EA030183B1 - Система и способ подачи химреагента в скважину - Google Patents
Система и способ подачи химреагента в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- EA030183B1 EA030183B1 EA201290256A EA201290256A EA030183B1 EA 030183 B1 EA030183 B1 EA 030183B1 EA 201290256 A EA201290256 A EA 201290256A EA 201290256 A EA201290256 A EA 201290256A EA 030183 B1 EA030183 B1 EA 030183B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- chemical
- fluid
- cylindrical body
- treatment
- flow channel
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 139
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 210
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 118
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 53
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 26
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims description 19
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 16
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 14
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 14
- 238000012993 chemical processing Methods 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 6
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 208000031872 Body Remains Diseases 0.000 claims description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract description 4
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 abstract 1
- 239000006187 pill Substances 0.000 abstract 1
- 230000035440 response to pH Effects 0.000 abstract 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical class O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
- E21B27/02—Dump bailers, i.e. containers for depositing substances, e.g. cement or acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Coating Apparatus (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Finish Polishing, Edge Sharpening, And Grinding By Specific Grinding Devices (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Способ подачи состава химреагента в ствол скважины включает в себя формирование цилиндрического корпуса, включающего в себя химреагент обработки и канал потока, проходящий через него. Способ дополнительно включает в себя установку цилиндрического корпуса в трубопровод текучей среды ствола скважины и подачу текучей среды высвобождения через канал потока для высвобождения по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду высвобождения. Текучая среда высвобождения обуславливает высвобождение химреагента обработки, растворяя химреагент и/или удаляя покрытие на химреагенте с помощью растворения в ответ на корректировку показателя pH и/или на абразивный материал в текучей среде высвобождения. Примеры химреагентов обработки включают в себя кросс-линкер, деэмульгатор, вещество тампона для борьбы с поглощением текучей среды и инкапсулированный химреагент.
Description
изобретение относится и которые изложены в данном документе.
Показанная на фиг. 1 система 100 включает в себя трубопровод 102 текучей среды ствола скважины. Трубопровод 102 текучей среды является любым известным трубопроводом, включающим в себя, по меньшей мере, бурильную трубу, обсадную колонну и/или насосно-компрессорную трубу, установленную в стволе скважины. Система 100 дополнительно включает в себя цилиндрический корпус 104, включающий в себя химреагент обработки. Цилиндрический корпус 104 является, в общем, цилиндрическим телом по внешней геометрии, хотя включает в себя проемы, отметки и/или другие элементы, делающие внешнюю форму цилиндрического корпуса 104 не строго цилиндрической. Дополнительно концы цилиндрического корпуса 104 показаны соответствующими геометрически правильному цилиндру (т.е. прямоугольному), но концы цилиндрического корпуса 104 могут иметь любую форму, включающую в себя, по меньшей мере, цилиндр, отрезанный под углом, не равным 90°. В некоторых вариантах осуществления цилиндрический корпус 104 может иметь некруглое сечение.
