EA021681B1

EA021681B1 - Текучая среда для обработки скважин

Info

Publication number: EA021681B1
Application number: EA201171138A
Authority: EA
Inventors: Эндрю Джоунс; Рауль Наварро-Маскарелл; Марк Люстер
Original assignee: Эм-Ай Эл.Эл.Си.; Эм-Ай ДРИЛЛИНГ ФЛЮИДЗ ЮКей ЛИМИТЕД
Priority date: 2009-03-18
Filing date: 2010-03-16
Publication date: 2015-08-31
Also published as: US20120000652A1; MX2011009663A; US8985211B2; AU2010226842B2; EP2408999A2; EP2408999A4; BRPI1009879A2; WO2010107721A3; MX343967B; AU2010226842A1; MY160287A; WO2010107721A2; EA201171138A1; CO6440566A2

Abstract

Представлен способ бурения со скважинной текучей средой, в котором скважинная текучая среда формирует фильтрационный осадок на стенке ствола скважины, причем способ включает стадии, в которых нагнетают скважинную текучую среду с разлагаемым при окислении полимером и инактивированным окислителем; формируют фильтрационный осадок в забойной зоне скважины нагнетанием скважинной текучей среды в скважину и обеспечением возможности просачивания некоторой части текучей среды в породу подземного пласта для создания фильтрационного осадка, включающего разлагаемый при окислении полимер и инактивированный окислитель; и удаляют фильтрационный осадок, сформированный скважинной текучей средой, со стенок ствола скважины воздействием на фильтрационный осадок разрушающей текучей среды, включающей водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль.

Description

Предпосылки изобретения Область техники, к которой относится изобретение

Раскрытые здесь варианты исполнения, в основном, относятся к скважинным текучим средам для формирования и последующего удаления остаточного фильтрационного осадка из подземных пластов.

Уровень техники

Во время бурения или заканчивания нефтяной и газовой скважины стенки нефтеносных и газоносных пластов часто подвергаются воздействию скважинных текучих сред, которые могут повреждать продуктивные пласты. Для предотвращения такого повреждения ствола скважины зачастую необходимо осаждать на стенках ствола скважины фильтрационный осадок с низкой проницаемостью для герметизации проницаемого пласта, в котором проводят буровые работы. Назначение фильтрационного осадка состоит в ограничении потерь бурового раствора из ствола скважины, а также в защите пласта от возможного повреждения текучими средами, просачивающимися в стенки ствола скважины. Взвешенные в буровом растворе твердые компоненты, такие как тонкодисперсные частицы, также могут вносить свой вклад в повреждение продуктивных углеводородных пластов.

Для защиты пластов от повреждения текучими средами и твердыми веществами на поверхности подземного пласта формируют и/или осаждают фильтрационный осадок. Фильтрационные осадки образуются, когда частицы, взвешенные в скважинной текучей среде, покрывают и закупоривают поры в подземном пласте так, что фильтрационный осадок предотвращает или сокращает как фильтрацию текучих сред в пласт, так и приток текучих сред, присутствующих в пласте. В технологии известен ряд способов формирования фильтрационных осадков, в том числе применение закупоривающих добавок, бурового шлама, образующегося в процессе бурения, полимерных добавок и осадочных материалов. Также могут быть использованы тампоны для предотвращения фильтрации текучих сред, где можно применять вязкий тампон, включающий полимер, для снижения скорости фильтрации скважинной текучей среды в пласт благодаря его вязкости.

После завершения операций бурения или вскрытия пласта может стать необходимым удаление фильтрационного осадка (сформированного во время бурения и/или вскрытия пласта), остающегося на боковых стенках буровой скважины. Хотя формирование фильтрационного осадка и применение тампонов для снижения фильтрации текучих сред являются необходимыми для операций бурения и заканчивания, барьеры могут составлять значительное препятствие для добычи углеводородов или прочих текучих сред из скважины, если, например, пластовая порода все еще закупорена барьерным материалом. Поскольку фильтрационный осадок является уплотненным, зачастую он прочно прилипает к пласту, и его нельзя быстро или полностью вымыть из пласта только воздействием текучей среды.

Как правило, остаточный фильтрационный осадок удаляют заполнением необсаженного ствола скважины текучей средой для очистки скважины (часто называемой как разрушающая текучая среда), которая разъедает фильтрационный осадок. В некоторых ситуациях, таких как заканчивание скважин фильтром с гравийной набивкой или в случае других типов перфорированных хвостовиков/хвостовиков с щелевидными продольными отверстиями, может оказаться затруднительным обеспечение того, что обработка эффективно затрагивает фильтрационный осадок на поверхности ствола скважины. Например, в случае рыхлых пластов, где часто желательна гравийная набивка в стволе скважины после бурения интервала, но до полного удаления фильтрационного осадка, действие гравийной набивки в стволе скважины может дополнительно ограничивать контактирование текучих сред с фильтрационным осадком, так как она не только сокращает физический объем текучей среды, которая может присутствовать в зоне, но и непосредственно ограничивает приток к фильтрационному осадку. Вследствие этого эффективность разрушения фильтрационного осадка резко снижается.

Одно из наиболее проблематичных обстоятельств, которое присуще многим способам, применяемым в прототипных литературных источниках для удаления фильтрационного осадка из скважины, включает проблему регулирования разрушения фильтрационного осадка таким образом, чтобы добываемые текучие среды не могли поступать в ствол скважины до тех пор, пока весь, или по меньшей мере по большей части, фильтрационный осадок не будет разрушен. Когда разложение фильтрационного осадка производят разрушающей текучей средой, разрушающая текучая среда может не полностью покрывать весь интервал обрабатываемого пласта, что приводит к преждевременному притоку добываемых текучих сред или потере разрушающих текучих сред в пласт из одной части интервала до того, как еще одна часть все еще была под воздействием разрушающей текучей среды.

