EA026295B1 - Способ ремонта скважин - Google Patents

Способ ремонта скважин Download PDF

Info

Publication number
EA026295B1
EA026295B1 EA201490462A EA201490462A EA026295B1 EA 026295 B1 EA026295 B1 EA 026295B1 EA 201490462 A EA201490462 A EA 201490462A EA 201490462 A EA201490462 A EA 201490462A EA 026295 B1 EA026295 B1 EA 026295B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
surfactant
fluid
formation
well
wellbore
Prior art date
Application number
EA201490462A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201490462A1 (ru
Inventor
Зантен Райан Ван
Пер-Бьярте Танке-Ларсен
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Publication of EA201490462A1 publication Critical patent/EA201490462A1/ru
Publication of EA026295B1 publication Critical patent/EA026295B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
    • C09K8/26—Oil-in-water emulsions

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу ремонта скважин, включающему бурение скважины в подземном пласте; введение в подземный пласт жидкости для ремонта скважин, содержащей по крайней мере один маслянистый компонент; наращивание обсадной колонны в стволе скважины и установку в стволе скважины гравийного фильтра, где гравийный фильтр вносят в пласт в виде суспензии, содержащей жидкость-носитель, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), ко-ПАВ и гравий, где микроэмульсионное ПАВ содержит дециламина оксид, додециламина оксид, бетаина додециламин или их смеси и где ко-ПАВ выбрано из пирролидона, бутанола и их смесей.

