drill string 32 to the drill bit 34.
Циркуляционная система 40 включает в себя буровой насос 41, емкость 42 бурового раствора, линию 43 подачи и обратную линию 44. Циркуляционная система 40 осуществляет циркуляцию текучей среды ствола скважины через компоновку 30 бурильной колонны и в ствол 101 скважины. Конкретно буровой насос 41 перекачивает текучую среду ствола скважины, которая запасена в емкости 42 бурового раствора, через линию 43 подачи, и затем текучую среду ствола скважины закачивают в бурильную колонну 31. Текучую среду ствола скважины, закачанную в бурильную колонну 31, затем выпускают из бурового долота 34 на дно ствола 101 скважины и возвращают в емкость 42 бурового раствора через обратную линию 44.The circulation system 40 includes a mud pump 41, a drilling fluid reservoir 42, a supply line 43, and a return line 44. The circulation system 40 circulates the fluid of the wellbore through the drill string assembly 30 and into the wellbore 101. Specifically, the mud pump 41 pumps the borehole fluid that is stored in the drilling fluid reservoir 42 through the feed line 43, and then the borehole fluid is pumped into the drill string 31. The borehole fluid injected into the drill string 31 is then discharged from the drill string bits 34 to the bottom of the wellbore 101 and returned to the reservoir 42 of the drilling fluid through the return line 44.
При бурении ствола 101 скважины текучие среды, выходящие из бурового долота 34 и циркулирующие через ствол 101 скважины, могут образовывать тонкую фильтрационную корку низкой проницаемости, изолирующую проницаемые пласты 100, пройденные долотом 34. Различные буровые растворы, включающие в себя текучие среды ствола скважины на нефтяной и водной основе, можно использовать для бурения ствола 101 скважины. Данные скважинные текучие среды могут состоять из синтетических полимеров или биополимеров (для улучшения реологических свойств (например, пластической вязкости, значения динамического сопротивления сдвигу, прочности геля) бурового раствора), глин, полимерных понизителей вязкости, хлопьеобразующих агентов и органических коллоидов, добавленных текучим средам для получения требуемой вязкости и фильтрационных свойств. Тяжелые минералы, такие как барит или карбонат, можно также добавлять для увеличения плотности. Дополнительно твердые частицы из пласта входят в буровой раствор и часто диспергируются в буровом растворе вследствие бурения.When drilling a wellbore 101, fluids exiting the drill bit 34 and circulating through the wellbore 101 can form a thin low-permeability filter cake insulating the permeable formations 100 passed by the bit 34. Various drilling fluids, including oil well fluids and water-based, can be used for drilling a wellbore 101. These wellbore fluids may consist of synthetic polymers or biopolymers (to improve the rheological properties (e.g., plastic viscosity, dynamic shear strength, gel strength) of the drilling fluid), clays, polymer viscosity reducers, flocculating agents and organic colloids added to the fluids for obtaining the desired viscosity and filtration properties. Heavy minerals such as barite or carbonate can also be added to increase density. Additionally, solid particles from the formation enter the drilling fluid and are often dispersed in the drilling fluid due to drilling.
Поскольку такие добавки или твердые частицы могут образовывать часть фильтрационной корки вследствие их присутствия в текучей среде, некоторые добавки можно добавлять специально для придания необходимых свойств фильтрационной корке для предотвращения поглощения текучих сред из ствола скважины в пласт и притока пластовых текучих сред в ствол скважины. Например, различные полимерные добавки могут также действовать как вещества, ликвидирующие поглощение текучей среды, для предотвращения или уменьшения поглощения текучей среды ствола скважины в окружающий пласт уменьшением проницаемости фильтрационной корки, образующейся на открывающейся воздействию поверхности пласта. Большинство полимерных добавок, используемых в буровых растворах, являются стойкими к биологическому разложению, что увеличивает использование добавки до продолжительности эксплуатации бурового раствора. Конкретные примеры стойких к биоразложению полимерных добавок включают в себя биополимеры, синтетические полимеры, такие как полиакриламиды и другие полимеры на основе акриламида, производные целлюлозы, такие как диалкилкарбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, натриевые соли карбоксиметилцеллюлозы, химически модифицированный крахмал, гуаровая смола, фосфоманнаны, склероглюканы, глюканы, и декстраны. Дополнительно к таким полимерным добавкам можно добавлять тампонажные материалы, такие как карбонат кальция или волокнистые материалы, добавляемые для перекрывания разрывов или пор в пласте. Несмотря на то, что фильтрационная корка играет важную роль в работах бурения, барьер может являться значительнымSince such additives or solids can form part of the filter cake due to their presence in the fluid, some additives can be added specifically to provide the desired properties of the filter cake to prevent the absorption of fluids from the wellbore into the formation and the influx of formation fluids into the wellbore. For example, various polymer additives can also act as fluid absorption eliminating agents to prevent or reduce the absorption of fluid from the wellbore into the surrounding formation by reducing the permeability of the filter cake formed on the exposed surface of the formation. Most polymer additives used in drilling fluids are biodegradable, which increases the use of the additive up to the duration of the drilling fluid. Specific examples of biodegradable polymer additives include biopolymers, synthetic polymers such as polyacrylamides and other acrylamide-based polymers, cellulose derivatives such as dialkyl carboxymethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, sodium carboxymethyl cellulose, chemically modified glucan starchane, , and dextrans. In addition to such polymer additives, grouting materials, such as calcium carbonate or fibrous materials, can be added to bridge fractures or pores in the formation. Although the filter cake plays an important role in drilling operations, the barrier can be significant.
- 3 018242 препятствием добыче углеводородов из пласта. Таким образом, когда завершены операции бурения и заканчивания и необходима эксплуатация, данное покрытие или фильтрационная корка должны быть удалены.- 3 018242 obstacle to the production of hydrocarbons from the reservoir. Thus, when drilling and completion operations are completed and operation is necessary, this coating or filter cake must be removed.
Таким образом удаление фильтрационной корки является ключевой задачей работ заканчивания скважины. Типичные известные методики включают в себя использование разрушающих агентов, таких как энзимы, окислители или кислоты для удаления фильтрационной корки на забое скважины. Примеры таких методик раскрыты в патентах США №№ 1984668, 4609475, 4941537, 5247995, 6861394 и 5607905. Вместе с тем, использование данных различных разрушающих агентов может иметь недостатки. Например, энзимы могут быть дорогостоящими и чувствительными к агрессивной среде на забое скважины, и кислоты оказываются дорогостоящими, неэффективными и затратными по времени. Также известные разрушающие агенты могут работать слишком медленно или слишком быстро и, таким образом, могут не обеспечивать контроль синхронизации разрушения фильтрационной корки.Thus, removing the filter cake is a key task of well completion. Typical known techniques include the use of destructive agents, such as enzymes, oxidizing agents or acids, to remove the filter cake in the bottom of the well. Examples of such techniques are disclosed in US Patent Nos. 1984668, 4609475, 4941537, 5247995, 6861394 and 5607905. However, the use of these various destructive agents may have drawbacks. For example, enzymes can be costly and sensitive to hostile bottom hole environments, and acids can be costly, ineffective, and time consuming. Also known destructive agents may work too slowly or too quickly and, thus, may not provide control of the synchronization of the destruction of the filter cake.