Соответственно этому существует непреходящая потребность в скважинных текучих средах, которые эффективно удаляют остаточный фильтрационный осадок и обломки породы в подземных пластах после бурения или заканчивания скважины.

Сущность изобретения

В одном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу бурения со скважинной текучей средой, в котором скважинная текучая среда формирует фильтрационный осадок на стенке ствола скважины, который включает стадии, в которых нагнетают скважинную текучую среду с разлагаемым при окислении полимером и инактивированным окислителем, формируют фильтрационный осадок в области забоя скважины нагнетанием скважинной текучей среды в скважину и созданием возмож- 1 021681 ности фильтрации некоторой части текучей среды в породу подземного пласта для образования фильтрационного осадка, включающего разлагаемый при окислении полимер и инактивированный окислитель, и удаляют фильтрационный осадок, сформированный скважинной текучей средой, со стенок ствола скважины подверганием фильтрационного осадка воздействию разрушающей текучей среды, которая включает водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль.

В еще одном аспекте представленные здесь варианты исполнения относятся к способу разложения фильтрационного осадка в стволе скважины, в котором фильтрационный осадок в стволе скважины включает инактивированный окислитель и разлагаемый полимер, включающему стадии, в которых производят циркуляцию разрушающей текучей среды в буровой скважине, причем разрушающая текучая среда включает водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем разрушающую текучую среду выбирают так, чтобы после предварительно заданного периода времени фильтрационный осадок по большей части разложился.

В еще одном дополнительном аспекте раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способу, который включает стадии, в которых нагнетают первую скважинную текучую среду, включающую разлагаемый при окислении полимер, в ствол скважины через подземный пласт, нагнетают в ствол скважины вторую скважинную текучую среду, включающую инактивированный окислитель, нагнетают в ствол скважины третью скважинную текучую среду, включающую иминодиуксусную кислоту, и обеспечивают замедленному источнику кислоты возможность закисления по меньшей мере части ствола скважины до величины рН менее 7, чтобы активировать внутренний инактивированный окислитель при пониженном значении рН и разрушить разлагаемые при окислении полимеры.

Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидными из последующего описания и прилагаемой патентной формулы.

Подробное описание

В основном раскрытые здесь варианты исполнения относятся к способам, применяемым для разрушения фильтрационного осадка, сформированного в стволе скважины, включающим стадии, в которых нагнетают разрушающую текучую среду, имеющую иминодиуксусную кислоту или соль, присутствующую в разрушающей текучей среде, и обеспечивают разрушающей текучей среде возможность разрушить компоненты фильтрационного осадка. В еще одном дополнительном аспекте представленные здесь варианты исполнения относятся к способам разрушения фильтрационного осадка в стволе скважины, имеющего содержащийся в нем инкапсулированный окислитель, при инициированном высвобождении которого (действием иминодиуксусной кислоты или соли) выделяющийся окислитель также способствует разложению компонентов фильтрационного осадка.

Удаление фильтрационного осадка является важным для операций заканчивания скважины, поскольку неполное удаление фильтрационного осадка может негативно повлиять на последующую добычу углеводородов. Применение иминодиуксусной кислоты для инициирования высвобождения внутреннего окислителя (присутствующего в фильтрационном осадке) может иметь результатом более эффективное удаление фильтрационного осадка со стенок скважины или в операции заканчивания в забое. Более конкретно, такие текучие среды, содержащие иминодиуксусную кислоту, могут циркулировать по буровой скважине и быть в состоянии контактировать с осажденным фильтрационным осадком для активации инкапсулированного окислителя, присутствующего в фильтрационном осадке, чтобы разрушать разлагаемые полимеры. Применение таких текучих сред также может обеспечивать желательное регулирование продолжительности разложения фильтрационного осадка, как здесь обсуждается.

Разрушающая текучая среда

Как вкратце упомянуто выше, разрушающие текучие среды согласно настоящему изобретению могут циркулировать в стволе скважины для инициирования разрушения и/или разложения фильтрационного осадка, сформированного внутри боковых стенок секции буровой скважины, находящейся в пластовом резервуаре. Разрушающие текучие среды согласно настоящему изобретению могут включать водную текучую среду, по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или соль и необязательно кислотный буферный реагент.

Разрушающая текучая среда согласно настоящему изобретению может быть составлена включающей текучую среду на водной основе и по меньшей мере одну из иминодиуксусных кислот (или их солей), представленных следующей формулой (I):

в которой каждая из групп М независимо представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу или замещенную аммонийную группу; Υ представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может иметь в качестве заместителей гидроксильную группу или группу СООМ, причем М представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу или замещенную аммонийную группу; и А представляет атом

- 2 021681 водорода, гидроксильную группу или группу СООМ, в которой М представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу или замещенную аммонийную группу. В иминодиуксусных кислотах (солях), изображенных формулой I согласно настоящему изобретению, группа -СООМ предпочтительно представляет собой карбоксильную группу или ее солевую форму в виде соли щелочного металла или соли аммония. Атом щелочного металла представляет собой натрий или калий, предпочтительно натрий. Примеры групп, представленных Υ в формуле I, перечислены ниже.