Description

Нет.
Заявления об исследованиях или разработках, поддержанных федеральной властью
Нет.
Ссылки на приложения микрофиш
Нет.
Область техники
Предлагаемое изобретение относится к жидкостям для ремонта скважин и способам их получения и применения. В частности, данное изобретение касается жидкостей для ремонта скважин (например, на водной основе), использующихся в процессе обработки скважин поверхностно-активными веществами (ПАВ) и средствами повышения нефтеотдачи пласта, например, при заканчивании скважин.
Предшествующий уровень техники
Природные ресурсы, такие как газ, нефть вода, содержащиеся в подземных горных пластах и зонах извлекают обычно при помощи бурения скважин в подземных пластах с одновременной циркуляцией бурового раствора в стволе скважины. После прекращения циркуляции бурового раствора производят спуск очередной секции бурильных труб, например обсадной колонны, в ствол скважины. Затем обычно запускают циркуляцию бурового раствора, который при этом, как правило, движется вниз через внутреннюю часть бурильной трубы, а вверх - через затрубное пространство, расположенное между внешней частью обсадной колонны и стенками ствола скважины. После прекращения бурения производят спуск еще одной секции бурильных труб (например, обсадной колонны) в ствол скважины. Затем проводят первичное цементрирование ствола скважины посредством укладки в затрубное пространство цементного раствора и позволяют данному раствору затвердеть, прикрепляя таким способом обсадную колонну к стенкам скважины и герметизируя затрубное пространство. После этого также может быть выполнено вторичное цементирование, такое как исправительное цементирование.
Жидкости, вводимые в ствол скважины для заканчивания пластового резервуара скважины, носят собирательное название жидкостей для заканчивания скважин. Как правило, во время ремонта скважин, например во время таких операций заканчивания, как перфорация скважины или спуск в нее фильтров, жидкости, циркулирующие в стволе скважины, могут теряться в подземных пластах. Эти жидкости (либо их компонент или фильтрат) могут просачиваться в подземный пласт посредством различных утечек. Жидкости для заканчивания скважин часто содержат добавки (например, понизители водоотдачи), предназначенные для снижения потерь данных жидкостей в результате утечек. Однако количество фильтрата данных жидкостей, проникающего в окружающие скважину участки, все еще остается высоким. Фильтраты жидкостей, поникающие в пласт в результате утечек, могут вызвать повреждения пласта в виде образования в нем эмульсий и/или водных барьеров.
Обычно в процессе последующих работ по заканчиванию скважины применяются способы воздействия на скважину, предназначенные для интенсификации добычи нефти и/или газа. Такие способы воздействия для интенсификации требуют использования дорогостоящего специального оборудования и соответствующих жидкостей и приводят к замедлению процесса добычи.
Таким образом, существует необходимость в способах снижения вредного действия упомянутых фильтратов на пласт. Желательна также разработка способа снижения стоимости работ по воздействию на скважину с целью интенсификации добычи из нее нефти и/или газа.
Краткое описание изобретения
В изобретении описывается способ ремонта скважин, заключающийся в размещении в стволе скважины композиции, содержащей микроэмульсионное ПАВ и жидкость для заканчивания скважин, где композиция, по существу, не содержит органический растворитель.
Раскрывается также способ ремонта скважин с проницаемой зоной, заключающийся во введении в ствол скважины вблизи от проницаемой зоны композиции, содержащей рассол и микроэмульсионное ПАВ, но не содержащей органический растворитель, причем по крайней мере часть введенной композиции поступает в проницаемую зону.
В изобретении также описывается жидкость для ремонта скважин, содержащая микроэмульсионное ПАВ и жидкость для заканчивания скважин.
Далее, описан способ ремонта скважин, включающий бурение скважины в подземном пласте, введение в подземный пласт жидкости для ремонта скважин, содержащей по крайней мере один маслянистый компонент, наращивание обсадной колонны в скважине и установку в стволе скважины гравийного фильтра, который вносят в пласт в виде суспензии, содержащей жидкость для заполнения скважинного фильтра гравием, микроэмульсионное ПАВ и гравий.
Краткое описание графических материалов
Для более полного понимания предлагаемого изобретения и его преимуществ ниже приводится краткое описание фигур со ссылкой на прилагаемые фигуры и подробное описание изобретения.
Фигура представляет собой диаграмму проницаемости образцов из примера 1.
- 1 026295
Подробное описание изобретения
Следует иметь в виду, что, хотя ниже приводятся наглядные примеры одного или нескольких воплощений изобретения, системы и/или способы, предлагаемые в изобретении, могут быть также выполнены с использованием любых существующих и известных из уровня техники методик. Изобретение не ограничивается приведенными ниже примерами, фигурами и методиками, включая типичные способы и варианты его выполнения, но может иметь различные другие варианты, охватываемые приводимой формулой изобретения с учетом объема эквивалентов.
В изобретении предложены жидкости для ремонта скважин, содержащие микроэмульсионное ПАВ и жидкость для заканчивания скважин. Упомянутое микроэмульсионное ПАВ представляет собой ПАВ, которое при контакте с маслянистыми жидкостями способно образовывать эмульсию (микроэмульсию) типа масло-в-воде. В качестве маслянистых жидкостей могут выступать буровые растворы или жидкости для заканчивания скважин на масляной основе, обращенные эмульсии, жидкости для ремонта, углеводороды, органические жидкости и иные похожие системы, содержащие, по существу, неводные компоненты. Жидкости для ремонта скважин, предлагаемые в изобретении, могут быть введены в ствол скважины с целью заканчивания пластового резервуара, и при этом по крайней мере часть жидкости в виде фильтрата переходит в проницаемые зоны пласта. Данный фильтрат может контактировать внутри проницаемых зон с одной или несколькими маслянистыми жидкостями природного происхождения и/или с маслянистыми жидкостями, попавшими в пласт в результате предшествующих работ по ремонту скважины. При контакте с маслянистыми жидкостями упомянутый фильтрат может самопроизвольно образовывать микроэмульсии внутри проницаемой зоны, т.е. ίη δίίπ, приводя, тем самым, к (1) уменьшению повреждения пласта в результате утечек в него технологических жидкостей и (2) интенсификации добычи углеводородных ресурсов из скважины. Жидкости для ремонта скважин, содержащие микроэмульсионное ПАВ и жидкость для заканчивания скважин, будут ниже именоваться как жидкости заканчивания для воздействия на пласт с целью интенсификации добычи углеводородов (ЖЗВ).
В одном воплощении изобретения ЖЗВ содержит микроэмульсионное ПАВ, которое способно образовывать микроэмульсии при контакте с маслянистыми жидкостями. Примеры маслянистых жидкостей могут включать, не ограничиваясь этим, олефины, масла на основе внутренних олефинов, минеральные масла, керосин, дизельное топливо, мазут, синтетические масла, линейные или разветвленные парафины, эфиры, ацетали, смеси, содержащие сырую нефть, а также производные и смеси перечисленных веществ. Микроэмульсии являются термодинамически устойчивыми смесями масла, воды (например, рассола) и ПАВ. В противоположность обычным эмульсиям микроэмульсии, предлагаемые в данном изобретении, образуются самопроизвольно или почти самопроизвольно при низких усилиях сдвига, что нехарактерно для условий, при которых образуются обычные эмульсии.
Не ограничиваясь какой-либо теорией, в общем случае для самопроизвольного или почти самопроизвольного образования эмульсии требуется, чтобы при контакте компонентов понижалась свободная энергия системы. Снижения свободной энергии системы можно добиться путем увеличения конформационной энтропии, понижения поверхностного натяжения и уменьшения энергии, требующейся для изменения кривизны поверхности. Изменение свободной энергии системы описывается уравнениями 1 или 2:
