EA018816B1 - Способы перфорирования с использованием вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред и связанные с ними составы - Google Patents
Способы перфорирования с использованием вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред и связанные с ними составы Download PDFInfo
- Publication number
- EA018816B1 EA018816B1 EA201070672A EA201070672A EA018816B1 EA 018816 B1 EA018816 B1 EA 018816B1 EA 201070672 A EA201070672 A EA 201070672A EA 201070672 A EA201070672 A EA 201070672A EA 018816 B1 EA018816 B1 EA 018816B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- wellbore
- perforating
- perforation
- fluid
- buffer fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 178
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 93
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 59
- 239000002360 explosive Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 72
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 30
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 28
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 8
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000012615 aggregate Substances 0.000 claims description 5
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 5
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 3
- 238000005422 blasting Methods 0.000 claims description 3
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 2
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 2
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 claims description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 7
- 238000005474 detonation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 45
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 37
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 9
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 6
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 5
- -1 Quaternary ammonium cations Chemical class 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical group 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- VILAVOFMIJHSJA-UHFFFAOYSA-N dicarbon monoxide Chemical group [C]=C=O VILAVOFMIJHSJA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 2
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 125000000954 2-hydroxyethyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])O[H] 0.000 description 1
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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 1
- DFPAKSUCGFBDDF-UHFFFAOYSA-N Nicotinamide Chemical group NC(=O)C1=CC=CN=C1 DFPAKSUCGFBDDF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GPWHDDKQSYOYBF-UHFFFAOYSA-N ac1l2u0q Chemical compound Br[Br-]Br GPWHDDKQSYOYBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004480 active ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000001449 anionic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N benzenesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940092714 benzenesulfonic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 159000000006 cesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- VENJIMXRNSNPSA-UHFFFAOYSA-N chloromethane 2-(2-hydroxyethylamino)ethanol Chemical compound ClC.OCCNCCO VENJIMXRNSNPSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N dodecyl benzenesulfonate;sodium Chemical group [Na].CCCCCCCCCCCCOS(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 GVGUFUZHNYFZLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N erucamide Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCCCCCC(N)=O UAUDZVJPLUQNMU-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910001412 inorganic anion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000007764 o/w emulsion Substances 0.000 description 1
- 125000001117 oleyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])/C([H])=C([H])\C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 150000002891 organic anions Chemical class 0.000 description 1
- 150000002892 organic cations Chemical class 0.000 description 1
- 238000006864 oxidative decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 125000000913 palmityl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 1
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940080264 sodium dodecylbenzenesulfonate Drugs 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000000375 suspending agent Substances 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K trisodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OCCN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/119—Details, e.g. for locating perforating place or direction
- E21B43/1195—Replacement of drilling mud; decrease of undesirable shock waves
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/64—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение дает способ перфорирования скважин с буферной жидкостью для перфорирования, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, по существу, останавливающее фильтрацию в пласт текучей среды после перфорирования в условиях репрессии. В другом аспекте изобретения создана сама буферная жидкость для перфорирования. Скважина имеет ствол, обсаженный в общем цилиндрической обсадной колонной, по меньшей мере, на участке ствола (то есть ствол обсажен, хотя не обязательно по всей длине). Ствол скважины проходит сквозь подземный пласт, содержащий углеводородные пластовые текучие среды (такие как нефть и/или газ), по меньшей мере, в некоторых слоях. Способ содержит размещение в стволе скважины перфорирующего устройства, включающего в себя по меньшей мере один перфорирующий заряд взрывчатого вещества, который можно подрывать для перфорирования обсадной колонны и обеспечения входа пластовых текучих сред в ствол скважины. Обсадная колонна размещена между подземным пластом и перфорирующим устройством. Буферную жидкость для перфорирования, включающую в себя по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество, размещают в стволе скважины между перфорирующим устройством и обсадной колонной, по меньшей мере, на участке ствола скважины. Другими словами, буферная жидкость для перфорирования присутствует в стволе скважины вблизи перфорирующего устройства. Заряд (заряды) взрывчатого вещества в перфорирующем устройстве подрывают, так что перфорирующее устройство образует по меньшей мере один перфорационный канал в обсадной колонне, обеспечивающий приток углеводородных пластовых текучих сред из
Description
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится, в общем, к способам приготовления и использования нефтепромысловых текучих сред обработки приствольной зоны скважин, загущенных поверхностно-активными веществами, образующими гель в водных системах. Более конкретно изобретение относится к буферным жидкостям для перфорирования и способам перфорирования скважины, из которой можно добывать нефть и/или газ. Наиболее конкретно изобретение относится к буферным жидкостям для перфорирования и применению способов перфорирования в скважине с обсадной колонной и/или с рассолами высокой плотности.
Утверждения в данном разделе дают только информацию по предпосылкам создания настоящего изобретения и могут не раскрывать существующий уровень техники.
Для добычи углеводородных текучих сред из подземных пластов с поверхности в нужные пласты бурят скважины. Обычно в пробуренную скважину устанавливают обсадную колонну, создавая, таким образом, ствол скважины. Для притока углеводородных текучих сред из окружающих пластов в ствол скважины и по нему на поверхность необходимо перфорировать обсадную колонну. Перфорирование обычно выполняют с использованием стреляющего перфоратора, скважинного инструмента, в котором подрывают заряды взрывчатого вещества в выбранных местах для образования отверстий в обсадной колонне.
Поскольку текучие среды в пласте находятся под давлением, необходимо делать выбор, перфорировать скважину с давлением на забое в стволе скважины ниже или выше пластового давления. Первое условие именуется депрессией и второе условие именуется репрессией.
Обычно обсадную колонну перфорируют в скважине в условиях депрессии для минимизирования ухудшения проницаемости пласта.
Размещение буферной жидкости для перфорирования между пластом и каналом ствола скважины, предотвращающее фильтрацию в пласт в условиях репрессии, обеспечивает перфорирование скважины с предотвращением притока в скважину и, таким образом, сохранение ее управления. Оператор может безопасно выполнять перфорирование и последующие операции заканчивания скважины без фильтрации текучих сред в пласт и без перемещения текучих сред из пласта в ствол скважины. Такая буферная жидкость для перфорирования обеспечивает возможность перфорирования в условиях репрессии коллекторов высокого давления, где просто получить условие депрессии, а также коллекторов низкого давления, где невозможно получить условие депрессии.
Практический опыт показал, что различные скважинные текучие среды могут иметь значительное воздействие на дебиты скважин. Например, перфорирование с рассолом в стволе скважины обычно дает в результате двухфазный (нефть и вода) поток в порах пласта. Данное условие известно своим вредным воздействием на дебиты. Также возможно перфорирование с буровым раствором на нефтяной основе, находящимся в стволе скважины. Это устраняет двухфазный поток в порах пласта, но может приводить к закупориванию некоторых пор твердой (глинистой) частью бурового раствора.