—сн₂—

-С—СН,СНз

Нг

-с—сн—

СНэ

I Нз

-СН—с— сн_э —сн—

СН₂СН_ЭНг 1

-С—СНСНгСНз

I Нг -СН-СОН

I

-сн— |ООМ -снСН_гСООМ —СНСН₂ОН

-СНСН_гСНгОН СН_гСН₂СООМ

-СН-СНон

Н_г I -с—сн— соом

СНгОН

Нг I -С—СИН₂ I -С—СИСНгСООМ

Нг I

-с—снОН

Нг I ^Н₂СН_гОН -с-—снСН_гСНгСООМ

Нг I

-С-СНОН

I й^г

-сн—с— соом

I н_г-сн—с—

СНгОН ί н_г-СН—сСН₂СН_гОН

Н₂-сн—с—

СНгСООМ

I н₂-сн—сСНгСНгСООМ ! н_г-сн—сон

Нг I Н₂-С-СН-ССН_гОН

Нг I Н₂-С—сн—с— соом

Нг I Н₂-с—сн—с—

СНгСООМ

Нг I -С-СН—

СНгСНгОН

Нг I Нг_

-с—СН—ССН₂СН_гСООМ н_г I Ы -с—СН—с— он —сн_гсн_г—сн

СНгОН

-СНгСНг—СНСН_гСН_гОН

-СН_гСН_г—СНСООМ

I

-СН_гСН_гСНг--СНсоом

I

I- -сНгСНг-СНСНгСООМ ί

-СН_гСН₂—СНСНгСНгСООМ

-СН_гСН₂—СНСНгСООМ _г I —СНгСН_гСН_г—СНСНгСНгСООМ сн_гсн_гсн_г—снПримеры иминодиуксусных кислот (солей) включают альфа-аланин-П/Ы-диуксусную кислоту (соль), бета-аланин-Ы,М-диуксусную кислоту (соль), аспартат-Ы,М-диуксусную кислоту (соль), глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусную кислоту (соль), серин-Ы.Ы-диуксусную кислоту (соль), этаноламин-Ν,Νдиуксусную кислоту (соль), иминодиуксусную кислоту (соль) и нитрилотриуксусную кислоту (соль), из которых в настоящем изобретении предпочтительно используют глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусную кислоту (соль). Зги иминодиуксусные кислоты (соли) представляют собой соединения, имеющие хелатирующую способность, и, как считается, они усиливают разложение, диспергирование, растворение или вымывание фильтрационного осадка в результате образования комплексов с любым свободным ионом кальция благодаря хелатирующему действию. Скважинные текучие среды согласно настоящему изобретению содержат одну или более таких иминодиуксусных кислот (солей). В одном варианте исполнения иминодиуксусные кислоты (соли) составляют от около 1 до 99 вес.% разрушающей текучей среды на водной основе и предпочтительно от около 10 до 50 вес.%, более предпочтительно менее 30 вес.%. В еще

- 3 021681 одном варианте исполнения иминодиуксусные кислоты (соли) составляют от около 1 до около 50 вес.% разрушающей текучей среды на основе обратной эмульсии, предпочтительно от около 5 до около 25 вес.%, более предпочтительно менее 15 вес.%. В других вариантах исполнения иминодиуксусные кислоты (соли) составляют вплоть до около 20 об.% разрушающих текучих сред согласно настоящему изобретению.

Кислотный буферный реагент может быть использован в некоторых вариантах исполнения для повышения растворимости твердых компонентов фильтрационного осадка и хелатированных соединений, которые могут образовываться при использовании раскрытых здесь текучих сред. Пригодные кислотные буферные реагенты представляют собой такие реагенты, которые могут поддерживать величину рН водной фазы так, чтобы не происходило образование осадков, в особенности осадков иминодиуксусных кислот (солей). В конкретном варианте исполнения кислотный буферный реагент может быть выбран и введен в разрушающую текучую среду так, чтобы поддерживать значение рН ниже предварительно заданной величины, предпочтительно при значении около 5. Например, когда используют глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусную кислоту (соль), значение рН водной фазы следует поддерживать ниже уровня около 5 во избежание образования осадка кальциевой соли глутаминовой кислоты Ν,Ν-диуксусной кислоты. Традиционные лабораторные испытания и наблюдения наряду с выяснением известных в литературе свойств иминодиуксусных кислот (солей) приведут квалифицированного специалиста в этой области технологии к определению этого уровня рН для каждого из раскрытых иминодиуксусных кислотных (солевых) соединений. Например, желательный уровень рН может быть определен общеизвестным путем в лаборатории до полевого применения простым титрованием достаточного количества кислоты в текучей среде, чтобы избежать образования осадка.

В качестве кислотных буферных реагентов могут быть использованы самые многообразные кислотные и кислотообразующие материалы. Иллюстративные примеры таких кислотных буферных реагентов включают минеральные кислоты, такие как соляная кислота, бромисто-водородная кислота, азотная кислота, серная кислота, фосфорная кислота и их смеси, органические кислоты, такие как карбоновые кислоты, такие как муравьиная, уксусная, пропионовая, масляная кислоты, а также алифатические кислоты в диапазоне от С5 до С30, галогенуксусные кислоты, алкилфосфоновые кислоты, алкилсульфоновые кислоты и тому подобные. В одном варианте исполнения применяют смесь минеральной и органической кислот, предпочтительно соляной кислоты и муравьиной кислоты. В дополнение, в качестве кислотных буферных реагентов могут быть использованы соединения, которые гидролизуются с ίη Щи образованием кислот. Показательные примеры таких соединений включают гидролизуемые ангидриды карбоновых кислот, гидролизуемые сложные эфиры карбоновых кислот; гидролизуемые сложные эфиры фосфоновой кислоты, гидролизуемые сложные эфиры сульфоновой кислоты и другие подобные гидролизуемые соединения, которые должны быть хорошо известны квалифицированным специалистам в этой области технологии.