Химреагент обработки может являться любым химреагентом, который необходимо подать на место в ствол скважины, и может включать в себя кросслинкер полимера, деэмульгатор, кислоту и/или предшественник кислоты, полиакриламид, химреагент, вносящий вклад в формирование (и/или формирующий) тампона борьбы с поглощением в окружающей текучей среде при высвобождении, инкапсулированный химреагент и/или снабженный оболочкой химреагент. Другие неограничивающие примеры химреагентов обработки включают в себя гидроксид натрия, фумаровую кислоту, гранулированную кислоту, кросслинкер на основе бората и/или кросслинкер на основе циркония. Химреагент в твердом состоянии образует сплошной прочный цилиндрический корпус 104. Химреагент обработки может находиться в твердом состоянии и при высвобождении в окружающую текучую среду химреагент обработки может переходить в раствор, становиться газом и/или оставаться в твердой фазе. В некоторых вариантах осуществления химреагент обработки может находиться в твердых частицах в жидком состоянии, газообразном состоянии и/или в виде абсорбированного материала в твердых частицах. В некоторых вариантах осуществления цилиндрический корпус 104 дополнительно включает в себя растворимый носитель, в случае если химреагент обработки сформирован растворимым носителем. Растворимый носитель является материалом, который при заданных условиях, включающих в себя температуру, величины показателя рН и/или в присутствии некоторых растворителей (для примера и без ограничения этим, воды, ксилола, ацетона и/или любого другого растворителя, известного в технике) растворяется частично и/или полностью, открывая воздействие окружающей текучей среды и/или высвобождая химреагент обработки в окружающую текучую среду. В некоторых вариантах осуществления растворимый носитель растворяет- 1 030183
ся за некоторый период времени в текучих средах, уже присутствующих (и/или присутствие которых планируют) в стволе скважины (например, буровой раствор, текучая среда гидроразрыва, текучая среда обработки гравийного фильтра и т.д.), и текучая среда высвобождения, таким образом, является текучей средой, присутствующей в стволе скважины.
Цилиндрический корпус 104 включает в себя канал 106 потока, проходящий через него, и имеет наружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод 102 текучей среды. Общий объем цилиндрического корпуса 104 зависит от количества химреагентов обработки, подлежащих подаче в ствол скважины, и объема цилиндрического корпуса 104, который растворяют и/или иначе диспергируют в скважинную текучую среду за время обработки. Площадь сечения цилиндрического корпуса 104, не относящаяся к каналу 106 потока, является одним параметром, обуславливающим объем, и длина цилиндрического корпуса 104 является другим параметром, обуславливающим объем. Площадь сечения ограничена диаметром трубопровода 102 текучей среды и необходимым перепадом давления для необходимого расхода текучей среды, проходящей через канал 106 потока. Длину цилиндрического корпуса 104 можно увеличивать для получения необходимого объема. Дополнительные цилиндрические корпуса 104а, 104Ь, 104с (фиг. 4) могут быть созданы для увеличения количества и/или перемешивания химреагентов обработки, подаваемых в ствол скважины.
Интенсивность подачи химреагентов обработки в текучую среду в стволе скважины зависит от ряда факторов, включающих в себя температуру в стволе скважины, величины силы, создающей разложение цилиндрического корпуса 104 в окружающую текучую среду (например, растворимости носителя и/или химреагента обработки в окружающей текучей среде, показателя рН окружающей текучей среды, концентрации носителя и/или химреагента обработки, уже находящегося в окружающей текучей среде, и т.д.), и характеристик переноса массы на контакте между окружающей текучей средой и цилиндрическим корпусом 104 (например, включающих в себя скорость потока текучей среды, турбулентность, площадь поверхности контакта и т.д.). Показанный на фиг. 2 канал 106 потока может включать в себя множество каналов потока, которые могут быть включены в состав по любой причине, включающей в себя увеличение площади поверхности контакта между текучей средой и цилиндрическим корпусом, обеспечение простоты изготовления цилиндрического корпуса 104, управление режимом потока текучей среды между ламинарным и/или турбулентным или по любому другому соображению, известному в технике.
В некоторых вариантах осуществления система 100 включает в себя насос (не показано), гидравлически сообщающийся с трубопроводом 106 текучей среды на стороне выпуска и гидравлически сообщающийся с текучей средой высвобождения (не показано) на стороне впуска. Например, насос может являться насосом высокого давления, высокой интенсивности обработки для гидравлического разрыва пласта, матричной обработки коллектора и/или обработки циркуляцией бурового раствора. Текучая среда высвобождения является текучей средой, которая высвобождает по меньшей мере часть химреагента обработки, реагирующего на подачу насосом текучей среды высвобождения через канал 106 потока. В некоторых вариантах осуществления текучей средой высвобождения может являться базовый буровой раствор и/или текучая среда обработки без модификаций. Текучая среда высвобождения может являться ненасыщенной текучей средой, растворяющей цилиндрический корпус 104 при ее подаче насосом через канал 106 потока. В некоторых вариантах осуществления цилиндрический корпус 104 состоит из химреагента обработки и растворимого носителя, и цилиндрический корпус 104 растворяется полностью со временем под воздействием текучей среды высвобождения. Текучая среда высвобождения может являться растворителем для химреагента обработки и носителя (где носитель присутствует), и/или текучей средой с заданным показателем рН, где цилиндрический корпус 104 является растворимым в текучей среде, имеющей показатель рН текучей среды высвобождения.