Δ6 = ΔΗ - ΓΔ5 Уравнение 1
Δ6 = ΔΧ · γοκ —ΤΔ5 Уравнение 2 где С - свободная энергия Г иббса;
Т - температура; δ - энтропия;
А - площадь поверхности раздела фаз;
у - коэффициент поверхностного натяжения на границе раздела масло-вода.
При дроблении какого-либо объема жидкости на множество отдельных малых капель энтропия увеличивается, однако одновременно возрастает площадь поверхности раздела. Значительное увеличение поверхностной энергии на границе раздела фаз приводит к увеличению затрат энергии на поддержание поверхности раздела фаз масло-вода. Эти затраты энергии могут быть снижены путем добавления ПАВ, уменьшающих поверхностное натяжение и, следовательно, снижающих затраты энергии на формирование поверхности раздела фаз. Как правило, образование эмульсий не является самопроизвольным процессом, так как ΔΑ·γο„>>ΤΔδ. Однако, энергия образования новой поверхности (ΔΑ·γο„) невелика по сравнению с энергией, требующейся для образования обычных эмульсий. Разница этих энергий представляет собой ту дополнительную энергию, которая зависит от кривизны межфазной поверхности. Энергия, требующаяся для изменения кривизны межфазной поверхности, может быть представлена следующим уравнением 3:
Р = /</Л * {(£) (сг +с2- 2с0)2 - + ΜΓ/ζΦ) Уравнение 3 где к - модуль изгиба;
к - модуль гауссовой кривизны поверхности раздела фаз; с1 и с2 - радиусы кривизны межфазной поверхности;
- 2 026295
Со - радиус кривизны межфазной поверхности в самопроизвольно образующейся эмульсии;
ΝΚΤΓ(Φ) - начальная энтропия.
Прибавление к системе ко-ПАВ ведет к уменьшению значения модуля к и, следовательно, снижает энергию, затрачиваемую на образование пленки суфрактанта на искривленной поверхности раздела фаз в системе масло-вода. Под термином ко-ПАВ в рамках данного изобретения следует понимать соединение, участвующее в сборке (аггрегации) молекул в мицеллу, но не входящее в состав этой мицеллы. Как правило, ко-ПАВ является гидрофобным соединением, которое, действуя совместно с ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе раздела двух жидкостей.
Микроэмульсионное ПАВ, пригодное для использования в настоящем изобретении, представляет собой любое ПАВ, способное самостоятельно или совместно с ко-ПАВ образовывать микроэмульсию. Примеры микроэмульсионных ПАВ, пригодных для использования в настоящем изобретении, могут включать, без ограничения, неионные, анионные, катионные и амфотерные ПАВ, а также их производные или смеси.
В одном воплощении изобретения микроэмульсионное ПАВ представляет собой неионное ПАВ. Примеры неионных ПАВ, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают, не ограничиваясь этим, алкилполигликозиды, сложные эфиры сорбитана, сложные эфиры метилглюкозидов, аминэтоксилаты, диаминэтоксилаты, сложные эфиры полиглицерина, алкилэтоксилаты, полипропоксилированные и/или полиэтоксилированные спирты и их смеси, полипропиленоксиды/полиэтиленоксиды диблок- и триблок-сополимеры, а также их производные или смеси. Под термином производные в рамках данного изобретения следует понимать любое соединение, которое получено из идентифицированного вещества, например, путем замены одного атома в химической структуре этого соединения на другой атом или группу атомов либо путем перестройки двух или более атомов в химической структуре упомянутого соединения.
В другом воплощении микроэмульсионное ПАВ представляет собой анионное ПАВ. Молекула анионного ПАВ содержит отрицательно заряженный головной конец и гидрофобный хвост, представляющий собой углеродную цепь. Анионное ПАВ, которое может быть использовано в настоящем изобретении, может иметь углеродную цепь длиной от 8 до 24 углеродных атомов; либо от 8 до 18 углеродных атомов; либо от 12 до 22 углеродных атомов, либо от 18 до 24 углеродных атомов. Примеры анионных ПАВ, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, включают, не ограничиваясь ими, основные соли кислот, основные соли жирных кислот, щелочные соли кислот, натриевые соли кислот, натриевые соли жирных кислот, алкилсульфаты, алкилэтоксилаты, сульфаты, сульфонаты, мыла, а также их смеси. В другом воплощении изобретения анионные ПАВ могут представлять собой натрия олеат, натрия стеарат, натрия додецилбензолсульфонат, натрия миристат, натрия лаурат, натрия деканоат, натрия каприлат, натрия цетилсульфат, натрия миристилсульфат, натрия лаурилсульфат, натрия децилсульфат, натрия октилсульфат, а также их производные или смеси.
В еще одном воплощении изобретения микроэмульсионное ПАВ представляет собой катионное ПАВ. Катионные ПАВ, которые пригодны для использования в настоящем изобретении, включают, не ограничиваясь ими, метиловые эфиры аргинина, алканоламины, алкилендиамиды, простые и сложные алкиловые эфиры сульфоновых кислот, алкиловые простые эфиры серной кислоты, соли щелочных металлов и алкилсульфатов, алкил- или алкиларилсульфонаты, сульфосукцинаты, алкил- или алкиларилдисульфонаты, алкилдисульфаты, сульфаты полипропоксилированных и/или полиэтоксилированных спиртов, таураты, аминоксиды, алкиламиноксиды, этоксилированные амиды, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные спирты, этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины, четвертичные аммониевые соединения, алкилпропоксиэтоксисульфонаты, алкилпропоксиэтоксисульфаты, алкиларилпропоксиэтоксисульфонаты, а также их производные или смеси.
В еще одном воплощении микроэмульсионное ПАВ представляет собой амфотерное ПАВ. Примеры амфотерных ПАВ, которые могут использоваться в настоящем изобретении, включают, не ограничиваясь этим, аминооксиды, сультаины, аминокислоты, иминокислоты или их смеси.
Конкретные микроэмульсионные ПАВ, пригодные для использования в настоящем изобретении, могут содержать, не ограничиваясь ими, монопальмитат полиоксиэтиленсорбитана, моностеарат полиоксиэтиленсорбитана, моноолеат полиоксиэтиленсорбитана, алкоксилаты линейных спиртов, алкиловые простые эфиры серной кислоты, додецилбензолсульфоновую кислоту, линейные нонилфенолы, диоксан, этиленоксид, полиэтиленгликоль, этоксилированное касторовое масло, дипальмитоилфосфатидилхолин, натрия 4-(1'-гептилнонил)бензолсульфонат, полиоксиэтилена нонилфениловый простой эфир, натрия диоктилсульфосукцинат, додециловый простой эфир тетраэтиленгликоля, натрия октилбензолсульфонат, натрия гексадецилсульфат, натрия лауретсульфат, этиленоксид, дециламина оксид, бетаина додециламин, додециламина оксид, цвиттерионные фосфолипиды, а также их производные или смеси. В неограничивающем воплощении могут быть использованы по крайней мере два ПАВ в смеси для создания однофазной микроэмульсии ίη 8Йи. Подходящие микроэмульсионные ПАВ могут также включать ПАВ, содержащие неионнные спейсерные группы, а также ионные и неионные полярные группы. В неограничивающих воплощениях неионные спейсерные группы могут быть введены в молекулу в результате полипропоксилирования, полиэтоксилирования, а также различных сочетаний этих процессов.
- 3 026295
В одном воплощении содержание микроэмульсионного ПАВ в составляет от около 0,01 до около 50 мас.%, либо от около 0,1 до около 50 мас.%, либо от около 1 до около 50 мас.% от общей массы ЖЗВ.
В одном воплощении ЖЗВ дополнительно содержит ко-ПАВ. Примеры ко-ПАВ, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваясь этим, спирты, гликоли, фенолы, тиолы, карбоксилаты, сульфонаты, пирролидоны, а также их производные или смеси. В одном воплощении пригодные в качестве ко-ПАВ спирты могут содержать от 3 до 10 углеродных атомов. В другом воплощении пригодные спирты могут включать, не ограничиваясь этим, трет-бутанол, н-бутанол, н-пентанол, н-гексанол, 2-этилгексанол, пропанол, вторичный бутанол. Пригодные гликоли могут представлять собой, не ограничиваясь этим, этиленгликоль, полиэтиленгликоль, пропиленгликоль и триэтиленгликоль. В одном воплощении изобретения содержание ко-ПАВ в составе ЖЗВ может составлять от около 0,01 до около 50 мас.%, либо от около 0,1 до около 50 мас.%, либо от около 0,01 до около 25 мас.% от общей массы ЖЗВ.
