EA018242B1 - Способ обработки ствола скважины и способ и система для разрушения фильтрационной корки на поверхности ствола скважины - Google Patents
Способ обработки ствола скважины и способ и система для разрушения фильтрационной корки на поверхности ствола скважины 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
Способ обработки ствола скважины содержит 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. Способ разрушения фильтрационной корки, образованной на поверхности ствола скважины, содержит разложение окислителями компонентов фильтрационной корки, причем образование окислителей осуществляется посредством электролиза компонентов текучей среды в стволе скважины. Система для разрушения фильтрационной корки, образованной на поверхности ствола скважины, содержит источник подачи водного раствора в ствол скважины и по меньшей мере один электролитический инструмент для образования окислителей в текучей среде в стволе скважины.
Description
Предпосылки создания изобретения Область техники изобретения
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.
Предпосылки изобретения
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.
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.
Во время скважинных операций буровой раствор может теряться вследствие утечки в пласт.
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.
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.
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.
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.
Проблемы эффективной очистки скважины и заканчивания являются важными во всех скважинах, и, особенно, в скважинах, заканчиваемых с горизонтальным необсаженным стволом. Продуктивность
- 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.
Соответственно, существует насущная необходимость создания систем и способов эффективной и производительной очистки ствола скважины.
Сущность изобретения
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.
Способ может дополнительно содержать воздействие окислителей на фильтрационную корку, образованную в стволе скважины.
Способ может дополнительно содержать разложение фильтрационной корки на месте.
При осуществлении способа окислители могут уничтожать по меньшей мере часть бактериальной флоры, присутствующей в скважине.
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.
Текучая среда в стволе скважины может содержать водный раствор или рассол.
Способ может дополнительно содержать размещение по меньшей мере одного электролитического инструмента в стволе скважины, который может размещаться на необходимой глубине в стволе скважины.
Способ может дополнительно содержать дистанционное управление по меньшей мере одним электролитическим инструментом с позиции вне ствола скважины.
Образование окислителей может дополнительно содержать приложение электрической разности потенциалов по меньшей мере в одном электролитическом инструменте, присутствующем в стволе скважины.
Электролитический инструмент может дополнительно содержать датчик для измерения количества окислителей, образованных в скважине.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать средство управления количеством электрического заряда, создаваемого в текучей среде ствола скважины.
Способ может дополнительно содержать управление электрическим зарядом, создаваемое по меньшей мере одним электролитическим инструментом в скважине для регулирования количества окислителей, измеренного датчиком.
Окислители могут содержать по меньшей мере одно из гипогалогенита, озона, галогенида и перекиси водорода.
Фильтрационная корка может дополнительно содержать разлагаемые окислителем полимеры.
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.
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.
Система может дополнительно содержать датчик для измерения окислителей, образованных электролитическим инструментом.
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.
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.
По меньшей мере один электролитический инструмент может дополнительно содержать перекачивающее устройство для создания притока водного раствора через впускное отверстие в реакционную камеру.
Система может дополнительно содержать генератор гидравлической мощности, использующий по
- 2 018242 ток текучей среды в стволе скважины для обеспечения энергией электролитического инструмента.
Электролитический инструмент может быть встроен по меньшей мере в один блок оборудования заканчивания.
Другие аспекты и преимущества изобретения должны стать ясны из следующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 схематично показан один вариант осуществления буровой системы;
на фиг. 2 - схематичный вид электролитического инструмента согласно вариантам осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 - блок-схема системы образования окислителя согласно вариантам осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 - блок-схема последовательности операций способа обработки фильтрационной корки согласно вариантам осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание
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.
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.
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.
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.
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 значительным
- 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.
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.
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.
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.
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.
- 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.
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.
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 соответственно
ИаС1(ач) (аф+С1 (ас|)
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:
2С1 (ач)^С12(6)+2е
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 изобретения
С12(6)+Н2О(1)^2ОС1-(а6)+2Н+^)
Несколько других потенциальных реакций хлор-кислород (например, двуокиси хлора) могут также иметь место.