В одном варианте цилиндрический корпус 104 является растворимым при показателе рН, значительно отличающемся от показателя обрабатывающей текучей среды, и ствол скважин обрабатывают с помощью обрабатывающей текучей среды. В варианте, где необходима подача химреагента, текучая среда высвобождения может быть подана как закачанная в скважину порция текучей среды обработки с показателем рН, подходящим для растворения цилиндрического корпуса 104. В дополнительном варианте химреагент обработки может представлять собой химреагент, подаваемый в конце гидроразрыва (неограничивающие примеры химреагентов обработки включают в себя смолу для борьбы с выносом песка, волокна (имеющие состав химреагента), уменьшающие вынос проппанта из трещины в скважину, и/или деэмульгатор высокой концентрации), и когда возникают условия, согласующиеся с подачей химреагента обработки (например, близость выпадения проппанта из текучей среды гидроразрыва, завершение обработки и т.д.), то порцию текучей среды обработки подают для высвобождения химреагента обработки.
В альтернативном дополнительном варианте химреагент обработки может содержать предшественник тампона борьбы с поглощением текучей среды, и когда возникают условия, требующие борьбы с поглощением текучей среды, порцию текучей среды обработки подают для высвобождения химреагента обработки. В другом альтернативном варианте цилиндрические корпуса 104а, 104Ь, 104с оборудованы в трубопроводе 102 текучей среды, при этом каждый цилиндрический корпус 104а, 104Ь, 104с приводится
- 2 030183
в действие при отличающихся условиях. Использование нескольких цилиндрических корпусов 104а, 104Ь, 104с, приводимых в действие при отличающихся условиях, обеспечивает использование многочисленных химических составов, подаваемых в ствол скважины в управляемом режиме. Многочисленные химические составы могут включать в себя различные химреагенты (например, химреагент борьбы с выносом песка и химреагент деэмульгирования текучей среды) и/или могут включать в себя одинаковые и/или аналогичные химреагенты, подаваемые в различные моменты времени (например, многочисленные тампоны борьбы с поглощением текучей среды, которые можно подавать селективно, обеспечивая борьбу с многочисленными событиями поглощения текучей среды в различные моменты времени перед моментом, когда бурение должно быть остановлено для установки в нужное место дополнительных цилиндрических корпусов 104а, 104Ь, 104с в трубопровод 102 текучей среды). Использование многочисленных цилиндрических корпусов 104 может включать в себя применение любого числа цилиндрических корпусов 104, такое как один, два и/или больше. Все приведенные варианты даются только для иллюстрации и не являются ограничивающими.
В некоторых вариантах осуществления небольшие части цилиндрического корпуса 104 могут оставаться после подачи химреагента обработки в пласт, и небольшие части могут падать в боковой ствол, выноситься циркуляцией из ствола скважины и/или удаляться с подъемом напорного трубопровода 102 текучей среды из ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления покрытие активирования (не показано), реагирующее на активатор, покрывает канал 106 потока и/или другие подвергающиеся воздействию участки цилиндрического корпуса 104. Текучая среда высвобождения удаляет по меньшей мере части покрытия активирования для открытия воздействию растворимого носителя или частей растворимого носителя при проходе текучей среды высвобождения через канал 106 потока. Использование покрытия активирования может упрощать селективное высвобождение химреагента обработки из цилиндрического корпуса 104 и может дополнительно обеспечивать работу более сложных систем 100, где установлены цилиндрические корпуса 104а, 104Ь, 104с в трубопроводе 102 текучей среды с селективным высвобождением. Неограничивающие примеры покрытий активирования и носителей цилиндрического корпуса 104 включают в себя парафин, мыло, соль (например, в случае, если текучая среда высвобождения является ненасыщенным рассолом), материалы, подвергающиеся физической дисперсии благодаря абразивному воздействию, и материалы, подвергающиеся растворению текучими средами или с высоким показателем рН, или с низким показателем рН.