Вязкие текучие среды играют важную роль в нефтепромысловых мероприятиях и представлены в широком диапазоне жидкостей гидроразрыва, текучих сред заполнения гравийных фильтров, буровых растворов, промывочных растворов, реагентов, предотвращающих уход кислоты в проницаемую часть пласта, материалов, отклоняющих жидкости гидроразрыва, и многих других. Почти все общеизвестные текучие среды для данных вариантов применения имеют полимерную основу и имеют ряд присущих им недостатков, вследствие полимерного характера, таких как необратимое повреждение пласта и высокие потери давления на трение. Новая технология, основанная на применении вязкоупругих поверхностноактивных текучих сред, имеет ряд заметных преимуществ перед текучими средами на полимерной основе. Текучие среды на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ являются отличным суспендирующим частицы средством, образующим перепутанные мицеллярные структуры. В отличие от полимерных текучих сред вязкоупругие поверхностно-активные системы, когда разрываются, образуют не содержащие твердой фазы текучие среды, минимизируя повреждения повсюду, где используются. Вместе с тем, многие вязкоупругие поверхностно-активные текучие среды являются весьма чувствительными к высоким концентрациям рассола, особенно тяжелого рассола, часто становясь вообще не образующими геля. Поэтому их использование для текучих сред для заполнения гравийных фильтров, буровых растворов забуривания или текучих сред заканчивания, особенно для глубоких скважин и всех других вариантов применения, требующих тяжелых текучих сред для уравновешивания скважинного давления, все еще весьма ограничено. Для преодоления данных ограничений необходимы новые разработки нечувствительных к рассолу текучих сред.
Текучие среды вариантов осуществления настоящего изобретения являются вязкоупругими поверхностно-активными текучими средами, которые могут наилучшим образом соответствовать требованиям плотности и стабильности. Системы вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред предпочтительно использовать для промывки с применением гибкой насосно-компрессорной трубы, конкретно, в горизонтальных или наклонных стволах скважин, поскольку вязкоупругие поверхностно-активные текучие среды имеют превосходные свойства понижения гидравлического сопротивления (например, низкие потери давления на трение), их можно вспенивать, они, в общем, претерпевают разрушающее мицелляр
- 1 018816 ную структуру разжижение при сдвиге при высоких скоростях сдвига (высоких расходах и/или мощной турбулентности в насосно-компрессорной трубе), текучая среда весьма низкой вязкости, прошедшая разрушающее разжижение при сдвиге, может входить в песчаную массу и легко подхватывать песок, и поскольку они быстро восстанавливают вязкость, песок должен оставаться суспендированным при обратном движении вверх по стволу скважины.
Дополнительно такие текучие среды, в общем, уже используют как текучие среды заканчивания, жидкости гидроразрыва и т.п., при этом обычные материалы, такие как неорганические кислоты, органические кислоты и хелатирующие вещества, уже используют как буферные жидкости для перфорирования. Такие текучие среды, вместе с тем, при автономном использовании могут повреждать пласт и/или подвергаться разбавлению или осаждаться вследствие несовместимости с рассолами высокой плотности. Дополнительно такие текучие среды при автономном использовании могут быть неспособны эффективно удалять отходы перфорирования из ствола скважины.
Существует необходимость создания способов перфорирования скважины, уменьшающих по меньшей мере некоторые из описанных выше проблем или их устраняющих.
Обнаружено, что некоторые вязкоупругие поверхностно-активные вещества можно использовать как буферную жидкость для перфорирования для остановки фильтрации в пласт текучей среды, даже с рассолом высокой плотности.
Обнаружено, что некоторые вязкоупругие поверхностно-активные вещества можно использовать для остановки фильтрации в пласт текучей среды в сценариях, где скважина проперфорирована до применения вязкоупругих поверхностно-активных веществ.
Сущность изобретения
Согласно первому аспекту создан способ перфорирования ствола скважины в пласте, содержащий следующие этапы: размещение перфорирующего устройства, содержащего по меньшей мере один перфорирующий заряд взрывчатого вещества, в стволе скважины; размещение буферной жидкости для перфорирования, содержащей по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество, в стволе скважины между перфорирующим устройством и пластом; подрыв перфорирующего устройства и обеспечение входа пластовых текучих сред в ствол скважины, при этом в результате подрыва устанавливается сообщение между стволом скважины и пластом, и по меньшей мере часть буферной жидкости для перфорирования сообщается с пластом. Буферная жидкость для перфорирования может вдавливаться в пласт благодаря подрыву заряда. Скважина имеет ствол, образованный, в общем, цилиндрической обсадной колонной, по меньшей мере, на участке ствола скважины (то есть ствол скважин является обсаженным, хотя не обязательно обсаженным по всей длине). Предпочтительно ствол скважины проходит через подземный пласт, содержащий углеводородные пластовые текучие среды (такие как нефть и/или газ) по меньшей мере в некоторых слоях. Являются возможными другие варианты применения, в геотермальных скважинах, скважинах нагнетания СО2 или хранения, а также водных скважинах. Способ содержит размещение перфорирующего устройства в стволе скважины. Такое перфорирующее устройство содержит по меньшей мере один перфорирующий заряд взрывчатого вещества, который можно подрывать для предпочтительного перфорирования обсадной колонны и обеспечения входа текучих сред в ствол скважины. Обсадная колонна, таким образом, размещена между подземным пластом и перфорирующим устройством.
Буферную жидкость для перфорирования, содержащую по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество, размещают в стволе скважины между перфорирующим устройством и обсадной колонной, по меньшей мере, на участке ствола скважины. Другими словами, буферная жидкость для перфорирования присутствует в стволе скважины вблизи перфорирующего устройства. По меньшей мере один заряд взрывчатого вещества в перфорирующем устройстве подрывают так, что перфорирующее устройство образует по меньшей мере один перфорационный канал в обсадной колонне, обеспечивающий приток углеводородных пластовых текучих сред из подземного пласта в ствол скважины. В результате подрыва по меньшей мере часть буферной жидкости для перфорирования вдавливается в подземный пласт. Буферную жидкость для перфорирования можно размещать в стволе скважины до или после размещения в нем перфорирующего устройства.
Предпочтительно буферную жидкость для перфорирования, содержащую по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество, размещают в стволе скважины с существующими перфорационными каналами перед повторным перфорированием обсадной колонны. Буферную жидкость для перфорирования размещают до размещения перфорирующего устройства. Буферную жидкость для перфорирования размещают между перфорирующим устройством и обсадной колонной, по меньшей мере, на участке ствола скважины, где по меньшей мере часть буферной жидкости для перфорирования вдавливается в подземный пласт, поскольку в стволе скважин создается репрессия.
Способ может дополнительно содержать этап обеспечения замедления или остановки фильтрации текучей среды из пласта буферной жидкостью для перфорирования. Благодаря свойствам вязкоупругого поверхностно-активного вещества и тому факту, что буферная жидкость для перфорирования вдавливается в каналы, проходящие из подземного пласта, выполненные перфорирующим устройством, фильтрацию в пласт текучей среды из скважины можно также эффективно остановить.
- 2 018816
Способ можно предпочтительно использовать, когда ствол скважины дополнительно содержит, по меньшей мере, в своей части соленую воду или рассол с весовой концентрацией соли, равной или выше 0,96 кг/л (8 фунт/гал.), или рассол с весовой концентрацией соли, равной или выше 12,5 кг/л (104 фунт/гал.). Соль может являться хлоридом натрия, хлоридом калия, хлоридом кальция, бромидом натрия, бромидом кальция или т.п.
Способ можно также предпочтительно использовать, когда ствол скважины дополнительно имеет, по меньшей мере, в своей части температуру, равную или выше 60°С или равную или выше 100°С.
Альтернативно, способ может содержать этап дополнительной обработки, выбранной из группы, состоящей из следующего: кислотная обработка для интенсификации притока, глушение скважины, противонакипная обработка, обработка струей воды под давлением, обработка перфорированием, описанная выше, и их комбинации.
Способ, раскрытый здесь, можно использовать с буферной жидкостью для перфорирования, как описано ниже. Размещение любого компонента на забое скважины можно предпочтительно выполнять закачкой с поверхности, вместе с тем можно использовать другие методики, такие как реверсивное закачивание, размещение на забое скважины из скважинного инструмента, высвобождение на месте работы на забое скважины из другой текучей среды обработки или выработка его на месте работы на забое скважины. Перфорирование описано с использованием по меньшей мере одного перфорирующего заряда взрывчатого вещества, вместе с тем, другие эквивалентные методики можно использовать, и заявители не хотят ограничивать формулу изобретения только одной методикой. Настоящая буферная жидкость для перфорирования является совместимой с эквивалентными методиками.