В одном варианте исполнения кислотный буферный реагент может представлять собой гидролизуемый сложный эфир, выбранный так, чтобы время достижения гидролиза было заранее заданным при известных условиях в забойной зоне, таких как температура. В технологии является общеизвестным, что температура, а также присутствие источника гидроксид-ионов, оказывает значительное влияние на скорость гидролиза сложных эфиров. Для данной кислоты, например муравьиной кислоты, квалифицированный специалист в этой области технологии может провести простые исследования для определения продолжительности гидролиза при данной температуре. Также хорошо известно, что с увеличением длины спиртового фрагмента сложного эфира скорость гидролиза снижается. Таким образом, систематической вариацией длины и разветвленности спиртового фрагмента сложного эфира можно регулировать скорость высвобождения муравьиной кислоты и тем самым можно предварительно задавать разрушение эмульсии обратно-эмульсионного фильтрационного осадка. В одном предпочтительном варианте исполнения гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты представляет собой сложный эфир муравьиной или уксусной кислоты с остатком С4-С30-спирта, который может быть одно- или многоатомным. В еще одном варианте исполнения гидролизуемый сложный эфир образован карбоновой С1-С6-кислотой и многоатомным С2-С30-спиртом, причем могут быть применены алкилортоэфиры. В одном варианте исполнения гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты включает от около 1 до 30 об.% разрушающей текучей среды на водной основе и предпочтительно от около 5 до 15 об.%. В еще одном варианте исполнения гидролизуемый сложный эфир карбоновой кислоты будет составлять от около 0,5 до около 15 об.% разрушающей текучей среды на основе обратной эмульсии и предпочтительно от около 1 до около 10 об.%. Однако специалисту с обычной квалификацией в этой области технологии было бы понятно, что предпочтительное количество может варьировать, например, в зависимости от скорости гидролиза конкретного применяемого источника кислоты. В других вариантах исполнения буферный реагент может быть введен с забуференным ингибитором образования отложений, таким как ЕСР-979, производимым фирмой М-Ι ЬЬС (Хьюстон, Техас).

В вариантах осуществления настоящего изобретения разрушающая текучая среда может представлять собой текучую среду на водной основе, которая может включать водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль. Дополнительно, текучая среда на водной основе

- 4 021681 может необязательно включать водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный буферный реагент, такой как минеральные кислоты, органические кислоты и соединения, которые гидролизуются с образованием кислот ίη δίΐυ. такие как гидролизуемые ангидриды или сложные эфиры карбоновой кислоты; загуститель, утяжелитель, такой как раствор рассола с высокой плотностью, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, совместные растворители и комбинации этих и прочих общеизвестных агентов, как раскрыто ниже. Водная текучая среда, используемая в текучих средах на водной основе, может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкость, содержащую смешивающиеся с водой органические соединения, и их комбинации, и подобные соединения, которые должны быть известны квалифицированному специалисту в этой области технологии.

Рассолы, пригодные для применения в качестве базовой текучей среды для разрушающей текучей среды согласно разнообразным вариантам осуществления настоящего изобретения, могут включать морскую воду, водные растворы, в которых концентрация соли является меньшей, чем в морской воде, или водные растворы, в которых концентрация соли является большей, чем в морской воде. Соленость морской воды может варьировать от около 1 до около 4,2 вес.% соли в расчете на общий объем морской воды. В зависимости от источника морской воды (например, варьирующего от морской воды из моря Бофорта летом, когда морская вода является относительно разбавленной вследствие таяния однолетнего льда, до морской воды из Аравийского моря летом, когда морская вода является относительно концентрированной вследствие испарения воды), растворы обычно содержат соли металлов, такие, но не ограничиваются таковыми, как соли переходных металлов, соли щелочных металлов, соли щелочноземельных металлов и их смеси. Примерные соли включают галогениды цинка, кальция и их смеси. Например, раствор может включать галогенид цинка, такой как бромид цинка или хлорид цинка, или оба таковых, необязательно в сочетании с бромидом кальция или хлоридом кальция или обоими таковыми. Соли, которые могут находиться в морской воде, включают, но не ограничиваются таковыми, соли натрия, кальция, алюминия, магния, калия, стронция и лития, в форме хлоридов, бромидов, карбонатов, иодидов, хлоратов, броматов, формиатов, сульфатов, силикатов, фосфатов, нитратов, оксидов и фторидов. Соли, которые могут быть введены в данный рассол, включают любую одну или более из солей, присутствующих в природной морской воде, или любые другие органические или неорганические растворимые соли. Дополнительно, рассолы, которые могут быть использованы в представленных здесь разрушающих текучих средах, могут быть природными или синтетическими, причем синтетические рассолы склонны быть гораздо более простыми по составу. В одном варианте исполнения плотность разрушающей текучей среды можно регулировать повышением концентрации соли в рассоле (вплоть до насыщения). В конкретном варианте исполнения рассол может включать галогенидные или карбоксилатные соли одно- или двухвалентных катионов металлов, таких как цезий, калий, кальций, цинк и/или натрий. Раствор рассола может включать соли в общеупотребительных количествах, в основном варьирующих от около 1 до около 80% и предпочтительно от около 20 до около 60% в расчете на общий вес раствора, хотя, как будет понятно квалифицированному специалисту, могут быть также применены количества за пределами этого диапазона. В конкретном варианте исполнения рассол может представлять собой рассол на основе СаС1₂ и/или СаВг₂.

В одном альтернативном варианте исполнения разрушающая текучая среда может представлять собой текучую среду на основе обратной эмульсии, которая может включать немасляную дисперсную фазу и масляную сплошную фазу. Немасляная дисперсная фаза включает по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту (или ее соль) и может дополнительно включать водорастворимый полярный органический растворитель, кислотный буферный реагент, такой как минеральные кислоты, органические кислоты и соединения, которые гидролизуются с образованием кислот ίη δίίπ, такие как гидролизуемый ангидрид или сложный эфир карбоновой кислоты, утяжелитель, такой как раствор рассола с высокой плотностью, загуститель и их комбинации и другие общеизвестные агенты, как раскрыто ниже. Масляная сплошная фаза может включать масляную текучую среду, такую как дизельное топливо или другое подходящее углеводородное или синтетическое масло, и эмульгатор. Другие необязательные компоненты могут включать загуститель, смачивающее средство, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, очищающие растворители и другие такие соединения, которые должны быть известны квалифицированному специалисту в этой области технологии.