Заявители обнаружили, что окислители для разложения фильтрационной корки можно образовать на месте в скважине с использованием электролитического инструмента. На фиг. 2 схематично показана простая электролитическая ячейка 51 согласно некоторым вариантам осуществления, описанным в данном документе. Электролитическая ячейка 51 включает в себя по меньшей мере одно впускное отверстие 54 для прохождения концентрированного соляного раствора, присутствующего в стволе скважины в электролитическую ячейку 51, и по меньшей мере одно выпускное отверстие 56 для выпуска образованных окислителей в ствол скважины. Электролитическая ячейка 51 может содержать по меньшей мере одну реакционную камеру 57 для размещения электродов. Электроды могут быть любого известного типа или конфигурации. Электролитическая ячейка может содержать по меньшей мере два электрода, при этом по меньшей мере один электрод является положительным электродом или анодом 58, и по меньшей мере один электрод является отрицательным электродом или катодом 59. Электролитический инструмент может дополнительно включать в себя по меньшей мере одну цепь управления (не показано) для избирательного создания электрического потенциала между по меньшей мере одним катодом и по меньшей мере одним анодом и источник энергии (не показано), находящийся в электрическом контакте с цепью управления, для подачи управляемого электрического заряда в цепь управления. По меньшей мере одна цепь управления может иметь электрический контакт с катодом 59 и анодом 58. Дополнительно специалисту в данной области техники должно быть ясно, что нет ограничений на устройство электролитических ячеек согласно вариантам осуществления настоящего изобретения. Неограничивающие примеры различных электролитических ячеек, которые можно использовать и/или модифицировать для использования в скважине в способах и системах настоящего изобретения, включают в себя описанные в патентах США №№ 4761208, 5385711, 6261464, 6524475, 6558537, 6736966, 6805787, 7005075 и 7008523, которые включены в данный документ в виде ссылки. Специалисту в данной области техники также понятно, что электролитические ячейки можно включать в состав оборудования, обычно используемого в скважине. Например, оборудование заканчивания, такое как хвостовики с щелевым фильтром и песчаные фильтры, можно использовать в качестве электродов для образования окислителей в стволе скважины в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения.Applicants have discovered that oxidizing agents for decomposing a filter cake can be formed in situ in a well using an electrolytic tool. In FIG. 2 schematically shows a simple electrolytic cell 51 according to some of the embodiments described herein. The electrolytic cell 51 includes at least one inlet 54 for passing the concentrated brine present in the wellbore to the electrolytic cell 51, and at least one outlet 56 for discharging the formed oxidizing agents into the wellbore. The electrolytic cell 51 may comprise at least one reaction chamber 57 for receiving electrodes. The electrodes may be of any known type or configuration. The electrolytic cell may contain at least two electrodes, wherein at least one electrode is a positive electrode or anode 58, and at least one electrode is a negative electrode or cathode 59. The electrolytic tool may further include at least one control circuit (not shown) for selectively generating an electrical potential between at least one cathode and at least one anode and an energy source (not shown) located in the electrical contact with the control circuit, for supplying a controlled electric charge to the control circuit. At least one control circuit may be in electrical contact with the cathode 59 and anode 58. Additionally, it should be clear to a person skilled in the art that there are no restrictions on the arrangement of electrolytic cells according to embodiments of the present invention. Non-limiting examples of various electrolytic cells that can be used and / or modified for use in a well in the methods and systems of the present invention include those described in US Pat. Nos. 4,761,208, 5,385,711, 6,261,464, 6,524,475, 6,585,737, 6,736,966, 6805787, 7005075 and 7008523. which are incorporated herein by reference. One of ordinary skill in the art will also recognize that electrolytic cells can be included in equipment typically used in a well. For example, completion equipment, such as slotted liners and sand filters, can be used as electrodes to form oxidizing agents in the wellbore in some embodiments of the present invention.
Как кратко упомянуто, концентрированный соляной раствор может входить, и образованные окислители могут выходить из электролитической ячейки 51. Для оптимального образования окислителей в стволе скважины посредством электролитической ячейки 51 в нем должен находиться раствор электролита, способный передавать электрический заряд для действия электролитической ячейки 51. Известно, что способность передачи электрического заряда связана с ионной характеристикой электролита. Таким образом, при использовании инструмента на забое скважины для генерирования окислителей текучая среда ствола скважины может действовать в качестве электролита. Использование текучей среды ствола скважины в качестве электролита экологически безвредно и создает экономию затрат, поскольку никакие дополнительные текучие среды нет необходимости вводить в ствол скважины.As briefly mentioned, concentrated brine can enter, and the formed oxidizing agents can exit the electrolytic cell 51. For optimal formation of oxidizing agents in the wellbore by means of an electrolytic cell 51, there must be an electrolyte solution in it that can transmit an electric charge for the action of the electrolytic cell 51. that the ability to transfer electric charge is related to the ionic characteristic of the electrolyte. Thus, when using a downhole tool to generate oxidizing agents, the fluid of the wellbore can act as an electrolyte. Using the fluid of the wellbore as an electrolyte is environmentally friendly and creates cost savings since no additional fluids need to be introduced into the wellbore.
В частности, текучая среда ствола скважины, действующая в качестве электролита, может являться текучей средой на водной основе. Текучая среда ствола скважины может включать в себя водный раствор, как основу текучей среды, включающей в себя по меньшей мере одно из следующего: пресную воду, морскую воду, рассол, смесь воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. Например, водный раствор может быть составлен из смесей необходимых солей в пресной воде. Такие соли могут включать в себя, для примера, без ограничения этим, хлориды щелочных металлов, гидроксиды или карбоксилаты. В различных вариантах осуществления текучие среды ствола скважины, описанные в данном документе, могут включать в себя морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли меньше чем в морской воде, или водные растворы в которых концентрация соли больше, чем в морской воде. Соли, которые могут находиться в морской воде, включают в себя, но без ограничения этим, натрий, кальций, алюминий, магний, калий, стронций, литий и могут являться хлоридами, бромидами, карбонатами, йодидами, хлоратами, броматами, формиатами, нитратами, оксидами, сульфатами, силикатами, фосфатами и фторидами. Соли, которые могут входить в состав рассолов, включают в себя любую одну или несколько солей, присутствующих в природной морской воде, или любую другую органическую или неорганическую растворимую соль.In particular, a wellbore fluid acting as an electrolyte may be a water-based fluid. The fluid of the wellbore may include an aqueous solution, as the basis of the fluid, including at least one of the following: fresh water, sea water, brine, a mixture of water and water-soluble organic compounds and mixtures thereof. For example, an aqueous solution may be composed of mixtures of the necessary salts in fresh water. Such salts may include, for example, without limitation, alkali metal chlorides, hydroxides or carboxylates. In various embodiments, wellbore fluids described herein may include sea water, aqueous solutions in which the salt concentration is lower than in sea water, or aqueous solutions in which the salt concentration is higher than in sea water. Salts that may be present in seawater include, but are not limited to, sodium, calcium, aluminum, magnesium, potassium, strontium, lithium, and may be chlorides, bromides, carbonates, iodides, chlorates, bromates, formates, nitrates, oxides, sulfates, silicates, phosphates and fluorides. Salts that may be included in brines include any one or more salts present in natural seawater, or any other organic or inorganic soluble salt.