Согласно второму аспекту изобретения создана буферная жидкость для перфорирования для использования в скважине в подземном пласте, пройденном стволом скважины. Жидкость содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и способна оставаться стабильной в соленой воде или рассоле с весовой концентрацией соли, равной или выше 0,96 кг/л (8 фунт/гал.), или рассоле с весовой концентрацией соли, равной или выше 1,2 кг/л (10 фунт/гал.).
В другом варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования способна оставаться стабильной при температуре, равной или выше 60°С. В другом варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования способна оставаться стабильной при температуре, равной или выше 100°С.
В одном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования является жидкостью без твердой фазы.
В одном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования содержит по меньшей мере одно цвиттер-ионное вязкоупругое поверхностно-активное вещество. В другом варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования содержит по меньшей мере одно бетаиновое вязкоупругое поверхностно-активное вещество. Бетаины подходят для многовалентного рассола (например, СаС12) и нестабильны при высокой концентрации одновалентных ионов (формата цезия). Четвертичные катионы аммония являются стабильными с одновалентными ионами (более низкие концентрации). Их смеси можно также использовать для модификации совместимости с рассолом.
Во втором варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования содержит по меньшей мере одно катионное поверхностно-активное вещество.
Жидкость может дополнительно содержать внутренний разжижитель геля.
В дополнительном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и по меньшей мере одно дополнительное вещество обработки пласта, такое как неорганическая кислота, органическая кислота, хелатирующие вещества, спирты, амины, взаимные растворители, вторичное поверхностно-активное вещество, содержащий энзимы материал, ингибиторы пенообразования, модификаторы смачиваемости, модификаторы проницаемости, наночастицы, нанотрубки, стабилизаторы, внешние разжижители геля или любой тип полимера.
В другом варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования также содержит волокна или частицы саморастворяющих химикатов, например полиоксипропионовой кислоты или полигликолевой кислоты (или другой тип химиката), и/или кислоторастворимые частицы определенного размера, например Са(СО3)2 для вязкоупругого поверхностно-активного вещества. Использование таких материалов должно помогать контролировать фильтрацию при перфорировании в коллекторы, содержащие естественные разрывы.
В одном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования является жидкостью на нефтяной основе, содержащей по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
Во втором варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования является жидкостью на водной основе, содержащей по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
В третьем варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования является эмульсией масла в воде или воды в масле или эмульсией, составленной из воды и масла, способной становиться инвертной эмульсией при определенных условиях с химическим или механическим запуском.
В одном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит нерастворимые твердые частицы или агрегаты, волокна, хлопья, пластинки или смеси. Во втором
- 3 018816 варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит частично нерастворимые твердые частицы или агрегаты, волокна, хлопья, пластинки или смеси. Все описанные компоненты могут являться не растворимыми в воде, масле, кислоте, соленой воде или рассоле.
В третьем варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит растворимые твердые частицы или агрегаты, волокна, хлопья, пластинки или смеси. В четвертом варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит частично растворимые твердые частицы или гравий, волокна, хлопья, пластинки или смеси. Все описанные компоненты могут являться растворимыми в воде, масле, кислоте, соленой воде или рассоле. Компоненты могут также являться вначале не растворимыми в воде, масле, кислоте, соленой воде или рассоле и становиться растворимыми в воде, масле, кислоте, соленой воде или рассоле после воздействия механического или химического запускающего фактора. Механическим запускающим фактором может, например, являться переход порога сдвига, инкапсулированный компонент.
Химическим запускающим фактором может являться добавление химического компонента, который должен растворять компоненты после некоторого периода времени. Объединение свойств также возможно, то есть компонент может также являться вначале не растворимым в воде и растворимым в масле и становиться растворимым в рассоле и не растворимым в масле в условиях на забое скважины.
В одном варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования вспенивается и пенообразование осуществляется азотом, двуокисью углерода или воздухом.
Во втором варианте осуществления буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит элементы, способные создавать азот, двуокись углерода или воздух после химической реакции или механического воздействия на месте работ. В данном случае, наиболее часто буферная жидкость для перфорирования на поверхности является невспененной, и при размещении на забое скважины элемент должен содействовать высвобождению азота, двуокиси углерода или воздуха в буферной жидкости для перфорирования для ее вспенивания.
Согласно последнему аспекту изобретения описано использование вышеописанной буферной жидкости для перфорирования ствола скважины в пласте.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема системы перфорирования, используемой в настоящем изобретении, до подрыва зарядов перфоратора.
На фиг. 2 показана схема системы перфорирования, используемая в настоящем изобретении, после подрыва зарядов перфоратора.
На фиг. 3 показан график вязкости относительно скорости сдвига буферной жидкости для перфорирования изобретения.
На фиг. 4 показан график зависимости объема фильтрации от квадратного корня времени буферной жидкости для перфорирования настоящего изобретения.
На фиг. 5 показан график зависимости вязкости буферной жидкости для перфорирования изобретения от концентрации кислоты.
На фиг. 6 показан график зависимости температуры относительно вязкости буферной жидкости для перфорирования изобретения.
Подробное описание изобретения
Вначале следует заметить, что при разработке любого такого реального варианта осуществления должен быть принят ряд конкретных решений по реализации для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие системным и экономическим ограничениям, которые должны отличать один вариант реализации от другого. Более того, должно быть ясно, что такие разработки могут являться сложными и затратными по времени, но должны являться рутинным мероприятием для специалиста в данной области техники, воспользовавшегося изобретением. Описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения и не должны рассматриваться как ограничивающие объем и применимость изобретения. Хотя составы настоящего изобретения описаны в данном документе как содержащие конкретные материалы, следует понимать, что состав может, если необходимо, содержать два или более химически различных материалов. Кроме того, состав может также содержать некоторые компоненты, отличающиеся от указанных. В разделах сущности изобретения и данном подробном описании каждую цифровую величину следует читать вначале с добавлением термина около (если к величине такой термин уже не добавлен) и затем читать без указанного термина, если иное не указано в контексте. Также в разделе сущности изобретения и данном подробном описании следует понимать, что пределы концентрации, указанные или описанные как целесообразные, подходящие или т.п., предполагают, что любую и каждую концентрацию в указанном диапазоне, включающую в себя концевые точки, следует рассматривать как заявленную. Например, в пределах от 1 до 10 следует читать, как указывающее любое и каждое возможное число в интервале между около 1 и около 10. Таким образом, даже если конкретные точки данных в диапазоне или никакие точки данных в диапазоне специально не идентифицированы или относятся только к нескольким конкретным точкам, следует понимать, что изобретателям ясно и понятно, что любые и все точки данных в диапазоне следует рассматривать как конкретизированные, и изобретению соответствует весь диапазон и все точки в нем.