Масляные текучие среды, используемые для составления обратно-эмульсионных текучих сред, применяемых в практике настоящего изобретения, являются жидкостями и предпочтительно представляют собой природное или синтетическое масло, и более предпочтительно масляную текучую среду выбирают из группы, включающей соляровое масло, минеральное масло, синтетические масла, такие как синтетические масла на сложноэфирной основе, синтетические масла на основе полиолефинов (то есть насыщенных и ненасыщенных поли-альфа-олефинов, насыщенных и ненасыщенных длинноцепочечных внутренних олефинов), полидиорганосилоксаны, силоксаны или органосилоксаны и их смеси, и подобные соединения, которые должны быть известны квалифицированному специалисту в этой области технологии. Концентрация масляной текучей среды должна быть достаточной для формирования обратной эмульсии и может составлять менее чем около 99 об.% обратной эмульсии. Однако в основном количе- 5 021681 ство масляной текучей среды должно быть достаточным для формирования стабильной эмульсии, когда ее используют в качестве сплошной фазы. В разнообразных вариантах исполнения количество масляной текучей среды составляет по меньшей мере около 30%, предпочтительно по меньшей мере около 40% и более предпочтительно по меньшей мере около 50 об.% всей текучей среды. В одном варианте исполнения количество масляной текучей среды варьирует от около 30 до около 95 об.% и более предпочтительно от около 40 до около 90 об.% обратно-эмульсионной текучей среды.

Немасляная текучая среда, используемая при составлении текучих сред на основе обратных эмульсий, представляет собой жидкость и предпочтительно является водной жидкостью. Более предпочтительно немасляная текучая среда может быть выбрана из группы, включающей морскую воду, рассол, содержащий органические и/или неорганические растворенные соли, жидкости, содержащие смешивающиеся с водой органические соединения и их комбинации и подобные соединения, которые должны быть известны квалифицированному специалисту в этой области технологии. Количество немасляной текучей среды обычно является меньшим, чем теоретический предел, необходимый для формирования обратной эмульсии. В разнообразных вариантах исполнения количество немасляной текучей среды составляет по меньшей мере около 1, предпочтительно по меньшей мере около 5 и более предпочтительно более чем около 10 об.% всей текучей среды. Соответственно этому количество немасляной текучей среды не должно быть таким большим, чтобы ее нельзя было диспергировать в масляной фазе. Таким образом, в одном варианте исполнения количество немасляной текучей среды составляет менее чем около 70 об.% и предпочтительно от около 1 до около 70 об.%. В еще одном варианте исполнения немасляная текучая среда предпочтительно составляет от около 10 до около 60 об.% обратно-эмульсионной текучей среды.

Компоненты фильтрационного осадка

Как отмечено выше, фильтрационные осадки, сформированные и/или осажденные на стенках ствола скважины, могут быть удалены путем контактирования фильтрационного осадка с очищающей или разрушающей текучей средой, имеющей иминодиуксусный хелатирующий агент. Как здесь описывается, фильтрационные осадки представляют собой покрытия, которые уменьшают проницаемость стенок скважины в пласте, и их формируют во время операции бурения, во время размещения тампона для снижения фильтрации текучих сред или во время операции гравийной набивки. Такие фильтрационные осадки обычно формируют во время фазы бурения или заканчивания для ограничения потерь из ствола скважины и для защиты пластов от возможного повреждения текучими средами и/или твердыми компонентами внутри ствола скважины; однако, эти слои фильтрационных осадков должны быть удалены из содержащего углеводороды пласта или фильтра, чтобы восстановить естественную проницаемость стенки пласта и обеспечить возможность добычи углеводородов или проведения операций цементирования, которые хорошо известны квалифицированным специалистам в этой области технологии. Сокращение притока и оттока текучих сред через стенку пласта также обеспечивают с использованием тампона для сокращения фильтрации текучих сред, который препятствует такому перемещению текучих сред благодаря вязкости тампона. Кроме того, при гравийной набивке также может быть желательным осаждение тонкого фильтрационного осадка на внутреннюю поверхность фильтра из гравийной набивки, чтобы эффективно блокировать проникновение текучей среды в пласт.

Фильтрационные осадки обычно формируют из полимеров и частиц или твердых веществ (закупоривающих агентов, таких как карбонат кальция), которые образуют наслоение над порами в пласте. Эти полимеры могут включать разлагаемые при окислении полимеры, такие как полисахариды или производные полисахаридов, содержащиеся внутри скважинной текучей среды и хорошо известные квалифицированным специалистам в этой области технологии. Такие полисахариды или производные полисахаридов часто добавляют к скважинным текучим средам для придания вязкости, когда бурят скважину, и при заканчивании скважины они могут быть подвергнуты разложению (например, путем окислительного распада), и/или разрушены для удаления остаточного фильтрационного осадка.

Некоторые примеры полимеров обсуждаются в патенте США № 4846981 и в цитированных в нем литературных источниках, все из которых включены здесь ссылкой. Примерные полисахаридные полимеры могут включать производные крахмала, производные целлюлозы и биополимеры, такие как гидроксипропилкрахмал, гидроксиэтилкрахмал, карбоксиметилкрахмал и их соответствующие незначительно сшитые производные; карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза, метилцеллюлоза, дигидроксипропилцеллюлоза и их соответствующие незначительно сшитые производные; ксантановая камедь, геллановая камедь, велановая смола и склероглюкановая камедь. Однако этот список не является исчерпывающим. Кроме того, квалифицированному специалисту в этой области технологии было бы понятно, что другие типы полимеров могут быть применены для придания желательной вязкости, но также являются разлагаемыми при действии инактивированных окислителей обсуждаемых здесь типов.