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)
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.
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.
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.
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, достаточной
- 5 018242 для разрушения фильтрационной корки, электрический потенциал, приложенный на электроды электролитической ячейки, можно отключить, и электролитические инструменты можно затем удалить из ствола скважины.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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 до
- 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.
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.
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.
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.
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.
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. На
- 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.
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.
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.
Claims (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. 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.
- 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий воздействие окислителей на фильтрационную корку, образованную в стволе скважины.
- 3. Способ по п.2, дополнительно содержащий разложение фильтрационной корки на месте.
- 4. Способ по п.1, в котором окислители уничтожают по меньшей мере часть бактериальной флоры, присутствующей в скважине.
- 5. 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.
- 6. Способ по п.5, в котором текучая среда в стволе скважины содержит водный раствор.
- 7. Способ по п.6, в котором текучая среда в стволе скважины содержит рассол.
- 8. Способ по п.5, дополнительно содержащий размещение по меньшей мере одного электролитического инструмента в стволе скважины.
- 9. Способ по п.8, в котором по меньшей мере один электролитический инструмент размещается на необходимой глубине в стволе скважины.
- 10. Способ по п.8, дополнительно содержащий дистанционное управление по меньшей мере одним электролитическим инструментом с позиции вне ствола скважины.
- 11. Способ по п.8, в котором образование окислителей дополнительно содержит приложение электрической разности потенциалов по меньшей мере в одном электролитическом инструменте, присутствующем в стволе скважины.
- 12. Способ по п.10, в котором электролитический инструмент дополнительно содержит датчик для измерения количества окислителей, образованных в скважине.
- 13. Способ по п.12, в котором по меньшей мере один электролитический инструмент дополнительно содержит средство управления количеством электрического заряда, создаваемого в текучей среде- 8 018242 ствола скважины.
- 14. Способ по п.13, дополнительно содержащий управление электрическим зарядом, созданным по меньшей мере одним электролитическим инструментом в скважине для регулирования количества окислителей, измеренного датчиком.
- 15. Способ по п.5, в котором окислители содержат по меньшей мере одно из гипогалогенита, озона, галогенида и перекиси водорода.
- 16. Способ по п.5, в котором фильтрационная корка дополнительно содержит разлагаемые окислителем полимеры.
- 17. 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.
- 18. Система по п.17, дополнительно содержащая 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.
- 19. Система по п.17, в которой по меньшей мере один электролитический инструмент дополнительно содержит по меньшей мере одно средство управления зарядом для регулирования величины электрического заряда, создаваемого в водном растворе.
- 20. Система по п.17, дополнительно содержащая датчик для измерения окислителей, образованных электролитическим инструментом.
- 21. Система по п.17, в которой по меньшей мере один электролитический инструмент содержит по меньшей мере один отрицательный электрод и по меньшей мере один положительный электрод для приложения электрического заряда к водному раствору.
- 22. Система по п.19, в которой по меньшей мере один электролитический инструмент дополнительно содержит 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.
- 23. Система по п.22, в которой по меньшей мере один электролитический инструмент дополнительно содержит перекачивающее устройство для создания притока водного раствора через впускное отверстие в реакционную камеру.
- 24. Система по п.17, дополнительно содержащая генератор гидравлической мощности, использующий поток текучей среды в стволе скважины для обеспечения энергией электролитического инструмента.
- 25. Система по п.17, в которой электролитический инструмент встроен по меньшей мере в один блок оборудования заканчивания.