- 4 018816
Некоторые поверхностно-активные жидкие гели, например поверхностно-активные жидкие гели амидопропилэрукового бетаина, можно выполнить неожиданно устойчивыми и выдерживающими высокую минерализацию и высокую плотность (тяжелых) рассолов, определяемых как рассолы с плотностями выше около 1,5 кг/л (около 12,5 фунт/гал.). Многие поверхностно-активные вещества, образующие поверхностно-активные гели в водных системах, должны образовывать гели только в некоторых, часто узких, диапазонах концентрации электролита; со слишком малым содержанием соли или слишком большим, они не должны образовывать стабильные гели, и особенно при высоких температурах и в плотных рассолах они должны разделяться на фазы. Некоторые поверхностно-активные вещества являются совместимыми с тяжелыми рассолами, но при высоких температурах. Например, водные гели, выполненные из катионных поверхностно-активных веществ, такие как гели из 3% смеси Ν,Ν'-6ηο-(2гидроксиэтил)-Ы-метил-9-октадецен-1-хлорид аммония, С12-С18 алкил бис-(2-гидроксиэтил) хлориды аммония и С2о-С22 алкил бис-(2-гидроксиэтил) хлориды аммония, являются совместимыми с тяжелыми рассолами хлористого кальция, но только до температуры около 71°С (160°Р); при дополнительном смешивании с 3% (2)-13-докосенил-№№бис-(2-гидроксиэтил)метилхлорид аммония, они образуют водные гели, стабильные до около 93°С (200°Р) в тяжелых рассолах солей кальция.
Вместе с тем, найдено несколько цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ, особенно полезных для образования водных гелей исключительной тепловой стабильности даже в тяжелых рассолах с высокой минерализацией. Их совместимость с тяжелыми рассолами при неожиданно высоких температурах является важным признаком вариантов осуществления настоящего изобретения. Буферная жидкость для перфорирования настоящего изобретения является стабильной при высоких температурах (превышающих 177°С (350°Р)). В некоторых вариантах осуществления изобретения, например, жидкость является стабильной при 149°С (300°Р) в течение продолжительного времени >72 ч и для >36 ч при 160°С (320°Р). Жидкость является совместимой с нефтепромысловыми тяжелыми рассолами и не требует добавки дополнительных материалов противодействия поглощению, таких как крахмал, калиброванные соли, карбонатная стружка, слюда или другие твердые частицы.
В конкретных вариантах осуществления настоящее изобретение основано на добавлении действенного количества поверхностно-активного вещества из конкретного семейства цвиттер-ионных вязкоупругих поверхностно-активных веществ к скважинной текучей среде. В предпочтительном аспекте изобретения вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из семейства соединений, описанных общей структурой, показанной ниже
Поверхностно-активные вещества, подходящие для вариантов осуществления настоящего изобретения, включают в себя такие вещества, в которых углеродные цепи Κμ Κ2, Ρ3,. Κ4 и К5 являются насыщеными или ненасыщенными, прямыми, разветвленными или циклическими, включающими в себя ароматические группы, и К5 содержит 16-26 атомов углерода (не считая атом углерода карбонила), К2 содержит 2-10 атомов углерода, Κ3, Κ4 и Κ5 содержат 1-6 атомов углерода.
В предпочтительном аспекте изобретения К2 и К5 являются прямыми насыщенными цепями, и наиболее предпочтительно соединения относятся к семейству бетаинов. Двумя предпочтительными примерами вязкоупругих поверхностно-активных веществ из семейства бетаинов являются ВЕТ-0 и ВЕТ-Е. Поверхностно-активное вещество в ВЕТ-О-30 показано ниже. Его производит Κΐιοάία, 1пс. СгаиЬшу, Νο\ν 1ег8еу, И.8.Л. Вещество содержит группу амида олеиловой кислоты (включающую концевую группу алкена С17Н33) и содержит около 30% действующего поверхностно-активного вещества; остальное составляют, по существу, вода, хлорид натрия и придающая морозостойкость добавка. Аналогичный материал, ВЕТ-Е-40, также поставляет компания Κΐιοάία, и материал содержит группу амида эруковой кислоты (включающую концевую группу алкена С21Н41) и является на около 40% активным ингредиентом, ос тальное составляют, по существу, вода, хлорид натрия и изопропанол.
ВЕТ-О-30 (когда и=3 и р=1)
Поверхностно-активное веществ в ВЕТ-Е-40 также показано ниже.
- 5 018816
С2,н41 < /
X >СН2)п О
ВЕТ-Е-40 (когда п=3 и р=1)
Вязкоупругое поверхностно-активное вещество обычно добавляют в таком количестве, что вышеупомянутая вязкоупругая поверхностно-активная смесь содержит от около 3 до около 30 об.% буферной жидкости для перфорирования (принимая во внимание, что поверхностно-активное вещество само добавляют в виде раствора. Поэтому для получения текучей среды, содержащей 10 об.% смеси вязкоупругого поверхностно-активного вещества, 10 мл раствора поверхностно-активной смеси должны быть добавлены к 100 мл базовой жидкости (вода/рассол).
Бетаины должны образовывать гель водных растворов без добавления солей, что необходимо для многих других поверхностно-активных веществ, образующих поверхностно-активные текучие среды. В предпочтительных вариантах осуществления настоящего изобретения используют ВЕТ-Е-40. Эксперименты показали, что добавление ВЕТ-Е-40 улучшает стабильность ВЕТ-Е-30 в тяжелых рассолах. Хотя такие эксперименты не проводили, считается, что смеси ВЕТ-Е-40 с другими поверхностно-активными веществами (такими как ВЕТ-О-30) должны также образовывать стабильные водные гели в тяжелых рассолах, более стабильные, чем гели, выполненные с другими поверхностно-активными веществами, но без добавления ВЕТ-Е-40. Такие смеси находятся в объеме вариантов осуществления изобретения.
К другим подходящим бетаинам относятся включающие в себя боковую цепь алкена (концевая группа), содержащую 19-23 атома углерода (не считая атома углерода карбонила), которая может быть разветвленной или прямой цепью и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, п=2-10, и р=15, и смеси данных соединений. К более предпочтительным бетаинам относятся те, в которых боковая цепь алкена содержит 17-21 атом углерода (не считая атома углерода карбонила), которая может быть разветвленной или прямой цепью и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, п=3-5 и р=1-3, и смеси данных соединений.
Базовая жидкость может представлять собой пресную воду или водный раствор, содержащий соли одно-, двух- или трехвалентных металлов, аммония или их смеси. Для некоторых вариантов применения, особенно тех, где прогнозируют замерзание, базовая жидкость может дополнительно содержать спирт, такой как метанол, этанол, пропанол, или многоатомный спирт, такой как гликоль или полигликоли, или их смеси.
Предпочтительное соотношение находится в диапазоне между около 5 и около 20 об.% и наиболее предпочтительно соотношение находится между 8-15 об.%.
Согласно патенту США № 6258859 вторичные поверхностно-активные вещества могут быть полезными в улучшении нечувствительности к рассолу и увеличении прочности геля и уменьшении чувствительности к сдвигу поверхностно-активной текучей среды, особенно для ВЕТ-О. Примером, приведенным в вышеупомянутом патенте, является додецилбензолсульфонат натрия, как показано ниже. Способность вторичных поверхностно-активных веществ к увеличению стабильности геля других основных поверхностно-активных веществ зависит от вторичных поверхностно-активных веществ с надлежащей геометрией (включающей в себя надлежащую длину концевой группы) и надлежащее сродство головной группы поверхностно-активного вещества. Надлежащая геометрия является существенной, вне зависимости от присутствия электролитов. На сродство основной головной группы могут влиять электролиты, их концентрация и водородный показатель. Другими подходящими вторичными поверхностноактивными веществами для ВЕТ-О-30 являются некоторые хелатирующие вещества, такие как тринатриевый гидроксиэтилэтилендиамин-триацетат.
В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активное вещество можно также смешивать с вторичным поверхностно-активным веществом. Подходящие вторичные поверхностно-активные вещества включают в себя класс солей или эфиров бензолсульфокислоты, показанный выше, в котором х=515, предпочтительны вторичные поверхностно-активные вещества, имеющие х=8-12. Вторичные поверхностно-активные вещества чаще используют с ВЕТ-О-30 и, в общем, в них нет необходимости для ВЕТ-Е-40, но любые из подходящих бетаинов можно использовать как с вторичными поверхностноактивными веществами, так и без них.