- 4 018242- 4 018242
Кроме того, рассолы, которые можно использовать в буровых растворах, описанных в данном документе, могут являться природными или синтетическими, с синтетическими рассолами, имеющими, как правило, более простой состав. В конкретном варианте осуществления рассол может включать в себя такие соли, как галиды или карбоксилаты одновалентных или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Присутствие данных солей улучшает ионный характер текучей среды ствола скважины, при этом увеличивая способность передачи электрического заряда и улучшения свойств текучей среды в качестве электролита.In addition, the brines that can be used in the drilling fluids described herein may be natural or synthetic, with synthetic brines, which typically have a simpler composition. In a specific embodiment, the brine may include salts such as halides or carboxylates of monovalent or divalent metal cations, such as cesium, potassium, calcium, zinc and / or sodium. The presence of these salts improves the ionic nature of the borehole fluid, while increasing the ability to transfer electric charge and improve the properties of the fluid as an electrolyte.
Как показано на фиг. 2, электрический потенциал может создаваться блоком 85 управления (фиг. 3) и может создаваться между электродами 58 и 59 текучей средой ствола скважины. Управляемый электрический заряд проходит через текучую среду ствола скважины по меньшей мере от одного катода 59 на по меньшей мере один анод 58, при этом образуя по меньшей мере один окислитель в растворе электролита. При прохождении текучей среды ствола скважины через реакционную камеру 57 электролитической ячейки 51 и пропускание электрического тока между анодом 58 и катодом 59 происходит несколько химических реакций с участием воды и одной или нескольких солей или ионов, содержащихся в текучей среде ствола скважины.As shown in FIG. 2, an electric potential may be generated by the control unit 85 (FIG. 3) and may be generated between the electrodes 58 and 59 of the wellbore fluid. A controlled electric charge passes through the fluid of the wellbore from at least one cathode 59 to at least one anode 58, thereby forming at least one oxidizing agent in the electrolyte solution. As the borehole fluid passes through the reaction chamber 57 of the electrolytic cell 51 and an electric current is passed between the anode 58 and the cathode 59, several chemical reactions occur involving water and one or more salts or ions contained in the borehole fluid.
Электрический ток поляризует электроды 58, 59 и вызывает диссоциацию текучей среды ствола скважины на составляющие ионы. Например, в случае, если текучая среда ствола скважины включает в себя раствор хлорида натрия (№1С1). рассол ЫаС1 может диссоциировать на ионы натрия и хлора, которые должны мигрировать к катоду и аноду соответственноAn electric current polarizes the electrodes 58, 59 and causes the wellbore to dissociate into constituent ions. For example, if the fluid in the wellbore includes a solution of sodium chloride (No. 1C1). NaCl brine can dissociate into sodium and chlorine ions, which must migrate to the cathode and anode, respectively
ИаС1(ач) (аф+С1 (ас|)And aC1 (ac) (af + C1 (ac |)
Известно, что анод испытывает недостаток электронов, и без привязки к конкретной теории считается, что анод извлекает электроны из воды и другие ионы, примыкающие к аноду, результатом чего является образование окислительных продуктов электролита в стволе скважины. Например, может проходить следующая реакция с образованием хлора на поверхности анода:It is known that the anode lacks electrons, and without reference to a specific theory, it is believed that the anode extracts electrons from water and other ions adjacent to the anode, resulting in the formation of oxidative electrolyte products in the wellbore. For example, the following reaction can take place with the formation of chlorine on the surface of the anode:
2С1 (ач)^С12(6)+2е 2C1 (ah) ^ C1 2 ( 6 ) + 2e
Газообразный хлор (С12), образуемый в реакции получения хлора, может растворяться в воде с образованием ионов гипохлорита (ОС1-), являющихся окислительными продуктами, использующимися в вариантах осуществления данного изобретенияGaseous chlorine (C1 2 ) formed in the chlorine production reaction can dissolve in water to form hypochlorite ions (OS1 - ), which are oxidative products used in embodiments of this invention
С12(6)+Н2О(1)^2ОС1-(а6)+2Н+^)С12 ( 6 ) + Н2О (1) ^ 2ОС1 - (а 6 ) + 2Н + ^)
Несколько других потенциальных реакций хлор-кислород (например, двуокиси хлора) могут также иметь место.Several other potential chlorine-oxygen reactions (e.g., chlorine dioxide) may also occur.
Образованные протоны (Н+) могут в свою очередь объединяться со свободными электронами на богатом электронами катоде с образованием газообразного водорода, который можно удалять с электролитического инструмента любым средством, известным в технике 2Н (ач)+2е ^Н2(д)The formed protons (H + ) can in turn combine with free electrons on an electron-rich cathode to form hydrogen gas, which can be removed from an electrolytic tool by any means known in the technique of 2H (ach) + 2e ^ H 2 (e)
Хотя химия образования окислителя показана с использованием рассолов ЫаС1 в качестве примера, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что данные принципы применимы для образования окислителей из любого ионного раствора посредством электролиза. Настоящее изобретение относится к получению одного или нескольких окислителей и может включать в себя, например, гипохлорит, хлор, бром, двуокись хлора, озон, перекись водорода и другие хлороксигенированные и бромоксигенированные продукты.Although the chemistry of the formation of an oxidizing agent has been shown using NaCI brines as an example, one skilled in the art should understand that these principles are applicable to the formation of oxidizing agents from any ionic solution through electrolysis. The present invention relates to the production of one or more oxidizing agents and may include, for example, hypochlorite, chlorine, bromine, chlorine dioxide, ozone, hydrogen peroxide and other chloro oxygenated and bromo oxygenated products.
Динамика потока, включающая в себя турбулентное перемещение молекул в проходящем потоке раствора, предполагает, что преобразование солей должно увеличиваться с приближением пути потока раствора к поверхностному слою анода. Следовательно, в некоторых вариантах осуществления, способы и системы настоящего изобретения предпочтительно максимизируют поток электролита ствола скважины вокруг анода для максимизирования образования окислителей. Поток текучей среды ствола скважины можно улучшать любым средством, известным в технике, например перемешивателями, такими как лопастные перемешиватели и т.д.The dynamics of the flow, including the turbulent movement of molecules in the passing flow of the solution, suggests that the salt conversion should increase with the approach of the flow path of the solution to the surface layer of the anode. Therefore, in some embodiments, the methods and systems of the present invention preferably maximize the wellbore electrolyte flow around the anode to maximize the formation of oxidizing agents. The fluid flow of the wellbore can be improved by any means known in the art, for example, agitators such as paddle agitators, etc.