В одном воплощении изобретения ЖЗВ содержит водную жидкость для заканчивания скважин. Указанная здесь водная жидкость для заканчивания скважин относится к жидкости для заканчивания, содержащей не более примерно 20, 15, 10, 5, 2 или 1 об.% неводной жидкости от общего объема ЖЗВ. В предлагаемом изобретении может использоваться любая жидкость для заканчивания, обычно применяемая для работ по заканчиванию скважин. В одном воплощении жидкость для заканчивания представляет собой жидкость с малым содержанием твердой фазы, имеющая плотность, химический состав и реологические свойства, сравнимые с таковыми в пласте, в который она вводится. В ряде воплощений упомянутая жидкость для заканчивания представляет собой жидкость, не содержащую твердой фазы и содержащую менее 5, 4, 3, 2, 1 мас.% твердых веществ от общей массы ЖЗВ.
В другом воплощении изобретения жидкость для заканчивания скважин содержит рассол. Рассолы являются водными жидкостями, как правило, насыщенными или почти насыщенными солями. Примеры рассолов, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, не ограничиваясь этим, насыщенные или частично насыщенные водные растворы, содержащие галогенсодержащие соли, соли щелочных металлов, соли щелочно-земельных металлов, формиатсодержащие соединения, натрия бромид (№Вг). кальция хлорид (СаС12), кальция бромид (СаВг2), натрия хлорид (ЫаС1), калия хлорид (КС1), аммония хлорид (№Н4С1), цинка бромид (ΖηΟ2), этилформиат, натрия формиат, цезия формиат, калия формиат, метилформиат, метилхлорформиат, триэтилортоформиат, триметилортоформиат, а также их производные и смеси. Выбор рассола определяется различными факторами, такими как состояние пласта и требуемая плотность конечного раствора.
В одном воплощении жидкость для заканчивания скважин включает жидкость для заполнения скважинного фильтра гравием. Гравийный фильтр используется, помимо всего прочего, для уменьшения попадания в скважину частиц из рыхлых составляющих пласта (например, песка и пыли). В процессе работ по созданию в скважине гравийного фильтра такие частицы, называемые гравием, переносятся в скважину в зоне подземного продуктивного слоя посредством технологической жидкости, известной под названием жидкость-носитель. При этом частицы распределяются в жидкости-носителе, которая вследствие этого загущается, после этого жидкость-носитель закачивают в ствол скважины, где находится гравийный фильтр. Частицы задерживаются фильтром, а жидкость-носитель просачивается в подземную зону и/или возвращается на поверхность. Полученные в результате гравийный фильтр позволяет отделить твердые составляющие пласта от добываемых жидких продуктов, которые после этого могут стекать в скважину и передвигаться по ней. Гравийный фильтр вносят в пласт в виде суспензии путем смешивания гравия с загущенной жидкостью-носителем. Такой гравийный фильтр может применяться для стабилизации пласта, поскольку оказывает минимальное повреждающее действие на пласт при одновременной высокой продуктивности пласта. Кроме того, гравий предотвращает засорение решетки водоприемника частицами из пласта и миграцию этих частиц с добываемыми жидкостями. Решетка водоприемника, в свою очередь, предотвращает попадание гравия в ствол скважины. В одном воплощении изобретения ЖЗВ содержит жидкость-носитель, микроэмульсионное ПАВ, необязательное ко-ПАВ и гравий.
В одном воплощении изобретения жидкость для заканчивания скважин содержит буферную жидкость для перфорационных работ. В данном описании буферная жидкость для перфорационных работ обозначает специально приготовленную жидкость, не содержащую твердых компонентов и помещаемую в скважину в тот ее участок, в котором должна быть проведена перфорация. В одном воплощении изобретения буферная жидкость для перфорационных работ содержит рассол для заканчивания скважин из тех примеров рассола, которые были описаны выше.
В одном воплощении изобретения жидкость для заканчивания скважин содержит жидкость для капитального ремонта скважин. В данном описании жидкость для капитального ремонта скважин обозначает технологическую жидкость, используемую в течение капитального ремонта скважины. В одном воплощении изобретения жидкость для капитального ремонта скважин содержит любую жидкость для заканчивания скважин из тех, которые были описаны выше.
В одном воплощении изобретения жидкость для заканчивания скважин содержит состав для снижения водоотдачи. Альтернативно, жидкость для заканчивания скважин представляет собой состав для
- 4 026295 снижения водоотдачи. В данном описании состав для снижения водоотдачи обозначает композицию, содержащую загущенный рассол для заканчивания скважин, который вводится в пласт с целью снижения поглощения пластом жидкостей.
В одном воплощении изобретения жидкость для заканчивания скважин содержит одну или более добавок, улучшающих свойства жидкостей. Например, жидкость для заканчивания скважин может содержать понизитель водоотдачи. Для этой цели могут быть использованы любые понизители водоотдачи, например понизители водоотдачи, содержащие частицы, полимерные понизители водоотдачи или смеси различных понизителей водоотдачи. Примеры возможных понизителей водоотдачи описаны в патентах США № 5340860, 6626992, 6182758, которые включены в данное описание полностью путем ссылки.
Примерами других добавок, которые могут быть в составе жидкости для заканчивания скважин, являются без ограничения ингибиторы коррозии, стабилизаторы на основе сланцевых глин, кислородные ловушки, биоциды, понизители пенообразования, и прочие. Добавки, улучшающие свойства жидкостей, могут быть включены как по отдельности, так и в смесях, в необходимых для нужд пользователя и/или способа количествах.
В одном воплощении ЖЗВ согласно изобретению является свободной или по существу свободной от органических растворителей. Неограничивающие примеры органических растворителей включают ароматические, циклические, линейные жидкие углеводороды, хлоросодержащие углеводороды и простые эфиры. В данном описании, по существу, не содержащая органических растворителей ЖЗВ обозначает ЖЗВ, содержащую менее примерно 20, 15, 10, 5, 2, 1 об.% от общего объема ЖЗВ.
Компоненты ЖЗВ могут, по желанию пользователя, быть смешаны друг с другом для получения жидкости, использующейся затем для заполнения ствола скважины. Смешивание компонентов ЖЗВ осуществляют при помощи любого приспособления для смешивания, совместимого со смесью, например при помощи смесителя для приготовления сухих смесей или рециркуляционного смесителя.
В одном воплощении изобретения способ ремонта скважин включает бурение скважины в подземном пласте и введение в подземный пласт жидкости для ремонта скважин (например, буровой жидкости, кондиционирующей жидкости, циркуляционной жидкости и т.п.), содержащей по крайней мере одну маслянистую жидкость. Введение маслянистой жидкости в ствол скважины может привести к образованию в пласте областей масляно-водных эмульсий. Следует понимать, что подземный пласт включает в себя как области ниже поверхности суши, так и области под океанами или пресноводными водоемами. В некоторых воплощениях изобретения после бурения способ дополнительно включает наращивание обсадной колонны и прикрепление ее к стволу скважины посредством уплотняющего материала (например, цемента).