В одном варианте осуществления амидопропилэруковый бетаин используют, как поверхностноактивное вещество. Действенное количество при использовании в данном документе означает количество вязкоупругих поверхностно-активных веществ, способных увеличивать вязкость и/или температурную стабильность скважинной текучей среды для уровня, требуемого конкретными вариантами применения. Считается, что комбинация вязкоупругого поверхностно-активного вещества в присутствии рассола может давать в результате образование мицеллярной структуры и перепутанность мицеллярных структур может приводить к увеличенной вязкости текучей среды. Другой патент или заявка отмечали присутствие мицеллярной структуры в скважинных текучих средах, как описано, например, в патенте
- 6 018816
США № 5964295, выданном патентообладателю настоящего изобретения.
В другом варианте осуществления вязкоупругим поверхностно-активным веществом являются четвертичные хлориды аммония, включающие в себя, но не ограниченные этим, диметилдидодеценилхлорид аммония, (Ζ)-13 докосенил-Х-Х-бис-(2-гидроксиэтил)метилхлорид аммония, цетилтрибромид аммония, цетилтрихлорид аммония и т.п.
Хотя использование описано в условиях нефтяных и/или газовых эксплуатационных скважин, текучие среды и способы можно также использовать для нагнетательных скважин (например, для повышенной нефтеотдачи или для хранения) или для эксплуатационных скважин для других текучих сред, таких как двуокись углерода или вода.
Данная буферная жидкость для перфорирования может также суспендировать отходы перфорирования, обеспечивая в результате более чистые перфорационные каналы. При перфорировании в данной не повреждающей жидкости очень высокая вязкость с низким сдвигом, демонстрируемая жидкостью, может устранять или существенно уменьшать фильтрацию тяжелого рассола и получающееся в результате повреждение. Дополнительно данную жидкость можно смешивать с реакционноспособными текучими средами (неорганическая кислота, органическая кислота, хелатирующие вещества и т.п.) без какойлибо потери вязкости и, в результате, можно получать дополнительную обработку пласта для интенсификации притока вблизи перфорационного канала. Таким образом, буферные жидкости для перфорирования согласно изобретению могут обеспечить, в результате, чистый перфорационный канал, уменьшать фильтрацию текучей среды и соответствующее повреждение, обеспечивать очистку ствола скважины и интенсификацию притока скважины, все в одной обработке.
Рассолы высокой плотности, описанные в данном документе, обычно выполняют из солей двухвалентных металлов, таких как кальций и цинк, хотя также можно использовать рассолы, выполненные из солей калия, аммония, натрия, цезия и т.п. Органические катионы, такие как катионы аммония и тетраметиламмония можно также использовать. Типичные неорганические анионы для рассолов высокой плотности включают в себя хлорид и бромид, хотя можно также использовать органические анионы, такие как формат и ацетат. Некоторые соли, составленные из комбинаций данных анионов и катионов, могут не создавать достаточной плотности, и их приходится использовать в комбинации с другими анионами и катионами, дающими более высокую плотность рассолов. Такие смеси находятся в объеме вариантов осуществления изобретения, также как рассолы, содержащие любые другие соли, при условии, что ни одна из них не разрушает структуры, обеспечивающие рост поверхностно-активных гелей в рассоле высокой плотности до точки, где они больше не дают стабильных гелей высокой вязкости при нужных температурах. Следует понимать, что, когда текучая среда описана как приготовляемая с добавлением соли, это может означать объединение безводных или водных солей с текучей средой или посредством объединения рассола (такого как концентрированный или насыщенный рассол) с текучей средой, и объединение можно выполнять в любом порядке.
Аналогично, другие добавки, такие как спирты, полимерные материалы, другие поверхностноактивные вещества, хелатирующие вещества и т.п. можно включать в состав, также при условии, что ни одна из них не разрушает структур, обеспечивающих рост поверхностно-активных гелей в рассоле высокой плотности до точки, где они больше не дают стабильных гелей высокой вязкости при нужных температурах. В состоянии поставки в поверхностно-активные вещества часто включают низшие спирты (такие как пропанолы) и/или гликоли для уменьшения их вязкости и/или снижения их температур замерзания для упрощения их транспортировки и использования. В вариантах осуществления настоящего изобретения добавление спиртов также означает, кроме того, что спирты уже присутствуют в материале при поставке.
Известно, что некоторые спирты стабилизируют водные ВЕТ гели. В патенте США № 6258859 описано добавление спиртов к бетаинам. Данные спирты описаны как спирты со средними и длинными цепями (предпочтительно алканолы), предпочтительно имеющие от пяти до десяти атомов углерода. Нами найдено, что метанол, этанол, изопропанол и смеси данных спиртов стабилизируют текучие среды вариантов осуществления изобретения. Предпочтительным спиртом является метанол. Спирт, если добавляют, то добавляют в количестве до около 10 об.%, предпочтительно в количестве от около 1 до около 6 об.%.
В обычной рецептуре адекватную при поставке смесь поверхностно-активного вещества используют для образования жидкости, содержащей от около 0,2 до около 20% активного поверхностноактивного вещества с предпочтительной концентрацией в диапазоне от около 1 до около 12% активного поверхностно-активного вещества. При использовании на нефтепромысле поверхностно-активное вещество, воду и соль можно смешивать в любом порядке как на месторождении, так и на отдельной площадке. Альтернативно, некоторые компоненты можно заранее перемешивать на площадке работ или отдельной площадке и затем позже добавлять один или несколько других компонентов. Жидкости можно перемешивать в отдельной емкости или перемешивать в пути. Другие добавки, требуемые для обычных обработок на нефтепромысле, можно стандартно включать в состав при условии, что ни одна из них не разрушает структуры, дающие рост поверхностно-активных гелей в рассоле высокой плотности до точки, где они больше не дают стабильных гелей высокой вязкости при нужных температурах. Жидкости
- 7 018816 можно прокачивать как жидкость, насыщенную или вспененную, например, азотом. Хотя никакие эксперименты не проводились, считается, что двуокись углерода можно также использовать. Считается, что воздух можно также использовать при условии, что окислительное разложение не происходит или контролируется.
Другое преимущество жидкостей и способов вариантов осуществления изобретения состоит в том, что водные загущенные образованием геля текучие среды разжижаются при сдвиге, но при сдвиге не разрушаются. Разжижение при сдвиге в данном контексте используют в обычном значении для вязкой жидкости, с увеличением скорости сдвига вязкость уменьшается. Данный тип разжижения при сдвиге является реверсивным, то есть вязкость увеличивается вновь, если скорость сдвига уменьшается. Разжижение при сдвиге является предпочтительным, поскольку такое поведение уменьшает гидравлическую мощность, требуемую во время прокачивания. Разрушение при сдвиге является недостатком жидкостей, загущенных полимерами, особенно сшитыми полимерами; их химические связи навсегда разрываются, и они не восстанавливают своей вязкости (повторно не консолидируются), когда скорость сдвига уменьшается или сдвиг останавливают.