Таким образом, в дополнение к разлагаемым при окислении полимерам фильтрационные осадки согласно настоящему изобретению также могут включать окислитель, такой как источник пероксидов, который при активации может способствовать разрушению фильтрационного осадка. Источник пероксидов предпочтительно может быть неорганическим источником пероксидов, таким как пероксидные соедине- 6 021681 ния цинка или щелочно-земельных металлов, в том числе пероксид магния. Однако могут быть применены другие источники пероксидов, известные квалифицированным специалистам в этой области технологии, без выхода за пределы области настоящего изобретения. Показательные примеры включают оксид цинка, оксид кальция и оксид магния. Другие примерные окислители могут включать прочие пероксиды (в том числе пероксидные аддукты), другие соединения, включающие пероксидную связь, такие как персульфаты, пербораты, перкарбонаты, пероксофосфаты и пероксосиликаты, и другие окислители, такие как гипохлориты. В конкретном варианте исполнения для разложения фильтрационного осадка согласно настоящему изобретению может быть использован такой пероксид, как пероксид магния. Дополнительные пероксиды, которые могут быть применены, включают такие, которые обсуждаются в патенте США № 6861394, который принадлежит тому же заявителю, что и для настоящего изобретения, и включен здесь ссылкой во всей своей полноте. Эффективные концентрации окислителя могут варьировать от около 0,5 фунта/баррель (1,43 кг/м³) до около 50 фунтов/баррель (143 кг/м³), предпочтительно от около 2 фунтов/баррель (5,72 кг/м³) до около 48 фунтов/баррель (137,3 кг/м³). Однако специалисту с обычной квалификацией в этой области технологии было бы понятно, что количество окислителя в конкретной текучей среде может зависеть, например, от типа (и силы) применяемого окислителя, а также от типа и количества разрушаемого полимера.

Было найдено, что инкапсулирование источника пероксида (или другого окислителя) может способствовать предотвращению раннего высвобождения пероксида (или другого окислителя), чтобы он мог оставаться внутри фильтрационного осадка, пока не станет желательным его разрушение. Для целей настоящего изобретения инкапсулированный пероксид (или окислитель) представляет собой пероксид (или окислитель), который имеет покрытие, достаточное для регулирования высвобождения пероксида (или окислителя), пока не возникнет выбранный оператором комплекс условий (в частности, изменение величины рН). Некоторые общие инкапсулирующие материалы включают природные или синтетические масла, природные или синтетические полимеры и полимеры для энтеросолюбильных покрытий и их смеси. Однако могут быть применены многие способы инкапсулирования без выхода за пределы области настоящего изобретения. Предпочтительным способом инкапсулирования источника пероксида является нанесение на пероксид (или окислитель) покрытия из полимера.

Таким образом, в вариантах осуществления настоящего изобретения используют внутренние окислительные разрушители, которые были инкапсулированы для того, чтобы сделать их инактивными, но активируемыми в зависимости от значения рН. Высвобождение окислителя может быть инициировано воздействием одной или более иминодиуксусных кислот, присутствующих в разрушающей текучей среде. Однако другие условия, такие как изменение температуры, давления, величины рН, абразивный износ или любые иные из прочих факторов окружающей среды, также могут способствовать высвобождению окислителя в качестве сопутствующего обстоятельства. Квалифицированному специалисту в этой области технологии было бы понятно, что такие факторы неизбежно могут иметь место в забойной зоне и тем самым до некоторой степени вносить свой вклад в активацию окислителя, но в соответствии с настоящим изобретением первостепенным средством является рН-активация иминодиуксусной кислотой.

Пригодный покровный полимер предпочтительно должен формировать пленку вокруг окислителя. Используемый полимер может быть выбран таким, чтобы позволять покрытию оставаться практически нетронутым до тех пор, пока не возникнет желательное условие высвобождения, то есть изменение величины рН при действии иминодиуксусной кислоты. Предпочтительными полимерами согласно настоящему изобретению являются полимеры для энтеросолюбильных покрытий, которые определяются как полимеры, характеристики растворимости которых зависят от значения рН. Таким образом, окислитель инициируют изменением условий от первого предварительно заданного значения рН до второго предварительно заданного значения рН. Поэтому применение полимеров для энтеросолюбильных покрытий позволяет регулировать высвобождение источника пероксида при предварительно заданных условиях рН.

В случае, где для регулирования окислителя применяют только величину рН, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения в качестве инкапсулирующего материала выбирают полимер для энтеросолюбильных покрытий, который является, по существу, нерастворимым при значениях рН выше чем около 7,5 и который становится более растворимым в условиях пониженной величины рН. Так, когда значение рН снижается (то есть раствор становится более кислым), стимулируется высвобождение окислителя. Еще одно такое инкапсулирование может включать полупроницаемую найлоновую оболочку.

Квалифицированному специалисту в этой области технологии было бы понятно, что в распоряжении имеются разнообразные материалы и способы для инкапсулирования соединений в условиях совместимости, такие как раскрытые в патенте США № 6818594, который принадлежит тому же заявителю, что и для настоящего изобретения, и включен здесь ссылкой во всей своей полноте. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы окислители, которые были инкапсулированы для реализации механизма инактивации окислителя.