В частности, перекачивающие устройства 60, 61 можно устанавливать между положительным электродом 58 и отрицательным электродом 59. Перекачивающие устройства могут иметь лопасти, клапаны или любое известное средство для формирования потока текучей среды в реакционной камере 57 так, что текучая среда ствола скважины, окружающая электролитический инструмент, вводится в реакционную камеру 57 электролитической ячейки 51 через впускное отверстие 54, проходит через реакционную камеру 57 электролитической ячейки 51 и выпускается через выпускное отверстие 56. Впускное отверстие 54 может включать в себя механизм, такой как клапан или любой другой известный механизм, для герметичного закрытия впускного отверстия после входа текучей среды ствола скважины в ячейку. После образования окислителя богатая окислителем текучая среда ствола скважины может выходить из электролитической ячейки 51 через выпускное отверстие 56.In particular, the transfer devices 60, 61 can be installed between the positive electrode 58 and the negative electrode 59. The transfer devices can have blades, valves, or any known means for forming a fluid flow in the reaction chamber 57 so that the fluid of the wellbore surrounding the electrolytic tool is introduced into the reaction chamber 57 of the electrolytic cell 51 through the inlet 54, passes through the reaction chamber 57 of the electrolytic cell 51 and is discharged through the outlet 56. The inlet 54 may include a mechanism, such as a valve or any other known mechanism, for tightly closing the inlet after the wellbore fluid enters the cell. After the formation of the oxidizing agent, the oxidizing agent-rich wellbore fluid may exit the electrolytic cell 51 through the outlet 56.
Локальную концентрацию окислителей, присутствующих в выходящей текучей среде ствола скважины, можно измерять любым известным контрольно-измерительным устройством, например датчиком окислителя. После регистрации датчиком окислителя локальной концентрации окислителя, достаточнойThe local concentration of oxidizing agents present in the outgoing fluid of the wellbore can be measured by any known control and measuring device, for example, an oxidizing sensor. After the oxidizer sensor registers a local concentration of the oxidant sufficient
- 5 018242 для разрушения фильтрационной корки, электрический потенциал, приложенный на электроды электролитической ячейки, можно отключить, и электролитические инструменты можно затем удалить из ствола скважины.- 5 018242 to destroy the filter cake, the electrical potential applied to the electrodes of the electrolytic cell can be turned off, and electrolytic tools can then be removed from the wellbore.
Окислители, теперь присутствующие в текучей среде ствола скважины, могут осуществлять разложение фильтрационной корки посредством любого механизма, известного в технике. Например, известно, что фильтрационная корка может содержать полимеры, такие как полисахариды. Известно, что окислители атакуют гликозидную связь между кольцами, вызывая деполимеризацию цепи. Соответственно, при разрыве полимера на более короткие цепи фильтрационная корка разлагается и может быть удалена посредством циркуляции текучей среды ствола скважины. Окислителя становится меньше по ходу данного процесса, и уменьшенное образование можно повторно окислять электролитическим инструментом, если считают нужным.The oxidizing agents now present in the wellbore fluid can decompose the filter cake by any mechanism known in the art. For example, it is known that the filter cake may contain polymers such as polysaccharides. It is known that oxidizing agents attack a glycosidic bond between rings, causing chain depolymerization. Accordingly, when the polymer breaks into shorter chains, the filter cake breaks down and can be removed by circulating the fluid of the wellbore. The oxidizing agent becomes smaller during this process, and the reduced formation can be re-oxidized with an electrolytic tool if deemed necessary.
Альтернативно, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что электролитический инструмент может непрерывно (или периодически) генерировать окислители, пока не определят, что фильтрационная корка удалена в достаточной степени.Alternatively, it should be clear to a person skilled in the art that an electrolytic tool can continuously (or periodically) generate oxidizing agents until it is determined that the filter cake has been sufficiently removed.
Заявителями также обнаружено, что способность образования окислителей на месте для разрушения фильтрационной корки обеспечивает преимущество контроля синхронизации разрушения фильтрационной корки. Поскольку электролитический инструмент можно устанавливать на месте с фильтрационной коркой, которую следует удалить (например, на интервале эксплуатации), с образованием при этом богатой окислителем среды непосредственно вблизи фильтрационной корки, синхронизацию разрушения фильтрационной корки можно запускать созданием электрического потенциала между электродами электролитической ячейки. Например, данный способ может создавать улучшенный контроль в сравнении с обычным размещением текучих сред с разрушающими реагентами, которые могут реагировать слишком быстро или слишком медленно в зависимости от присутствия или отсутствия механизмов задержки.Applicants have also found that the ability to form oxidizing agents in place to break the filter cake provides the advantage of controlling the timing of the destruction of the filter cake. Since the electrolytic tool can be installed in place with a filter cake, which should be removed (for example, at the operating interval), with the formation of an environment rich in oxidizing agent, immediately near the filter cake, synchronization of the destruction of the filter cake can be started by creating an electric potential between the electrodes of the electrolytic cell. For example, this method may provide improved control compared to the usual placement of fluids with destructive reagents, which may respond too quickly or too slowly depending on the presence or absence of delay mechanisms.
Кроме того, заявителями обнаружено, что электролитический инструмент можно размещать в скважине для образования на месте окислителей, способных уничтожать бактерии, которые могут присутствовать в стволе скважины. Процесс бурения инициирует сообщение между поверхностью и подземным нефтяным месторождением. Во время бурения текучие среды ствола скважины могут циркулировать с поверхности на долото для удаления шлама и управления пластовыми давлениями на забое скважины. В данном процессе химикаты и бактерии с поверхности могут прокачиваться в глубокие подземные энергоемкие нефтеносные пласты, и насыщенный углеводородом шлам может доставляться в богатую кислородом имеющую умеренную температуру среду на поверхности. Данный механический процесс может инициировать микробиологическую активность в средах на поверхности и под землей. Хотя этого обычно не происходит в нормальных условиях, это может приводить к бактериальному загрязнению ствола скважины.In addition, Applicants have discovered that an electrolytic tool can be placed in a well to form in situ oxidizing agents capable of killing bacteria that may be present in the wellbore. The drilling process initiates communication between the surface and the underground oil field. During drilling, the fluids of the wellbore can circulate from the surface to the bit to remove sludge and control reservoir pressures at the bottom of the well. In this process, chemicals and bacteria from the surface can be pumped into deep underground energy-intensive oil-bearing strata, and hydrocarbon-rich sludge can be delivered to an oxygen-rich, moderate-temperature surface medium. This mechanical process can initiate microbiological activity in media on the surface and underground. Although this usually does not occur under normal conditions, it can lead to bacterial contamination of the wellbore.