Существует второй тип разжижения при сдвиге, претерпеваемого водными гелями на основе поверхностно-активного вещества (но не сшитыми водными гелями на полимерной основе), вязкость которых обусловлена временной структурой, такой как мицелла. Не стараясь ограничиваться теорией, мы считаем, что данный второй тип разжижения при сдвиге обусловлен временным разрушением структуры, таким, который должны называть разрушительное разжижение при сдвиге. Разрушительное разжижение при сдвиге отличается почти полной потерей вязкости, так что выше некоторой скорости сдвига вязкость текучей среды близка к вязкости воды. Претерпевают или нет вязкоупругие поверхностноактивные текучие среды разрушительное разжижение при сдвиге является в основном функцией скорости сдвига, природы и концентрации поверхностно-активного вещества, температуры, природы и концентрации вторичных поверхностно-активных веществ и других добавок (таких как спирты), если они присутствуют, и природы и концентрации электролитов, если они присутствуют. Разрушительное разжижение при сдвиге является реверсивным; когда скорость сдвига уменьшается, структура преобразуется, и вязкость возвращается. Разрушение и восстановление требует времени, и каждое можно замедлять или ускорять добавками.
Только обычное разжижение при сдвиге наблюдалось для любой из текучих сред при скорости сдвига любого из примеров, приведенных здесь; разрушительное разжижение при сдвиге, если должно было возникать, могли наблюдать только при более высоких скоростях сдвига, чем те, с которыми можно сталкиваться во время перекачки на забой стволов скважин, особенно, на сужениях в оборудовании.
В промысловых вариантах применения разрушительное разжижение при сдвиге может являться желательным или нежелательным. Для заполнения гравийного фильтра или гидроразрыва пласта разрушительное разжижение при сдвиге является нежелательным, поскольку, когда текучая среда становится временно очень жидкой, она не может суспендировать гравий или расклинивающий агент. Обычное разжижение при сдвиге является приемлемым при условии, что текучая среда остается достаточно вязкой для транспортировки гравия или расклинивающего агента. Жидкости ВЕТ-Е-40, в общем, не претерпевают разрушительного разжижения при сдвиге (хотя указанное может не являться правилом для всех рецептур, и если разрушительное разжижение при сдвиге является необходимым, следует испытывать текучие среды конкретных рецептур) и поэтому должны являться конкретно подходящими для заполнения гравийного фильтра или гидроразрыва пласта. Жидкости вариантов осуществления настоящего изобретения являются особенно полезными для заполнения гравийного фильтра, где жидкости высокой плотности несут гравий на забой ствола скважины с минимальным количеством прокачки (требуется небольшая гидравлическая мощность) вследствие разности в плотности между текучей средой заполнения гравийного фильтра и текучей средой, уже находящейся в стволе скважины.
Для обработок очистки с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы разрушительное разжижение при сдвиге является необходимым, поскольку при этом проще создавать турбулентность во время обработки, и турбулентность помогает захвату текучей средой частиц, на удаление которых из скважины направлена обработка. Предпочтительно в очистке с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы вводить небольшую задержку в восстановлении полной вязкости для более эффективного вымывания струей под давлением твердых частиц с забоя ствола скважины в кольцевое пространство. После захвата частиц и их перемещения в кольцевое пространство восстановленная вязкость текучей среды должна обеспечивать эффективную транспортировку на поверхность. Поэтому является необходимым улучшением восстановления вязкости и минимизирование времени, требуемого для такого восстановления. Можно добавлять вещество, способствующее разрушительному разжижению при сдвиге, при условии, что оно не разрушает структуры, дающие рост поверхностно-активных гелей в рассоле высокой плотности до точки, где они больше не дают стабильных гелей высокой вязкости при нужных температурах. Вместе с тем, после захвата частиц более высокая вязкость помогает текучей среде нести частицы к поверхности, так что разрушительное разжижение при сдвиге должно являться временным. (Как для любой добавки следует проводить лабораторные испытания для обеспечения совместимости вещества, способствующего разрушительному разжижению при сдвиге, с жидкостью, и обеспечения отсутствия наруше
- 8 018816 ния рабочих свойств жидкости веществом, способствующим разрушительному разжижению при сдвиге. Проведение таких испытаний любой добавки или добавок считается относящимся к объему изобретения).
Обычно, когда вязкие жидкости используют в промысловых обработках или мероприятиях, иногда возникают ситуации, в которых необходимо непрерывное снижение вязкости жидкостей после выполнения ими своего предназначения. Также когда поверхностно-активные вещества используют в промысловых мероприятиях, иногда возникают ситуации, в которых необходимо прекращение присутствия поверхностно-активных веществ после выполнения ими своего предназначения. Часто время, в которое вязкость поверхностно-активного вещества или само его присутствие не является более необходимым, наступает через несколько часов после окончания обработки. Следовательно, преимущество в использовании текучих сред и способов вариантов осуществления настоящего изобретения состоит в возможности образования гелей при температурах, при которых поверхностно-активные вещества не имеют долгосрочной температурной стабильности. В результате, гели должны впоследствии разлагаться при высоких температурах без необходимости в следующем: а) растворении пластовой водой, или нефтью, или конденсатом, или б) добавлении отдельного разжижителя геля или предшественника разжижителя геля. Время, в которое данное разложение происходит при данной температуре, можно регулировать посредством выбора поверхностно-активного вещества, концентрации поверхностно-активного вещества, других добавок и рассола. Хотя это не является обязательным, в объеме вариантов осуществления изобретения есть использование добавления разжижителей геля или предшественников разжижителя геля, особенно при более низких температурах, если необходимо, так как в некоторых аспектах описано в патенте США № 6881709. Следует заметить, что не все разжижители геля и предшественники разжижителя геля, описанные в данной заявке, должны являться удовлетворительными для всех поверхностно-активных веществ, описанных в настоящей заявке. Другие разжижители геля, которые можно использовать, описаны в патенте США № 6908888.
В некоторых случаях, например в карбонатных коллекторах, может быть предпочтительным введение дополнительных веществ обработки в коллектор, таких как кислоты, растворители, энзимы и/или хеланты. Применимые кислоты включают в себя неорганические кислоты и органические кислоты.
На фиг. 1 схематично показана система перфорирования, в которой можно использовать вышеописанную буферную жидкость для перфорирования. Скважина 10 пробурена с поверхности через подземный пласт 12, содержащий пластовые углеводородные текучие среды, а именно нефть и/или газ. В общем, цилиндрическая обсадная колонна 14 крепит стенки, образуя ствол 16 скважины. Стреляющий перфоратор 18 спущен в скважину на каротажном кабеле 20. Стреляющий перфоратор включает в себя по меньшей мере один и обычно несколько зарядов 22 взрывчатого вещества для перфорирования. Данные заряды сориентированы так, что когда их подрывают, действие взрыва должно быть в основном направлено наружу к обсадной колонне (то есть горизонтально наружу на фиг. 1). Подрыв инициируют сигналом, поданным по линии управления с поверхности (на чертеже не показано).
Буферная жидкость для перфорирования размещена в стволе скважины вблизи стреляющего перфоратора 18. Как показано на фиг. 1, ствол скважины заполнен буферной жидкостью для перфорирования до глубины, достаточной для закрытия перфорирующих устройств (то есть до уровня, показанного пунктирной линией 24). Таким образом, буферная жидкость для перфорирования размещена между перфорирующим устройством и обсадной колонной или, более точно, между зарядами взрывчатого вещества перфоратора и обсадной колонной. Существуют различные пути размещения буферной жидкости для перфорирования в такое положение. Например, можно использовать пакеры или другие устройства регулирования притока для образования замкнутого пространства в стволе скважины вблизи стреляющего перфоратора и затем данное ограниченное пространство можно полностью или частично заполнить буферной жидкостью для перфорирования.
Когда заряды взрывчатого вещества перфоратора подрывают, в обсадной колонне образуются перфорационные каналы 26, как показано на фиг. 2. Действие взрыва также вызывает попадание по меньшей мере некоторой части примыкающей к нему буферной жидкости для перфорирования в пласт, как указано стрелками на фиг. 2.