Как отмечено выше, окислительное разложение полимеров, содержащихся в скважинных текучих средах, может происходить действием инактивированного окислителя. Другие типы механизмов разло- 7 021681 жения, которые могут быть применены в дополнение к окислителю, могут включать ферменты, акцепторы радикалов, растворы разъедающих веществ или другие химические реагенты, которые действуют на определенные полимерные загустители (то есть расходный полимер) для разложения полимерной структуры. В то время как такие агенты могут включать конкретно упомянутые средства, квалифицированному специалисту в этой области технологии было бы понятно, что механизмы разложения, применимые в системе скважинных текучих сред согласно настоящему изобретению, могут включать любой химический реагент, известный в технологии для разрушения полисахаридов или прочих полимеров, содержащихся внутри фильтрационных осадков.

Способы разрушения фильтрационного осадка

Варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают формирование и удаление остаточных фильтрационных осадков, осажденных на стенках подземной буровой скважины. В частности, один вариант исполнения, как здесь представленный, предусматривает способ удаления фильтрационного осадка, сформированного на боковых стенках скважины, включающий стадии, в которых пробуривают ствол скважины (или нагнетают тампон для сокращения фильтрации текучих сред) с использованием скважинной текучей среды, имеющей разлагаемый при окислении полимер и инактивированный окислитель в качестве компонентов скважинной текучей среды. Ствол скважины предпочтительно пробуривают (или заканчивают) при циркуляции в нем бурового раствора, который вводит полисахаридный полимер и инкапсулированный окислитель для формирования фильтрационного осадка, содержащего в себе такие компоненты на стенке ствола скважины или на фильтре из гравийной засыпки. Альтернативно, в ствол скважины может быть залит тампон для сокращения фильтрации текучих сред, который включает полисахаридный полимер и инкапсулированный окислитель. Позднее, спустя некоторый период времени, где может стать желательным удаление фильтрационного осадка, инактивированный окислитель теперь может быть активирован воздействием на фильтрационный осадок текучей среды, содержащей иминодиуксусную кислоту.

В соответствии с настоящим изобретением для инициирования процесса высвобождения окислителя из инкапсулированного состояния путем снижения величины рН в скважине может быть проведено нагнетание в ствол скважины разрушающей текучей среды, имеющей текучую среду на водной основе и иминодиуксусный кислотный реагент. Например, иминодиуксусная кислота или соль, например такая как глутаминовой кислоты НН-диуксусная кислота (соль), растворяет инкапсулирующий материал на окислителе, чтобы обеспечить высвобождение окислителя. Выделившийся окислитель и/или иминодиуксусная кислота затем могут вызвать разложение компонентов фильтрационного осадка и тем самым окончательное разрушение самого фильтрационного осадка.

В одном варианте исполнения способ разложения может включать стадии, в которых нагнетают в ствол скважины разлагаемый при окислении полимер, введенный в первую скважинную текучую среду, нагнетают в ствол скважины инактивированный окислитель, введенный во вторую скважинную текучую среду, и введенную в третью скважинную текучую среду иминодиуксусную кислоту вышеописанного типа, для создания источника кислоты, чтобы повысить кислотность окружающей среды в забойной зоне до величины рН менее 7, чтобы активировать инактивированный окислитель при пониженной величине рН и разрушить разлагаемый при окислении полимер в фильтрационном осадке. Таким образом, окислитель активируют, делая окружающую среду в забойной зоне более кислотной для разложения инкапсулирующего материала. Активированный окислитель затем может реагировать с полимерами, присутствующими в фильтрационном осадке, и иминодиуксусная кислота может реагировать с твердыми частицами, такими как закупоривающие агенты, чтобы хелатировать катионы и вызывать дополнительное разложение фильтрационного осадка. Следует подчеркнуть, что это только один способ, в котором высвобождение окислителя может происходить в окружающей среде забойной зоны. Квалифицированным специалистам в этой области технологии будет понятно, что высвобождение окислителя могут активировать другие факторы, иные, нежели величина рН, и, по существу, эти обсуждаемые здесь способы не предполагают сужения области настоящего изобретения. В альтернативном варианте исполнения первую и вторую текучие среды можно нагнетать в виде единой текучей среды, без выхода за пределы области изобретения.

В альтернативном варианте исполнения разрушающая текучая среда, содержащая как инкапсулированный окислитель, так и иминодиуксусную кислоту (соль), может быть вовлечена в циркуляцию в стволе скважины для контакта с осажденным фильтрационным осадком вдоль стенок скважины, чтобы обеспечивать одновременное воздействие окислителя и иминодиуксусной кислоты на фильтрационный осадок для разложения компонентов фильтрационного осадка. В этом варианте исполнения разрушающую текучую среду нагнетают и заливают ее в скважину и спусковую колонну извлекают из необсаженной секции резервуара для создания большего объема разрушающей текучей среды, которую оставляют в сообщении по текучей среде с фильтрационным осадком в стволе скважины. Кроме того, разрушающая текучая среда может быть оставлена на предварительно заданный период времени для разложения фильтрационного осадка, чтобы обеспечить равномерное разрушение фильтрационного осадка вдоль боковых стенок. В некоторых вариантах исполнения после того, как скважина была подвергнута воздействию разрушающей текучей среды в течение предварительно заданного времени, разрушенный фильтрацион- 8 021681 ный осадок может быть вымыт наружу с использованием органической или неорганической кислоты, имеющей низкую концентрацию. Однако в других вариантах исполнения фильтрационный осадок, по существу, разлагается разрушающей текучей средой, чтобы позволить добываемым текучим средам в стволе скважины поступать в скважину для удаления остатков фильтрационного осадка, когда начинают добычу из скважины.

Раскрытые здесь варианты исполнения преимущественно предусматривают разрушающую текучую среду, которая реагирует со скоростью, достаточной для возможности циркуляции разрушающей текучей среды по всему стволу скважины внутри пробуренного пласта, разрушая и/или разлагая большую часть осажденного фильтрационного осадка таким образом, чтобы избежать преждевременного притока добываемых текучих сред и утечек. Преимущественно варианты осуществления настоящего изобретения могут также обеспечивать как иминодиуксусной кислоте, так и инкапсулированному окислителю возможность одновременно разрушать и разлагать фильтрационный осадок на боковых стенках ствола скважины в более эффективном и производительном процессе очистки.