Дополнительно органические полимеры, присутствующие как загустители и материалы ликвидации поглощения текучей среды в текучей среде в стволе скважины, характеризуются растительным или микробиологическим происхождением и могут действовать как готовый источник питания для роста природных бактерий нефтяного месторождения. Если рост бактерий является чрезмерным, потребление ими данных органических компонентов текучей среды ствола скважины может приводить к потере реологических свойств бурового раствора, микробиологической коррозии скважинных трубчатых элементов и фильтров, закупориванию биомассой в нагнетательных скважинах и в пласте и проявлениям сероводорода в глубине пласта. Если не проводить соответствующей обработки, возможно нарушение целостности ствола скважины в результате бактериального загрязнения.Additionally, organic polymers present as thickeners and materials for eliminating fluid absorption in a fluid in a wellbore are of plant or microbiological origin and can act as a ready-made source of nutrition for the growth of natural bacteria in an oil field. If bacterial growth is excessive, their consumption of these organic components of the wellbore fluid can lead to loss of rheological properties of the drilling fluid, microbiological corrosion of the downhole tubular elements and filters, clogging by biomass in injection wells and in the formation, and manifestations of hydrogen sulfide in the depth of the formation. If you do not carry out the appropriate treatment, the integrity of the wellbore may result from bacterial contamination.
Таким образом, согласно некоторым вариантам осуществления окислители, образованные на месте в стволе скважины из раствора электролита, можно использовать для уничтожения бактерий в скважине. Без привязки к теории считается, что окислители могут атаковать компоненты стенки клеток бактерий, такие как пептидогликаны и другие полисахариды. Соответственно, способы и системы, описанные в данном документе, могут образовывать окислители на месте для уменьшения бактериальной флоры в скважине.Thus, in some embodiments, oxidizing agents formed in situ in the wellbore from an electrolyte solution can be used to kill bacteria in the well. Without being bound by theory, it is believed that oxidizing agents can attack bacterial cell wall components, such as peptidoglycans and other polysaccharides. Accordingly, the methods and systems described herein can form oxidants in place to reduce the bacterial flora in the well.
Электролитические инструменты, использующиеся в вариантах осуществления, описанных в данном документе, можно размещать в стволе скважины любым известным средством. Например, различные варианты осуществления настоящего изобретения могут работать с размещением по меньшей мере части или всего электролитического инструмента в стволе скважины. Размещение может осуществляться на любом этапе операций в стволе скважины. Обычно электролитический инструмент можно размещать в стволе скважины во время заканчивания и перед эксплуатацией. Вместе с тем, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что ограничений по настоящему описанию не существует. Например, предполагается, что после начала эксплуатации можно определить, что остаточная фильтрационная корка находится на стенках ствола скважины, препятствуя эксплуатации, при этом требуется последующая операция очистки, такая как с использованием электролитических инструментов, описанных в данном документе. Дополнительно, если гель, стабилизирующий ствол скважины, неправильно размещен во время операций бурения, предполагается, что электролитические инструменты, описанные в данном доElectrolytic instruments used in the embodiments described herein can be placed in the wellbore by any known means. For example, various embodiments of the present invention may operate with at least a portion or all of an electrolytic instrument in a wellbore. Placement can be carried out at any stage of operations in the wellbore. Typically, an electrolytic tool can be placed in the wellbore during completion and before use. However, it should be clear to a person skilled in the art that the limitations of the present description do not exist. For example, it is assumed that after the start of operation, it can be determined that the residual filter cake is located on the walls of the wellbore, interfering with the operation, and a subsequent cleaning operation is required, such as using the electrolytic tools described herein. Additionally, if the gel stabilizing the wellbore is improperly placed during drilling operations, it is assumed that the electrolytic tools described in this
- 6 018242 кументе, можно использовать для запуска разрушения геля в месте неправильного размещения, так, чтобы разместить гель в нужном месте. Кроме того, если инструмент используют для регулирования роста бактерий, может потребоваться образование окислителей на любом этапе, включающем в себя бурение.- 6 018242 cumene, can be used to start the destruction of the gel in the place of improper placement, so as to place the gel in the right place. In addition, if the tool is used to control the growth of bacteria, the formation of oxidizing agents may be required at any stage, including drilling.
Таким образом, когда необходимо образование окислителей, электролитический инструмент или его части можно размещать в необходимой секции скважины. При этом обеспечивают предпочтительное регулирование размещения по осевой линии. С текучими средами с известными разрушающими реагентами могут возникать проблемы в отношении надлежащего размещения текучей среды с разрушающими реагентами, т.е. обеспечения ее подачи в необходимую зону в целом (т.е. зону, в которой необходимо удаление фильтрационной корки). Можно прогнозировать, что в некоторых случаях участки фильтрационной корки, первыми подвергающиеся воздействию текучей среды с разрушающим реагентом, могут реагировать и распадаться быстрее, чем другие участки фильтрационной корки, с возможностью некоторого поглощения текучей среды в зоне, в которой фильтрационная корка была быстро разрушена. Использование электролитического инструмента с адекватными размерами может обеспечивать образование окислителей по всей фильтрационной корке, так что большая часть фильтрационной корки может разрушаться приблизительно в одно время. Альтернативно, несколько электролитических ячеек можно разместить вблизи фильтрационной корки для предпочтительного обеспечения генерирования окислителей по всей фильтрационной корке.Thus, when the formation of oxidizing agents is necessary, the electrolytic instrument or its parts can be placed in the necessary section of the well. At the same time, they provide a preferred adjustment of the centerline placement. With fluids with known destructive reagents, problems may arise with respect to the proper placement of the fluid with destructive reagents, i.e. ensuring its supply to the necessary zone as a whole (i.e., the zone in which the filter cake is to be removed). It can be predicted that in some cases, sections of the filter cake that are the first to be exposed to a fluid with a destructive reagent can react and disintegrate faster than other sections of the filter cake, with the possibility of some absorption of the fluid in the area in which the filter cake was quickly destroyed. Using an electrolytic tool with adequate dimensions can provide oxidizing agents throughout the filter cake, so that most of the filter cake can be destroyed at about the same time. Alternatively, several electrolytic cells can be placed near the filter cake to advantageously provide oxidizing agents throughout the filter cake.
В вариантах осуществления, описанных в данном документе, необходимая глубина и/или поперечное позиционирование электролитического инструмента в стволе скважины можно регулировать с использованием любого известного оборудования, такого как лебедки и т.д. Дополнительно глубину и поперечное позиционирование электролитического инструмента в стволе скважины можно измерять любым известным контрольно-измерительным устройством, таким как глубиномеры, датчики, камеры и т.д. После получения оптимального размещения электролитического инструмента можно генерировать окислители на месте работы в необходимой секции ствола скважины, при этом достигая преобладающего осевого распределения окислительного разрушающего реагента.In the embodiments described herein, the required depth and / or lateral positioning of the electrolytic tool in the wellbore can be adjusted using any known equipment, such as winches, etc. Additionally, the depth and lateral positioning of the electrolytic tool in the wellbore can be measured by any known control and measuring device, such as depth gauges, sensors, cameras, etc. After obtaining the optimal placement of the electrolytic tool, it is possible to generate oxidizing agents at the place of work in the required section of the wellbore, while achieving the predominant axial distribution of the oxidizing destructive reagent.