Обычно должно быть проще разместить буферную жидкость для перфорирования в стволе скважины между перфорирующим устройством и обсадной колонной заранее, до подрыва. Также возможно подать буферную жидкость приблизительно в одно время с подрывом или сразу после подрыва.
На фиг. 3 показано действие сдвига на вязкость 15% (об./об.) вязкоупругого поверхностноактивного вещества в 1,35 кг/л (11,3 фунт/гал.) СаС12 при 27 и 107°С (80 и 225°Е). Вязкость текучей среды является чрезвычайно высокой при малой скорости сдвига, что помогает минимизированию фильтрации в пласт текучей среды через матрицу пласта.
На фиг. 4 показаны свойства поглощения вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды, содержащей буферную жидкость для перфорирования изобретения на образцах различной проницаемости. Эксперименты проводились при 115°С (240°Е) на репрессии с давлением 345 кПа (50 фунт/дюйм2). При использовании образцов кернов (4Ό) высокой проницаемости, добавление материала из твердых частиц для ликвидации поглощения (65% крупного, 26% среднего, 4% мелкого и 3% других материалов для ли
- 9 018816 квидации поглощения; все концентрации выражены в вес.%) улучшает регулировку поглощения вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды до приемлемых уровней. Обычно 158 л (1 баррель) вязкоупругой поверхностно-активной текучей среды с СаСО3 содержит 119 л (0,75 барреля) чистого фильтрованного рассола, 8 л (0,05 барреля) метанола, 24 л (0,15 барреля) поверхностно-активного вещества и 27,2 кг (60 фунтов) карбонатных хлопьев. Количество используемых частиц СаСО3 разного размера зависит от распределения размера частиц используемого СаСО3.
На фиг. 5 показана вязкость вязкоупругой поверхностно-активной буферной жидкости для перфорирования. Как можно видеть, ниже концентрации кислоты в 10 вес.% НС1, текучая среда имеет очень высокую вязкость.
На фиг. 6 показаны при различной скорости сдвига буферные жидкости для перфорирования на нефтяной основе, содержащие поверхностно-активный бетаин 19 л (5 гал.), имеющий хорошую вязкость низкого сдвига. Данную текучую среду можно использовать по меньшей мере до 149°С (300°Р). Данный тип буферной жидкости для перфорирования подходит для чувствительных к воде пластов, где водные текучие среды обработки являются нежелательными.
Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, поскольку изобретение можно модифицировать и практиковать в различных, но эквивалентных режимах, ясных специалисту в данной области техники, воспользовавшемуся идеями, изложенными в настоящем документе. Дополнительно к этому никаких ограничений показанные в данном документе подробности не накладывают, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные варианты осуществления, описанные выше, можно изменять или модифицировать, и все такие изменения считаются относящимися к объему и сущности изобретения. Соответственно, искомая защита по данному документу изложена в формуле изобретения ниже.
Claims (24)
1. Способ перфорирования ствола скважины в пласте, содержащего, по меньшей мере, на своем участке соленую воду или рассол с концентрацией соли выше 0,96 кг/л, содержащий следующие этапы:
размещение перфорирующего устройства, содержащего по меньшей мере один перфорирующий заряд взрывчатого вещества в стволе скважины;
размещение буферной жидкости для перфорирования, содержащей по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество и способной оставаться стабильной в соленой воде или рассоле с весовой концентрацией соли выше 0,96 кг/л в стволе скважины между перфорирующим устройством и пластом;
подрыв перфорирующего устройства и обеспечение входа пластовых текучих сред в ствол скважины, при этом в результате подрыва устанавливается сообщение между стволом скважины и пластом и по меньшей мере часть буферной жидкости для перфорирования приводится в сообщение с пластом;
обеспечение замедления или прекращение фильтрации текучей среды из пласта с помощью жидкости для перфорирования.
2. Способ по п.1, который применен для необсаженного ствола скважины и дополнительно содержит этап перфорирования необсаженного ствола.
3. Способ по п.1 или 2, который применен для ствола скважины, содержащего обсадную колонну, по меньшей мере, на участке ствола скважины, при этом размещение буферной жидкости для перфорирования, содержащей по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество, в стволе скважины выполняют между перфорирующим устройством и обсадной колонной, по меньшей мере, для участка ствола скважины, и подрыв перфорирующего устройства обеспечивает перфорирование обсадной колонны.
4. Способ по любому из пп.1-3, дополнительно содержащий этап размещения реакционноспособной текучей среды, такой как кислота, или хелатирующее вещество, или т.п., в стволе скважины для обработки пласта для интенсификации притока.
5. Способ по любому из пп.1-4, дополнительно содержащий этап глушения скважины.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором буферная жидкость для перфорирования размещается в стволе скважины до размещения перфорирующего устройства.
7. Способ по любому из пп.1-5, в котором буферная жидкость для перфорирования размещается в стволе скважины после размещения перфорирующего устройства.
8. Способ по любому из пп.1-7, который применен для ствола скважины, находящейся в условиях репрессии.
9. Способ по любому из пп.1-8, который применен для ствола скважины, содержащего, по меньшей мере, на своем участке рассол с весовой концентрацией соли, равной или выше 12,5 кг/л.
10. Способ по любому из пп.1-9, который применен для ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, на своем участке температуру, равную или выше 60°С.
11. Способ по п.10, который применен для ствола скважины, имеющего, по меньшей мере, на своем участке температуру, равную или выше 100°С.
- 10 018816
12. Способ по любому из пп.1-11, дополнительно содержащий этап дополнительной обработки, выбранной из группы, состоящей из следующего: противонакипная обработка, обработка струей воды под давлением, обработка перфорированием и их комбинации.
13. Способ по любому из пп.1-12, в котором буферная жидкость для перфорирования является не содержащей твердой фазы жидкостью.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество является цвиттер-ионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом.
15. Способ по п.14, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно бетаиновое поверхностно-активное вещество.
16. Способ по любому из пп.1-15, в котором вязкоупругое поверхностно-активное вещество является катионным поверхностно-активным веществом.
17. Способ по любому из пп.1-16, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит дополнительное вещество обработки, выбранное из группы, состоящей из неорганических кислот, органических кислот, хелатирующих веществ, спиртов, аминов, взаимных растворителей, вторичных поверхностно-активных веществ, энзимов, пеногасителей, модификаторов смачиваемости, модификаторов проницаемости, наночастиц, нанотрубок, стабилизаторов, внешних разжижителей геля и любого типа полимера.
18. Способ по любому из пп.1-17, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит нерастворимые твердые частицы или агрегаты, волокна, хлопья, пластинки или смеси.
19. Способ по любому из пп.1-18, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит растворимые твердые частицы или агрегаты, волокна, хлопья, пластинки или смеси.
20. Способ по любому из пп.1-19, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит внутренний разжижитель геля.
21. Способ по любому из пп.1-20, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит азот, двуокись углерода или воздух.
22. Способ по любому из пп.1-21, в котором буферная жидкость для перфорирования дополнительно содержит элемент, способный создавать азот, двуокись углерода или воздух после химической реакции или механического воздействия.
23. Способ по любому из пп.1-22, в котором буферная жидкость для перфорирования является водной жидкостью.