В то время как изобретение было описано в отношении ограниченного числа вариантов исполнения, квалифицированным специалистам в этой области технологии, имеющим благоприятную возможность ознакомиться с этим изобретением, будет понятно, что могут быть разработаны другие варианты исполнения, которые не выходят за пределы области изобретения, как здесь раскрыто. Соответственно этому область изобретения должна ограничиваться только прилагаемыми пунктами патентной формулы.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ бурения со скважинной текучей средой, в котором скважинная текучая среда формирует фильтрационный осадок на стенке ствола скважины, причем способ включает стадии, на которых нагнетают скважинную текучую среду с закупоривающими агентами, разлагаемым при окислении полимером и инкапсулированным инактивированным окислителем;

формируют фильтрационный осадок в забойной зоне скважины нагнетанием скважинной текучей среды в скважину и обеспечением возможности просачивания некоторой части текучей среды в породу подземного пласта для создания фильтрационного осадка, включающего закупоривающие агенты, разлагаемый при окислении полимер и инкапсулированный инактивированный окислитель; и удаляют фильтрационный осадок, сформированный скважинной текучей средой, со стенок ствола скважины воздействием на фильтрационный осадок единой разрушающей текучей среды, причем разрушающая текучая среда включает водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль.
2. Способ по п.1, в котором инактивированный окислитель включает источник пероксида, выбранный из соединений цинка, магния, кальция, стронция, бария и их комбинаций.
3. Способ по п.1, в котором инактивированный окислитель инкапсулирован полимером для энтеросолюбильных покрытий.
4. Способ по п.3, в котором полимер для энтеросолюбильных покрытий растворяется в растворах, имеющих значение рН ниже 7.
5. Способ по п.1, в котором разлагаемый при окислении полимер представляет собой полисахарид.
6. Способ по п.1, в котором разрушающая текучая среда дополнительно включает кислотный буферный реагент.
7. Способ разложения фильтрационного осадка в стволе скважины, в котором фильтрационный осадок в стволе скважины включает закупоривающие агенты, инкапсулированный инактивированный окислитель и разлагаемый полимер, причем способ включает стадии, на которых проводят циркуляцию единой разрушающей текучей среды в стволе скважины, причем разрушающая текучая среда включает водную текучую среду и по меньшей мере одну иминодиуксусную кислоту или ее соль, причем разрушающую текучую среду выбирают так, чтобы фильтрационный осадок, по существу, разлагался после предварительно заданного периода времени.
8. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одна иминодиуксусная кислота или её соль представлена формулой в которой каждая из групп М₁ независимо представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу; Υ представляет двухвалентную алкильную группу, имеющую от 1 до 7 атомов углерода, и двухвалентная алкильная группа может иметь в качестве заместителей гидроксильную группу или группу СООМ₂, причем М₂ представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу; и представляет атом водорода, гидроксильную группу или группу СООМ₃, в которой М₃

- 9 021681 представляет атом водорода, атом щелочного металла, аммонийную группу.
9. Способ по п.7, в котором разрушающая текучая среда дополнительно включает кислотный буферный реагент, чтобы поддерживать величину рН ниже значения 5.
10. Способ по п.9, в котором кислотный буферный реагент представляет собой смесь минеральной кислоты и органической кислоты.
11. Способ по п.7, дополнительно включающий стадии, на которых заливают разрушающую текучую среду и извлекают спусковую колонну из необсаженной секции скважины.
12. Способ по п.7, в котором иминодиуксусная кислота контактирует с фильтрационным осадком для активации инактивированного разрушителя путем снижения величины рН в стволе скважины до уровня ниже 7.
13. Способ по п.7, в котором активированный инкапсулированный разрушитель высвобождает пероксид для разрушения разлагаемого полимера.
14. Способ по п.7, в котором разрушающая текучая среда дополнительно включает утяжелитель, выбранный из хлорида натрия, бромида натрия, хлорида калия, бромида калия, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида цинка, бромида цинка, формиата натрия, формиата калия, формиата цезия и их смеси.
15. Способ по п.7, в котором фильтрационный осадок в основном разлагается разрушающей текучей средой для возможности поступления добываемой из ствола скважины текучей среды в скважину.
16. Способ бурения и очистки скважины, включающий стадии, на которых нагнетают первую скважинную текучую среду, включающую разлагаемый при окислении полимер и закупоривающие агенты, в ствол скважины через подземный пласт;

нагнетают в ствол скважины вторую скважинную текучую среду, включающую инактивированный окислитель;

нагнетают в ствол скважины третью скважинную текучую среду, включающую иминодиуксусную кислоту; и обеспечивают иминодиуксусной кислоте возможность разложить закупоривающие агенты и закислить по меньшей мере части ствола скважины до величины рН менее 7, чтобы активировать внутренний инактивированный окислитель при пониженном значении рН для того, чтобы разрушить разлагаемые при окислении полимеры.
17. Способ по п.16, в котором инактивированный окислитель инкапсулирован полимером для энтеросолюбильных покрытий.
18. Способ по п.16, в котором первую и вторую текучие среды нагнетают в виде единой текучей среды.
19. Способ по п.16, в котором третья скважинная текучая среда включает кислотный буферный реагент.
20. Способ по п.19, в котором кислотный буферный реагент представляет собой смесь минеральной кислоты и органических кислот.
21. Способ по п.16, в котором разлагаемые при окислении полимеры и инактивированный окислитель нагнетают вместе и обеспечивают возможность формирования фильтрационного осадка, включающего разлагаемый при окислении полимер и инактивированный окислитель.