На фиг. 3 показана блок-схема электролитического инструмента согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Электролитический инструмент включает в себя систему 80 образования окислителя. Система 80 включает в себя генератор 50 окислителя, блок 85 управления, блок 70 вспомогательной лебедки, блок 81 электропитания и исполнительный механизм 82 клапана. Генератор 50 окислителя включает в себя электролитическую ячейку 51, датчик окислителя 52 и, если необходимо, генератор 53 гидравлической мощности. В некоторых случаях генератор 50 окислителя может содержать многочисленные электролитические ячейки 51, которые могут быть электрически соединены друг с другом последовательно или параллельно, для обеспечения разрушения фильтрационной корки на более значительных интервалах. Альтернативно, многочисленные генераторы 50 окислителя можно использовать в одиночной работе в зависимости от длины интервала для разрушения и/или размеров инструмента. Генератор 50 окислителя подвешен в стволе 101 скважины на кабеле 71. Блок 70 вспомогательной лебедки поднимает и/или опускает кабель 71, регулируя глубину установки генератора 50 окислителя в стволе 101 скважины. Блок 85 управления включает в себя, например, центральный процессор, постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство, порт ввод и вывод данных, запоминающие устройства и т.п. (не показано). Блок 85 управления электрически соединен по меньшей мере с генератором 50 окислителя, блоком 70 вспомогательной лебедки и блоком 81 электропитания.In FIG. 3 is a block diagram of an electrolytic tool according to an embodiment of the present invention. The electrolytic tool includes an oxidizing agent system 80. System 80 includes an oxidizer generator 50, a control unit 85, an auxiliary winch unit 70, a power supply unit 81, and a valve actuator 82. The oxidizer generator 50 includes an electrolytic cell 51, an oxidizer sensor 52, and, if necessary, a hydraulic power generator 53. In some cases, the oxidizer generator 50 may contain numerous electrolytic cells 51, which can be electrically connected to each other in series or in parallel, to ensure the destruction of the filter cake at more significant intervals. Alternatively, multiple oxidizer generators 50 may be used in a single operation depending on the length of the interval for fracture and / or tool size. The oxidizer generator 50 is suspended in the well bore 101 from the cable 71. The auxiliary winch unit 70 raises and / or lowers the cable 71, adjusting the installation depth of the oxidizer generator 50 in the well bore 101. The control unit 85 includes, for example, a central processing unit, read only memory, random access memory, data input and output port, memory devices, and the like. (not shown). The control unit 85 is electrically connected to at least the oxidizer generator 50, the auxiliary winch unit 70, and the power supply unit 81.
Блок 85 управления управляет работой генератора 50 окислителя, блока 70 вспомогательной лебедки и исполнительного механизма 82 клапана посредством передачи сигналов команд (сплошные линии со стрелками). Сигналы команд могут основываться на сигналах детектирования от датчика 51 окислителя, соединенного с генератором 50 окислителя и/или глубинного измерительного устройства 72, соединенного с блоком 70 вспомогательной лебедки. В некоторых вариантах осуществления использован глубиномер 72, сообщающий, что генератор 50 окислителя спущен недостаточно глубоко или слишком глубоко, и сигнал команды обратной связи можно отправлять на блок 70 вспомогательной лебедки через блок 85 управления для регулирования глубины генератора 50 окислителя соответственно. В других вариантах осуществления использован датчик 51 окислителя, обнаруживающий концентрацию окислителя меньше или больше необходимой, и сигнал команды обратной связи можно отправлять на блок 70 вспомогательной лебедки через блок 85 управления для регулирования производительности генератора окислителя соответственно. Сигнал команды обратной связи может быть автоматизирован или вводиться вручную. Соответственно, блок 81 электропитания подает электроэнергию (пунктирные линии со стрелкой) на блок управления 60, генератор 50 окислителя, блок 70 вспомогательной лебедки и исполнительный механизм 82 клапана на основе сигналов команд, передаваемых блоком 85 управления.The control unit 85 controls the operation of the oxidizer generator 50, the auxiliary winch unit 70 and the valve actuator 82 by transmitting command signals (solid lines with arrows). The command signals may be based on the detection signals from the oxidizer sensor 51 connected to the oxidizer generator 50 and / or the depth measurement device 72 connected to the auxiliary winch unit 70. In some embodiments, a depth gauge 72 is used that reports that the oxidizer generator 50 is not lowered or too deep, and the feedback command signal can be sent to the auxiliary winch unit 70 through the control unit 85 to adjust the depth of the oxidizer generator 50, respectively. In other embodiments, an oxidizer sensor 51 is used that detects an oxidizer concentration of less or more than necessary, and the feedback command signal can be sent to the auxiliary winch unit 70 through the control unit 85 to control the performance of the oxidizer generator, respectively. The feedback command signal may be automated or manually entered. Accordingly, the power supply unit 81 supplies electric power (dashed lines with an arrow) to the control unit 60, the oxidizer generator 50, the auxiliary winch unit 70 and the valve actuator 82 based on the command signals transmitted by the control unit 85.
На фиг. 4 показана блок-схема этапов последовательности операций способа обработки ствола скважины. На этапе 1000 текучую среду ствола скважины, являющуюся электролитическим концентрированным соляным раствором, можно размещать на нужном месте в стволе скважины. Специалисту в данной области техники ясно, что такие электролитические концентрированные соляные растворы могут представлять собой текучую среду, использующуюся для бурения ствола скважины, или могут являться последующей текучей средой, размещенной в стволе скважины, например, для работ заканчивания. НаIn FIG. 4 shows a flowchart of a process for processing a wellbore. At step 1000, the fluid of the wellbore, which is an electrolytic concentrated brine, can be placed in the right place in the wellbore. It will be apparent to those skilled in the art that such electrolytic concentrated salt solutions may be a fluid used to drill a wellbore, or may be subsequent fluid placed in a wellbore, for example, for completion work. On
- 7 018242 этапе 2000 электролитический инструмент можно размещать в секции ствола скважины, где необходимо удаление фильтрационной корки. На этапе 3000, создавая напряжение на электродах, образуют окислители в концентрированном соляном растворе в электролитической ячейке. На этапе 4000 выполняют оценку ствола скважины для определения эффективности разрушения фильтрационной корки. Если фильтрационная корка достаточно удалена для обеспечения необходимой добычи углеводородов, электролитический инструмент выключают на этапе 5000 и удаляют из ствола скважины на этапе 6000. Если фильтрационная корка удалена недостаточно, электролитический инструмент можно повторно включить в работу посредством создания напряжения на электродах, как на этапе 3000. Данную последовательность действий можно повторять до получения достаточного удаления фильтрационной корки, и затем электролитический инструмент можно выключать, как на этапе 5000, и удалять из ствола скважины, как на этапе 6000 соответственно.- 7 018242 stage 2000, an electrolytic tool can be placed in the section of the wellbore, where it is necessary to remove the filter cake. At step 3000, creating a voltage on the electrodes, form oxidizing agents in concentrated brine in the electrolytic cell. At 4000, a wellbore assessment is performed to determine the effectiveness of the destruction of the filter cake. If the filter cake is sufficiently removed to provide the necessary hydrocarbon production, the electrolytic tool is turned off at step 5000 and removed from the wellbore at step 6000. If the filter cake is not removed enough, the electrolytic tool can be re-enabled by applying voltage to the electrodes, as in step 3000. This sequence of actions can be repeated until sufficient filter cake is removed, and then the electrolytic tool can be turned off, as in 5000 and removed from the wellbore as in step 6000, respectively.