После бурения и/или наращивания обсадной колонны в стволе скважины проводят работы по заканчиванию скважины, подготавливая ее с помощью этого процесса к добыче углеводородов. Работы по заканчиванию проводятся либо в обсаженном, либо на необсаженном стволе скважины (в открытом стволе). Работы по заканчиванию могут включать первичную перфорацию подземного пласта путем введения в ствол скважины буферной жидкости для перфорационных работ с последующей промывкой подземного пласта сильной струей этой жидкости для того, чтобы пробить перфорационный туннель в подземном пласте. Альтернативно, перфорацию можно выполнять при помощи скважинного перфоратора (например, взрывчатка, кумулятивные заряды). В одном воплощении изобретения в скважину помещают ЖЗВ для того, чтобы облегчить заключительные работы по подготовке скважины к добыче, такие как установление фильтров, эксплуатационных колонн-хвостовиков, пакеров, скважинных клапанов или пробивание отверстий в продуктивной зоне пласта. Данная ЖЗВ предназначена для наблюдения за скважинным оборудованием, для предотвращения риска выхода его из строя, без повреждений продуктивного пласта и компонентов процесса заканчивания. В одном воплощении изобретения ЖЗВ по изобретению, введенная в скважину, может функционировать как жидкость для заканчивания, выравнивая давление пласта и замещая собой буровой раствор в скважине. Предполагается, что по крайней мере часть ЖЗВ, введенной в скважину, теряется в проницаемых зонах и в виде фильтрата выходит в окружающие зоны пласта. Примерами упомянутых проницаемых зон могут служить щели, трещины, разломы, жилы, протоки, пустоты, хорошо проницаемые прослойки, кольцевые карманы и их комбинации. Проницаемые зоны могут находиться также в цементной колонне затрубного пространства скважины, стенках трубопровода скважины, микрозазорах между цементной колонной и подземным пластом и/или микрозазорах между цементной колонной и трубопроводом. Фильтрат, выходя в проницаемые зоны, может контактировать с маслянистыми жидкостями, естественным образом имеющимися в этих зонах, и/или с маслянистыми жидкостями, вводимыми в скважину в процессе ее ремонта. При контакте с маслянистыми жидкостями фильтрат может спонтанно образовывать микроэмульсии и за счет этого облегчать проведение работ по ремонту скважины (например, интенсификацию добычи углеводородов) вследствие эмульгирования любых углеводородов проницаемой зоны и устранения закупорки скважины эмульсиями. Дополнительно, фильтрат, выходя в проницаемые зоны, может облегчать проведение ремонта скважины за счет интенсивного пропитывания пласта водой и возникновения в нем капиллярных сил, которые приводят к устранению водных закупорок в пласте и интенсификации добычи нефти и/или газа. ЖЗВ по изобретению может обеспечить дополнительные преимущества, поскольку, по существу, не содержит орга- 5 026295 нических растворителей. Отсутствие органических растворителей может уменьшать повреждающее действие ЖЗВ на пласт и служит экологически чистой заменой жидкостям, содержащим органические растворители.
В одном воплощении введение в подземные пласты ЖЗВ по изобретению может увеличить продуктивность пласта более чем примерно на 1%; альтернативно, более чем примерно на 10% или, альтернативно, более чем примерно на 50%. При этом под продуктивностью следует понимать количество требуемых природных ресурсов, добываемых из данной скважины.
Примеры
В рамках объема изобретения нижеследующие примеры приведены как частные воплощения и наглядно показывают практическую осуществимость и преимущества изобретения. Следует понимать, что приведенные примеры являются иллюстративными и не ограничивают сущность и объем настоящего изобретения.
Пример 1.
В примере приводятся результаты исследования ЖЗВ по изобретению на проницаемость образца породы, взятого из пласта. Начальную проницаемость сухих кернов определяли путем пропускания через керны азота. Затем керны насыщали различными жидкостями, после чего через керны вновь пропускали газ. Проницаемость кернов рассчитывали по закону Дарси, а проницаемость кернов после повреждения их водной фазой делили на начальную проницаемость кернов с получением процентного значения восстановления проницаемости. Семь образцов песчаника из месторождения СгаЬ Огейагб §аиб, обозначенные как керны 1-7 перед определением проницаемости обрабатывали упомянутыми жидкостями, после чего определяли проницаемость образцов. Керн 1 обрабатывали смесью дециламина оксида и пирролидона, керн 2 пропитывали смесью додециламинобетаина и бутанола, керн 3 подвергали обработке додециламина оксидом, керн 4 обрабатывали жидкостью ОА8РЕКМ 1000, керн 5 пропитывали жидкостью МА-844, керн 6 подвергали обработке рассолом, содержащим КС1, и керн 3 обрабатывали амфотерным ПАВ. Жидкость ОА8РЕКМ 1000 представляет собой средство, позволяющее контролировать повреждения пласта вследствие трещин и разломов на поверхности и повышать добычу из нестандартных газовых месторождений; средство коммерчески доступно от компании НаШЬибоп Епегду Зсгуюс. Жидкость МА844 является средством для контроля повреждений пласта в виде трещин и разломов на поверхности, позволяющим повышать добычу из нестандартных газовых месторождений; средство коммерчески доступно от компании НаШЬиПоп Епегду §егу1ее. Результаты исследования представлены на фигуре. Согласно представленным результатам керны, обработанные ЖЗВ по изобретению (керны 1-3), имели более высокую проницаемость, чем керны, обработанные средствами, содержащими органические растворители.
Хотя выше были приведены различные воплощения, возможны их модификации, которые могут быть сделаны специалистами в уровне техники без изменения сущности изобретения. Воплощения, описанные здесь, носят исключительно иллюстративный характер и не ограничивают объема изобретения. В изобретение могут быть внесены различные изменения и дополнения, не выходящие за пределы сущности и объема изобретения, определенных прилагаемой ниже формулой изобретения. Следует понимать, что численные диапазоны и пределы, указанные согласно изобретению, включают в себя повторяющиеся ряды диапазонов или пределов, лежащих внутри обозначенных численных диапазонов или пределов (например, диапазон от примерно 1 до примерно 10 включает значения 2, 3, 4, и т.д.; диапазон больше чем 0,10 включает значения 0,11, 0,12, 0,13 и т.д.). Это означает, что, каким бы ни был раскрытый численный диапазон между нижним пределом К, и верхним пределом Ки, любая численная величина, попадающая в этот диапазон, считается конкретно раскрытой. В частности, следующие числа в пределах диапазона конкретно раскрыты: К=Къ+к-(Ки+Кь), где к является переменной, изменяющейся от 1 до 100% с шагом в 1%, т.е. к может иметь значения 1, 2, 3, 4, 5, ..., 50, 51, 52, ..., 95, 96, 97, 98, 99 или 100%. Кроме того, любой численный диапазон, лежащий внутри диапазона, обозначенного двумя числами К, как определено выше, считается конкретно раскрытым. Использование термина необязательно в отношении любого элемента формулы изобретения означает, что данный элемент требуется или, наоборот, не требуется. Обе альтернативы находятся в пределах сущности и объема изобретения. Следует считать, что термины с более широким значением, такие как содержит, включает, имеет и другие вмещают в себя смысл более узких терминов, таких как состоит из, состоит по существу из, является по существу и т.п.
В соответствии с этим объем охраняемых прав определяется нижеследующей формулой изобретения, не ограничиваясь вышеприведенным описанием, и включает все возможные эквиваленты в пределах объема и сущности изобретения. Каждый пункт формулы изобретения включен в описание как воплощение настоящего изобретения. Таким образом, пункты формулы изобретения являются дополнительным описанием настоящего изобретения и служат дополнением к воплощениям, приведенным выше. Приведение ссылок не является допущением, что они составляют предшествующий уровень техники, особенно ссылки, имеющие более позднюю дату публикации, чем дата приоритета по заявке на данное изобретение. Ввиду этого все патенты, заявки на патенты и публикации, упомянутые в настоящем документе, являются включенными в данный документ путем ссылки со всеми вытекающими из этого иллюстра- 6 026295 тивными, процедурными и иными обстоятельствами, в дополнение к настоящему документу.