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 (ru) | 2011-04-29 |
| EA018242B1 true EA018242B1 (ru) | 2013-06-28 |
Family
ID=40943750
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201071065A EA018242B1 (ru) | 2008-03-12 | 2009-03-06 | Способ обработки ствола скважины и способ и система для разрушения фильтрационной корки на поверхности ствола скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110024122A1 (ru) |
| EP (1) | EP2268891A2 (ru) |
| CN (1) | CN101970793B (ru) |
| AU (1) | AU2009223855B2 (ru) |
| CA (2) | CA2718072A1 (ru) |
| EA (1) | EA018242B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010009936A (ru) |
| WO (1) | WO2009112948A2 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473799C2 (ru) * | 2011-04-22 | 2013-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ увеличения проницаемости призабойной зоны пласта |
| GB2490919A (en) * | 2011-05-18 | 2012-11-21 | Schlumberger Holdings | Electrochemical method for altering a composition at a location through an elongate conduit |
| EP2714599A4 (en) * | 2011-05-27 | 2015-01-28 | Mi Llc | DISINFECTION OF WATER USED IN A FRACTURING PROCESS |
| WO2013131102A1 (en) * | 2012-03-02 | 2013-09-06 | Miox Corporation | Waste to product on site generator |
| BR112015015430A2 (pt) * | 2012-12-28 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services Inc | sistemas de gerador elétrico de fundo de poço e de furo de poço, e, método para gerar eletricidade por um sistema de furo de poço |
| 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 (ja) * | 2015-07-27 | 2019-09-04 | 日本製鉄株式会社 | 坑井の掘削方法 |
| CN113426770A (zh) * | 2021-07-30 | 2021-09-24 | 西安热工研究院有限公司 | 一种烟气组分吸收管的处理装置及方法 |
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 |
| US6736966B2 (en) * | 1999-05-25 | 2004-05-18 | Miox Corporation | Portable water disinfection system |
| US6524475B1 (en) * | 1999-05-25 | 2003-02-25 | Miox Corporation | Portable water disinfection system |
| 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 |
| 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 |
| NZ553666A (en) * | 2004-09-07 | 2009-08-28 | Terence Borst | Magnetic Assemblies 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 CN CN200980108529.2A patent/CN101970793B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-03-06 EP EP09720550A patent/EP2268891A2/en not_active Withdrawn
- 2009-03-06 US US12/921,607 patent/US20110024122A1/en not_active Abandoned
- 2009-03-06 MX MX2010009936A patent/MX2010009936A/es not_active Application Discontinuation
- 2009-03-06 AU AU2009223855A patent/AU2009223855B2/en not_active Ceased
- 2009-03-06 EA EA201071065A patent/EA018242B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-03-06 CA CA2718072A patent/CA2718072A1/en not_active Abandoned
- 2009-03-06 WO PCT/IB2009/005119 patent/WO2009112948A2/en active Application Filing
- 2009-03-06 CA CA2853269A patent/CA2853269A1/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 |
|---|---|
| US20110024122A1 (en) | 2011-02-03 |
| CN101970793A (zh) | 2011-02-09 |
| AU2009223855B2 (en) | 2012-05-03 |
| EA201071065A1 (ru) | 2011-04-29 |
| AU2009223855A1 (en) | 2009-09-17 |
| CA2718072A1 (en) | 2009-09-17 |
| EP2268891A2 (en) | 2011-01-05 |
| CA2853269A1 (en) | 2009-09-17 |
| MX2010009936A (es) | 2010-10-25 |
| WO2009112948A3 (en) | 2009-11-05 |
| WO2009112948A2 (en) | 2009-09-17 |
| CN101970793B (zh) | 2014-10-08 |
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 (ar) | طريقة لمعالجة حفز مطورة | |
| 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 | |
| US20130014952A1 (en) | Treatment of hydrocarbon containing reservoirs with electrolyzed water | |
| 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 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2361067C1 (ru) | Способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу | |
| US10428258B2 (en) | Barrier pills | |
| RU2484244C1 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважины | |
| RU2305177C1 (ru) | Способ электрохимической обработки продуктивного пласта нефтегазовых скважин | |
| CN115434680B (zh) | 一种气井储层的改造方法 | |
| US11499086B1 (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| RU2160831C2 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважин | |
| 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 (zh) | 一种海洋水合物水下钻井系统及方法 | |
| RU2268998C2 (ru) | Способ термохимической очистки прискважинной зоны пласта | |
| RU2200834C2 (ru) | Способ реагентной разглинизации скважин | |
| Carpenter | Water-Management Approach for Shale Operations in North America |
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 |