Предпочтительно варианты осуществления настоящего изобретения создают разложение фильтрационной корки окислителями, образованных на месте в скважине посредством использования электролитического инструмента. Образование на месте окислителей может обеспечить предпочтительный контроль синхронизации разрушения окислительного разрушающего реагента в стволе скважины. Дополнительно образование окислителей на месте в скважине из относительно несложных исходных материалов, таких как рассолы, может в результате обеспечить уменьшенную коррозию в компоновке бурильной колонны и лучшее соответствие требованиям экологии. Дополнительно образование окислителей на месте в скважине может обеспечивать использование меньших объемов химикатов, таких как окислительные разрушающие реагенты и другие добавки, и может являться более экономически оправданным с использованием продуктов, уже присутствующих в стволе скважины, вместо закачки текучей среды с реагентом разрушения геля на забой скважины. Заявителями обнаружено дополнительное преимущество, состоящее в том, что образование окислителей в скважине может обеспечивать регулирование бактериальной флоры в скважине. Результатом регулирования бактериальной флоры в скважине может являться уменьшенная микробиологическая коррозия трубчатых элементов и фильтров, закупоривание биомассой, и поступление сероводорода. Следовательно ощутимая экономия затрат, экологические выгоды и преимущества в безопасности работ можно реализовать посредством использования вариантов осуществления способов и систем настоящего изобретения.Preferably, embodiments of the present invention create decomposition of the filter cake by oxidizing agents formed in situ in the well by using an electrolytic tool. In situ formation of oxidizing agents can provide a preferred control of the synchronization of fracture of the oxidizing destructive agent in the wellbore. Additionally, the formation of oxidizing agents in situ in the well from relatively uncomplicated starting materials, such as brines, can result in reduced corrosion in the drill string assembly and better environmental compliance. Additionally, the formation of oxidizing agents in place in the well may allow the use of smaller volumes of chemicals, such as oxidative destructive reagents and other additives, and may be more economically feasible using products already present in the well, instead of injecting fluid with a breakdown gel reagent into the bottom of the well . Applicants have discovered the additional advantage that the formation of oxidizing agents in the well can provide for the regulation of the bacterial flora in the well. The result of regulation of the bacterial flora in the well may be reduced microbiological corrosion of the tubular elements and filters, clogging with biomass, and the intake of hydrogen sulfide. Therefore, tangible cost savings, environmental benefits and safety benefits can be realized through the use of embodiments of the methods and systems of the present invention.
Хотя изобретение описано в отношении ограниченного числа вариантов осуществления, специалистам в данной области техники, воспользовавшимся данным описанием, должно быть ясно, что можно разработать другие варианты осуществления в объеме изобретения, описанного в данном документе. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.Although the invention has been described with respect to a limited number of embodiments, it will be apparent to those skilled in the art who have taken advantage of this description that other embodiments may be devised within the scope of the invention described herein. Accordingly, the scope of the invention should be limited only by the attached claims.
Claims (25)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US3601808P | 2008-03-12 | 2008-03-12 | |
| PCT/IB2009/005119 WO2009112948A2 (en) | 2008-03-12 | 2009-03-06 | Methods and systems of treating a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201071065A1 EA201071065A1 (en) | 2011-04-29 |
| EA018242B1 true EA018242B1 (en) | 2013-06-28 |
Family
ID=40943750
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201071065A EA018242B1 (en) | 2008-03-12 | 2009-03-06 | Methods of treating a wellbore and method and system for breaking a filtercake formed on a surface of a wellbore |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110024122A1 (en) |
| EP (1) | EP2268891A2 (en) |
| CN (1) | CN101970793B (en) |
| AU (1) | AU2009223855B2 (en) |
| CA (2) | CA2718072A1 (en) |
| EA (1) | EA018242B1 (en) |
| MX (1) | MX2010009936A (en) |
| WO (1) | WO2009112948A2 (en) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473799C2 (en) * | 2011-04-22 | 2013-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for increasing bottom-hole formation zone permeability |
| GB2490919A (en) * | 2011-05-18 | 2012-11-21 | Schlumberger Holdings | Electrochemical method for altering a composition at a location through an elongate conduit |
| CN103608299A (en) * | 2011-05-27 | 2014-02-26 | M-I有限公司 | Disinfecting water used in a fracturing operation |
| WO2013131102A1 (en) * | 2012-03-02 | 2013-09-06 | Miox Corporation | Waste to product on site generator |
| US10044244B2 (en) * | 2012-12-28 | 2018-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole bladeless generator |
| GB2512818B (en) * | 2013-03-04 | 2017-03-22 | Schlumberger Holdings | Electrochemical reactions in flowing stream |
| US10132150B2 (en) * | 2014-06-23 | 2018-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-well saline fluid control |
| JP6569354B2 (en) * | 2015-07-27 | 2019-09-04 | 日本製鉄株式会社 | Well drilling method |
| CN113426770A (en) * | 2021-07-30 | 2021-09-24 | 西安热工研究院有限公司 | Treatment device and method for flue gas component absorption tube |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2217857A (en) * | 1937-04-17 | 1940-10-15 | Shell Dev | Process for the removal of mud sheaths |
| US4392529A (en) * | 1981-11-03 | 1983-07-12 | Burwell Maurel R | Method of cleaning a well and apparatus thereof |
| US4974672A (en) * | 1988-03-08 | 1990-12-04 | Petrolphysics Operators | Gravel packing system for a production radial tube |
| US6029755A (en) * | 1998-01-08 | 2000-02-29 | M-I L.L.C. | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1784214A (en) * | 1928-10-19 | 1930-12-09 | Paul E Workman | Method of recovering and increasing the production of oil |
| US1984668A (en) * | 1934-03-10 | 1934-12-18 | Alfred W Knight | Method of cleaning the walls of mudded bore-holes |