Claims (2)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ ремонта скважин, включающий бурение скважины в подземном пласте;
    введение в подземный пласт жидкости для ремонта скважин, содержащей по крайней мере один маслянистый компонент;
    наращивание обсадной колонны в стволе скважины;
    установку в стволе скважины гравийного фильтра, где гравийный фильтр вносят в пласт в виде суспензии, содержащей жидкость-носитель, микроэмульсионное поверхностно-активное вещество (ПАВ), ко-ПАВ и гравий, где микроэмульсионное ПАВ содержит дециламина оксид, додециламина оксид, бетаина додециламин или их смеси и где ко-ПАВ выбрано из пирролидона, бутанола и их смесей.
  2. 2. Способ по п.1, где указанный маслянистый компонент представляет собой олефин, масло на основе внутренних олефинов, минеральное масло, керосин, дизельное топливо, мазут, синтетическое масло, линейный или разветвленный парафин, сложный эфир, ацеталь, смесь, содержащую сырую нефть, или их смеси.
EA201490462A 2011-08-25 2012-08-06 Способ ремонта скважин EA026295B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/218,258 US20130048281A1 (en) 2011-08-25 2011-08-25 Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
PCT/US2012/049734 WO2013028343A1 (en) 2011-08-25 2012-08-06 Wellbore servicing fluids and methods of making and using same