24. Способ по любому из пп.1-22, в котором буферная жидкость для перфорирования является жидкостью на нефтяной основе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US99180507P | 2007-12-03 | 2007-12-03 | |
| US12/323,675 US7878246B2 (en) | 2007-12-03 | 2008-11-26 | Methods of perforation using viscoelastic surfactant fluids and associated compositions |
| PCT/IB2008/054973 WO2009072036A1 (en) | 2007-12-03 | 2008-11-26 | Methods of perforation using viscoelastic surfactant fluids and associated compositions |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201070672A1 EA201070672A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EA018816B1 true EA018816B1 (ru) | 2013-10-30 |
Family
ID=40674589
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201070672A EA018816B1 (ru) | 2007-12-03 | 2008-11-26 | Способы перфорирования с использованием вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред и связанные с ними составы |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7878246B2 (ru) |
| EA (1) | EA018816B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010006006A (ru) |
| WO (1) | WO2009072036A1 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0912339A2 (pt) * | 2008-05-05 | 2015-10-06 | Mi Llc | fluidos de ruptura de alta densidade e métodos de uso dos mesmos |
| US8247355B2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Acidic viscosity enhancer for viscoelastic surfactant fluids |
| US8215397B2 (en) * | 2009-12-30 | 2012-07-10 | Schlumberger Technology Corporation | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
| GB2489351A (en) * | 2010-12-17 | 2012-09-26 | Schlumberger Holdings | System and method of dynamic underbalanced perforating using an isolation fluid |
| US20130087336A1 (en) * | 2011-10-05 | 2013-04-11 | Chevron U.S.A. Inc. | System And Method Of Perforating A Well And Preparing A Perforating Fluid For The Same |
| US9963629B2 (en) | 2013-03-14 | 2018-05-08 | Stepan Company | Foamers for unloading high-condensate gas wells |
| CN103820097A (zh) * | 2014-02-13 | 2014-05-28 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 页岩油气井压裂用试剂及其产品 |
| WO2016153526A1 (en) * | 2015-03-26 | 2016-09-29 | Halliburton Energy Services Inc. | Perforating gun system and method |
| US10415353B2 (en) | 2015-05-06 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Perforating gun rapid fluid inrush prevention device |
| WO2016183574A1 (en) * | 2015-05-14 | 2016-11-17 | Uwe Bauer | Systems and methods for controlling the degradation of degradable materials |
| US10947443B2 (en) * | 2017-03-03 | 2021-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscoelastic surfactant gel for perforation operations |
| US11319478B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| US20240026207A1 (en) * | 2022-07-22 | 2024-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Foamed gel system for water shut off in subterranean zones |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5582250A (en) * | 1995-11-09 | 1996-12-10 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Overbalanced perforating and fracturing process using low-density, neutrally buoyant proppant |
| GB2352259A (en) * | 1999-07-22 | 2001-01-24 | Sofitech Nv | Hydraulic fracturing of earth formations |
| GB2408057A (en) * | 2003-11-04 | 2005-05-18 | Schlumberger Holdings | Controlling well dynamic pressure transient during operations |
| WO2005100503A1 (en) * | 2004-04-16 | 2005-10-27 | Schlumberger Canada Limited | Gelled oil with surfactant |
| US20060000609A1 (en) * | 2003-11-14 | 2006-01-05 | Gustavo Cavazzoli | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
| US20060278392A1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating Method |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4439333A (en) * | 1981-05-08 | 1984-03-27 | Nl Industries, Inc. | Heavy brine viscosifiers |
| US4501330A (en) * | 1984-02-03 | 1985-02-26 | Exxon Production Research Co. | Well completion apparatus and method |
| US4662448A (en) | 1986-04-25 | 1987-05-05 | Atlantic Richfield Company | Well treatment method using sodium silicate to seal formation |
| US5329998A (en) | 1992-12-23 | 1994-07-19 | Halliburton Company | One trip TCP/GP system with fluid containment means |
| US5421411A (en) | 1994-01-03 | 1995-06-06 | Marathon Oil Company | Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate |
| GB9404374D0 (en) | 1994-03-07 | 1994-04-20 | Ici Plc | Drilling fluids |
| US5392855A (en) | 1994-05-16 | 1995-02-28 | Shell Oil Company | Method to prepare polymer solutions for down-hole applications |
| US5547025A (en) | 1995-04-14 | 1996-08-20 | Phillips Petroleum Company | Process for treating oil-bearing formation |
| US5981447A (en) | 1997-05-28 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fluid loss in high permeability hydrocarbon bearing formations |
| US6140277A (en) | 1998-12-31 | 2000-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| US6489270B1 (en) | 1999-01-07 | 2002-12-03 | Daniel P. Vollmer | Methods for enhancing wellbore treatment fluids |
| US6387986B1 (en) | 1999-06-24 | 2002-05-14 | Ahmad Moradi-Araghi | Compositions and processes for oil field applications |
| US6399546B1 (en) | 1999-10-15 | 2002-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid system having controllable reversible viscosity |
| US6325149B1 (en) | 2000-02-22 | 2001-12-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Method of decreasing the loss of fluid during workover and completion operations |
| US7182138B2 (en) * | 2000-03-02 | 2007-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir communication by creating a local underbalance and using treatment fluid |
| US6598682B2 (en) * | 2000-03-02 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corp. | Reservoir communication with a wellbore |
| US6450260B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Sand consolidation with flexible gel system |
| US7148185B2 (en) * | 2001-12-03 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Viscoelastic surfactant fluids stable at high brine concentration and methods of using same |
| US7291651B2 (en) | 2003-12-05 | 2007-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Carbon dioxide foamed fluids |
-
2008
- 2008-11-26 MX MX2010006006A patent/MX2010006006A/es active IP Right Grant
- 2008-11-26 EA EA201070672A patent/EA018816B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-11-26 WO PCT/IB2008/054973 patent/WO2009072036A1/en active Application Filing
- 2008-11-26 US US12/323,675 patent/US7878246B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5582250A (en) * | 1995-11-09 | 1996-12-10 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Overbalanced perforating and fracturing process using low-density, neutrally buoyant proppant |
| GB2352259A (en) * | 1999-07-22 | 2001-01-24 | Sofitech Nv | Hydraulic fracturing of earth formations |
| GB2408057A (en) * | 2003-11-04 | 2005-05-18 | Schlumberger Holdings | Controlling well dynamic pressure transient during operations |
| US20060000609A1 (en) * | 2003-11-14 | 2006-01-05 | Gustavo Cavazzoli | Matrix acidizing high permeability contrast formations |
| WO2005100503A1 (en) * | 2004-04-16 | 2005-10-27 | Schlumberger Canada Limited | Gelled oil with surfactant |
| US20060278392A1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating Method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2010006006A (es) | 2010-06-15 |
| US20090139766A1 (en) | 2009-06-04 |
| EA201070672A1 (ru) | 2011-02-28 |
| US7878246B2 (en) | 2011-02-01 |
| WO2009072036A1 (en) | 2009-06-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018816B1 (ru) | Способы перфорирования с использованием вязкоупругих поверхностно-активных текучих сред и связанные с ними составы | |
| CA2643835C (en) | Diverting compositions, fluid loss control pills, and breakers thereof | |
| RU2307144C2 (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
| US7644761B1 (en) | Fracturing method for subterranean reservoirs | |
| US20130048281A1 (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
| CA2640949C (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
| US7350572B2 (en) | Methods for controlling fluid loss | |
| US9919966B2 (en) | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations | |
| US9663706B2 (en) | Method to enhance fiber bridging | |
| US9562425B2 (en) | Methods of enhancing the conductivity of propped fractures with in-situ acidizing | |
| EA004614B1 (ru) | Композиции и способы контроля фильтрации в эксплуатационных жидкостях для буровых скважин на основе поверхностно-активных веществ | |
| EA006813B1 (ru) | Композиции и способы обработки подземных пород | |
| WO2013006275A2 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| US20160068736A1 (en) | Reversible foamed wellbore fluids | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| AU2017401837B2 (en) | Viscoelastic surfactant gel for perforation operations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ TM RU |