| US2211696A (en) * | 1937-09-23 | 1940-08-13 | Dow Chemical Co | Treatment of wells |
| US2210205A (en) * | 1939-03-30 | 1940-08-06 | Lane Wells Co | Water intrusion location in oil wells |
| US4609475A (en) * | 1984-02-24 | 1986-09-02 | Halliburton Company | Method of improving the permeability of a subterranean formation by removal of polymeric materials therefrom |
| US4761208A (en) | 1986-09-29 | 1988-08-02 | Los Alamos Technical Associates, Inc. | Electrolytic method and cell for sterilizing water |
| US4941537A (en) * | 1988-02-25 | 1990-07-17 | Hi-Tek Polymers, Inc. | Method for reducing the viscosity of aqueous fluid |
| US5247995A (en) * | 1992-02-26 | 1993-09-28 | Bj Services Company | Method of dissolving organic filter cake obtained from polysaccharide based fluids used in production operations and completions of oil and gas wells |
| US5316740A (en) * | 1992-03-26 | 1994-05-31 | Los Alamos Technical Associates, Inc. | Electrolytic cell for generating sterilization solutions having increased ozone content |
| US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
| US6131661A (en) * | 1998-08-03 | 2000-10-17 | Tetra Technologies Inc. | Method for removing filtercake |
| US6558537B1 (en) | 1999-05-25 | 2003-05-06 | Miox Corporation | Portable hydration system |
| US6261464B1 (en) * | 1999-05-25 | 2001-07-17 | Miox Corporation | Portable water disinfection system |
| US6524475B1 (en) * | 1999-05-25 | 2003-02-25 | Miox Corporation | Portable water disinfection system |
| US6736966B2 (en) | 1999-05-25 | 2004-05-18 | Miox Corporation | Portable water disinfection system |
| US6332972B1 (en) * | 1999-12-17 | 2001-12-25 | H20 Technologies, Ltd. | Decontamination method and system, such as an in-situ groundwater decontamination system, producing dissolved oxygen and reactive initiators |
| US7008523B2 (en) * | 2001-07-16 | 2006-03-07 | Miox Corporation | Electrolytic cell for surface and point of use disinfection |
| US7005075B2 (en) | 2001-07-16 | 2006-02-28 | Miox Corporation | Gas drive electrolytic cell |
| US6805787B2 (en) * | 2001-09-07 | 2004-10-19 | Severn Trent Services-Water Purification Solutions, Inc. | Method and system for generating hypochlorite |
| US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
| US7325604B2 (en) * | 2002-10-24 | 2008-02-05 | Electro-Petroleum, Inc. | Method for enhancing oil production using electricity |
| BRPI0514978A (en) * | 2004-09-07 | 2008-07-01 | Terence Borst | magnetic mounts for deposit prevention |
| US7311150B2 (en) * | 2004-12-21 | 2007-12-25 | Cdx Gas, Llc | Method and system for cleaning a well bore |
-
2009
- 2009-03-06 EA EA201071065A patent/EA018242B1/en not_active IP Right Cessation
- 2009-03-06 EP EP09720550A patent/EP2268891A2/en not_active Withdrawn
- 2009-03-06 CA CA2718072A patent/CA2718072A1/en not_active Abandoned
- 2009-03-06 AU AU2009223855A patent/AU2009223855B2/en not_active Ceased
- 2009-03-06 CA CA2853269A patent/CA2853269A1/en not_active Abandoned
- 2009-03-06 CN CN200980108529.2A patent/CN101970793B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-06 WO PCT/IB2009/005119 patent/WO2009112948A2/en active Application Filing
- 2009-03-06 MX MX2010009936A patent/MX2010009936A/en not_active Application Discontinuation
- 2009-03-06 US US12/921,607 patent/US20110024122A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2217857A (en) * | 1937-04-17 | 1940-10-15 | Shell Dev | Process for the removal of mud sheaths |
| US4392529A (en) * | 1981-11-03 | 1983-07-12 | Burwell Maurel R | Method of cleaning a well and apparatus thereof |
| US4974672A (en) * | 1988-03-08 | 1990-12-04 | Petrolphysics Operators | Gravel packing system for a production radial tube |
| US6029755A (en) * | 1998-01-08 | 2000-02-29 | M-I L.L.C. | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2009223855A1 (en) | 2009-09-17 |
| CA2718072A1 (en) | 2009-09-17 |
| WO2009112948A2 (en) | 2009-09-17 |
| CN101970793A (en) | 2011-02-09 |
| AU2009223855B2 (en) | 2012-05-03 |
| CN101970793B (en) | 2014-10-08 |
| WO2009112948A3 (en) | 2009-11-05 |
| EP2268891A2 (en) | 2011-01-05 |
| CA2853269A1 (en) | 2009-09-17 |
| EA201071065A1 (en) | 2011-04-29 |
| MX2010009936A (en) | 2010-10-25 |
| US20110024122A1 (en) | 2011-02-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009223855B2 (en) | Methods and systems of treating a wellbore | |
| US5458198A (en) | Method and apparatus for oil or gas well cleaning | |
| US20170260067A1 (en) | Treatment of subterranean wells with electrolyzed water | |
| SA97180598B1 (en) | An improved spur treatment method | |
| WO2015126395A1 (en) | Treatment fluids and uses thereof | |
| US20080108519A1 (en) | Process for Treating an Underground Formation | |
| CA2652042C (en) | Energized fluid for generating self-cleaning filter cake | |
| US9120966B2 (en) | Process for disinfecting and stabilizing production water using in-situ hypobromous acid generation | |
| Palsson et al. | The water injection process: a technical and economic integrated approach | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2361067C1 (en) | Method of well production of liquid mineral susceptible to temperature phase transition | |
| US10428258B2 (en) | Barrier pills | |
| RU2484244C1 (en) | Method for reagent clay cake removal from well | |
| RU2305177C1 (en) | Electrochemical treatment method for productive reservoir of oil-and-gas wells | |
| CN115434680B (en) | Method for reforming gas well reservoir | |
| US11499086B1 (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| RU2160831C2 (en) | Method of well reagent demudding | |
| US20230183551A1 (en) | Dissolution of filter cake at low temperatures | |
| Moses et al. | Microbial hydraulic acid fracturing | |
| Arpini et al. | Viscoelastic Water-Based Drilling Fluid Minimizes Formation Losses While Drilling of Shallow Carbonate Sections in Southern Europe | |
| CN113236193A (en) | Marine hydrate underwater drilling system and method | |
| RU2268998C2 (en) | Method for thermo-chemical well bore zone cleaning | |
| RU2200834C2 (en) | Process of remove mud from walls of well with use of reagents | |
| Carpenter | Water-Management Approach for Shale Operations in North America | |
| Mcintyre et al. | Novel breaker/filtration process reduces the cost of recycling viscosified brine completion fluids |
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 KZ 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 RU |