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201490462A1 EA201490462A1 (ru) 2014-07-30
EA026295B1 true EA026295B1 (ru) 2017-03-31

Family

ID=46682919

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201490462A EA026295B1 (ru) 2011-08-25 2012-08-06 Способ ремонта скважин

Country Status (9)

Country Link
US (1) US20130048281A1 (ru)
EP (1) EP2748276A1 (ru)
AR (1) AR087610A1 (ru)
AU (1) AU2012299350A1 (ru)
BR (1) BR112014003558A2 (ru)
CA (1) CA2846045C (ru)
EA (1) EA026295B1 (ru)
MX (1) MX2014002129A (ru)
WO (1) WO2013028343A1 (ru)

Families Citing this family (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9222013B1 (en) 2008-11-13 2015-12-29 Cesi Chemical, Inc. Water-in-oil microemulsions for oilfield applications
EP2838970B1 (en) 2012-04-15 2016-12-28 Flotek Chemistry, LLC Surfactant formulations for foam flooding
US11407930B2 (en) 2012-05-08 2022-08-09 Flotek Chemistry, Llc Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US9200192B2 (en) 2012-05-08 2015-12-01 Cesi Chemical, Inc. Compositions and methods for enhancement of production of liquid and gaseous hydrocarbons
US10053619B2 (en) 2013-03-14 2018-08-21 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US9321955B2 (en) 2013-06-14 2016-04-26 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10941106B2 (en) 2013-03-14 2021-03-09 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US11180690B2 (en) 2013-03-14 2021-11-23 Flotek Chemistry, Llc Diluted microemulsions with low surface tensions
US9068108B2 (en) 2013-03-14 2015-06-30 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10717919B2 (en) 2013-03-14 2020-07-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10577531B2 (en) 2013-03-14 2020-03-03 Flotek Chemistry, Llc Polymers and emulsions for use in oil and/or gas wells
US9884988B2 (en) 2013-03-14 2018-02-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US9464223B2 (en) 2013-03-14 2016-10-11 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10590332B2 (en) 2013-03-14 2020-03-17 Flotek Chemistry, Llc Siloxane surfactant additives for oil and gas applications
US10287483B2 (en) 2013-03-14 2019-05-14 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells comprising a terpene alcohol
US9428683B2 (en) 2013-03-14 2016-08-30 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
US10421707B2 (en) 2013-03-14 2019-09-24 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells
US9868893B2 (en) 2013-03-14 2018-01-16 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US11254856B2 (en) 2013-03-14 2022-02-22 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10000693B2 (en) 2013-03-14 2018-06-19 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
AU2014400857B2 (en) * 2013-09-12 2016-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations
US9890316B2 (en) 2013-09-12 2018-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations
US9890624B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with a polymeric material
US9890625B2 (en) 2014-02-28 2018-02-13 Eclipse Ior Services, Llc Systems and methods for the treatment of oil and/or gas wells with an obstruction material
US9505970B2 (en) 2014-05-14 2016-11-29 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
US10294757B2 (en) 2014-07-28 2019-05-21 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions related to gelled layers in oil and/or gas wells
EP3101085A1 (en) 2015-06-01 2016-12-07 Cytec Industries Inc. Foam-forming surfactant compositions
WO2017030537A1 (en) * 2015-08-14 2017-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Biopolymer based cationic surfactant for clay stabilization and prevention of sludging
US10526869B2 (en) 2016-02-26 2020-01-07 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole scale remediation above a downhole safety valve
US11584876B2 (en) 2017-02-26 2023-02-21 Schlumberger Technology Corporation Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
US11708519B2 (en) 2017-02-26 2023-07-25 Schlumberger Technology Corporation Additive to improve cold temperature properties in oil-based fluids
US10934472B2 (en) 2017-08-18 2021-03-02 Flotek Chemistry, Llc Compositions comprising non-halogenated solvents for use in oil and/or gas wells and related methods
US11053433B2 (en) 2017-12-01 2021-07-06 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations
CN109111909B (zh) * 2018-10-11 2021-02-02 中国石油化工股份有限公司 微动力乳化相渗调节调驱剂及其制备方法
US11624018B2 (en) 2018-11-09 2023-04-11 Schlumberger Technology Corporation Flat rheology wellbore fluids for generating clean wellbores
US11104843B2 (en) 2019-10-10 2021-08-31 Flotek Chemistry, Llc Well treatment compositions and methods comprising certain microemulsions and certain clay control additives exhibiting synergistic effect of enhancing clay swelling protection and persistency
CN111044712B (zh) * 2019-12-31 2022-02-08 西南石油大学 一种页岩水相圈闭损害综合评价方法
US11512243B2 (en) 2020-10-23 2022-11-29 Flotek Chemistry, Llc Microemulsions comprising an alkyl propoxylated sulfate surfactant, and related methods
CN114836187A (zh) * 2021-02-02 2022-08-02 中国石油天然气股份有限公司 复合驱油体系及其制备方法
CN114032080B (zh) * 2021-11-25 2022-10-21 胜利油田海发环保化工有限责任公司 复合型清洗剂及其制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5830831A (en) * 1995-05-11 1998-11-03 Atlantic Richfield Company Surfactant blends for well operations
WO2008045734A2 (en) * 2006-10-11 2008-04-17 Baker Hughes Incorporated In situ fluid formation for cleaning oil-or synthetic-oil-based mud
US20080200565A1 (en) * 2007-01-26 2008-08-21 Harwell Jeffrey H Surfactant-only microemulsions for cleaning system design and product delivery
WO2009006251A1 (en) * 2007-07-03 2009-01-08 Baker Hughes Incorporated Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage
US20100081587A1 (en) * 2008-09-26 2010-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5340860A (en) 1992-10-30 1994-08-23 Halliburton Company Low fluid loss cement compositions, fluid loss reducing additives and methods
US6090754A (en) * 1995-05-11 2000-07-18 Atlantic Richfield Company Surfactant blends for well operation
US6182758B1 (en) 1999-08-30 2001-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Dispersant and fluid loss control additives for well cements, well cement compositions and methods
US6613720B1 (en) * 2000-10-13 2003-09-02 Schlumberger Technology Corporation Delayed blending of additives in well treatment fluids
US6405801B1 (en) 2000-12-08 2002-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Environmentally acceptable well cement fluid loss control additives, compositions and methods
US20080287324A1 (en) * 2002-03-01 2008-11-20 Cesi Chemical, Inc., A Flotek Company Process for well cleaning
US7709421B2 (en) * 2004-09-03 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Microemulsions to convert OBM filter cakes to WBM filter cakes having filtration control
US7718584B2 (en) * 2006-12-29 2010-05-18 Halliburton Energy Services, Inc. Dual-function additives for enhancing fluid loss control and stabilizing viscoelastic surfactant fluids
US8163678B2 (en) * 2007-10-30 2012-04-24 Chevron U.S.A. Inc. Enhanced oil recovery surfactant formulation and method of making the same
US7789160B2 (en) * 2007-10-31 2010-09-07 Rhodia Inc. Addition of nonionic surfactants to water soluble block copolymers to increase the stability of the copolymer in aqueous solutions containing salt and/or surfactants
US7989404B2 (en) * 2008-02-11 2011-08-02 Clearwater International, Llc Compositions and methods for gas well treatment
US8207096B2 (en) * 2009-12-30 2012-06-26 Halliburton Energy Services Inc. Compressible packer fluids and methods of making and using same

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5830831A (en) * 1995-05-11 1998-11-03 Atlantic Richfield Company Surfactant blends for well operations
WO2008045734A2 (en) * 2006-10-11 2008-04-17 Baker Hughes Incorporated In situ fluid formation for cleaning oil-or synthetic-oil-based mud
US20080200565A1 (en) * 2007-01-26 2008-08-21 Harwell Jeffrey H Surfactant-only microemulsions for cleaning system design and product delivery
WO2009006251A1 (en) * 2007-07-03 2009-01-08 Baker Hughes Incorporated Single phase microemulsions and in situ microemulsions for cleaning formation damage
US20100081587A1 (en) * 2008-09-26 2010-04-01 Halliburton Energy Services, Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same

Also Published As

Publication number Publication date
CA2846045C (en) 2018-03-06
CA2846045A1 (en) 2013-02-28
AU2012299350A1 (en) 2014-02-20
AR087610A1 (es) 2014-04-03
MX2014002129A (es) 2014-08-26
WO2013028343A1 (en) 2013-02-28
EA201490462A1 (ru) 2014-07-30
US20130048281A1 (en) 2013-02-28
EP2748276A1 (en) 2014-07-02
BR112014003558A2 (pt) 2017-03-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA026295B1 (ru) Способ ремонта скважин
US9828815B2 (en) Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor
US9863211B2 (en) Wettability altering fluids during downhole operations
AU2014337582B2 (en) Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations
AU2021201823B2 (en) Ethoxylated amines for use in subterranean formations
CN102597416A (zh) 烃开采作业流体及其使用方法
CN105971571A (zh) 用于油井和/或气井的方法和组合物
CA3090866C (en) Polyamine polyethers as nonemulsifier components
EP2917303B1 (en) Invert emulsion gravel pack fluid and method
AU2014337582A1 (en) Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations
AU2013403405A1 (en) Volatile surfactant treatment for subterranean formations
Yuan et al. Overview of formation damage during improved and enhanced oil recovery
CN101522851A (zh) 用于清洗油基或合成油基泥浆的原位流体形成
CA2997030A1 (en) Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations
US20150060146A1 (en) Reservoir activated emulsion breaking for lost circulation
US20240240074A1 (en) Compositions for stimulation 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 AZ BY KZ KG TJ TM RU