В некоторых вариантах осуществления текучая среда высвобождения включает в себя растворитель, растворяющий покрытие активирования и/или цилиндрический корпус 104. В некоторых вариантах осуществления текучая среда высвобождения имеет пониженный показатель рН, увеличенный показатель рН, включает в себя растворитель и/или абразив. Состав текучей среды высвобождения можно изменять для действия текучей среды высвобождения, удаляющего или разлагающего покрытие активирования при растворении цилиндрического корпуса 104, и дополнительно согласно выбору цилиндрического корпуса 104а, 104Ь, 104с для высвобождения химреагента обработки.
Цилиндрический корпус 104 может включать в себя гидроизолирующие элементы (не показано), разобщающие текучие среды над цилиндрическим корпусом 104 с текучими средами под цилиндрическим корпусом 104. Элементы гидроизоляции могут включать в себя гребни и/или прокладки, но также элементы гидроизоляции текучей среды могут просто включать в себя малые допуски соединения между цилиндрическим корпусом 104 и трубопроводом 102 текучей среды. Элементы гидроизоляции могут быть выполнены из материалов химреагента обработки и/или растворимого носителя, образующих цилиндрический корпус 104. В дополнительных вариантах осуществления система включает в себя разрывную диафрагму 302 (фиг. 3), препятствующую проходу текучей среды через канал потока. Разрывная диафрагма 302 может предотвращать обмен текучей средой в напорном трубопроводе 102 текучей среды между участками над цилиндрическим корпусом 104 и под ним. Дополнительно разрывная диафрагма 302 может содействовать эффективной подаче цилиндрического корпуса 104 в ствол скважины. Разрывная диафрагма 302 может быть выполнена с возможностью разрыва при заданном перепаде давления с учетом прочности материала разрывной диафрагмы 302 и/или прочности адгезивного материала между разрывной диафрагмой 302 и цилиндрическим корпусом 104. В одном варианте разрывная диафрагма 302 выполнена из алюминиевой фольги выбранной толщины. В некоторых вариантах осуществления плотность цилиндрического корпуса 104 и/или перепад давления потока текучей среды, проходящего через канал 106 потока, используют для подачи цилиндрического корпуса 104 на заданную глубину в ствол скважины.
Система 100 дополнительно включает в себя элемент 108 установки, размещенный в трубопроводе 102 текучей среды. Элемент 108 установки в системе 100 по фиг. 1 является внутренней высадкой 108 утяжеленной бурильной трубы. Элемент 108 установки обеспечивает проход текучей среды, но не обеспечивает проход цилиндрического корпуса 104, пока цилиндрический корпус 104 остается неизменным. Элемент 108 установки включает в себя любой элемент, обеспечивающий установку цилиндрического корпуса 104 и/или проход вниз в стволе скважины к положению установки элемента 108, но не проход мимо элемента 108. Элемент 108 установки включает в себя, без ограничения этим, буровое долото, внутреннюю высадку утяжеленной бурильной трубы, установочный переводник, внутреннюю высадку
- 3 030183
насосно-компрессорной трубы, инструмент временной установки и/или извлекаемый инструмент установки. Например, инструмент временной установки и/или извлекаемый инструмент установки может быть установлен с помощью тросового каната, гибкой насосно-компрессорной трубы и/или проволоки. Любой элемент 108, предотвращающий проход неизмененного цилиндрического корпуса 104, но не проход текучей среды, можно использовать, и элемент необязательно должен являться элементом 108, планируемым и/или обычно используемым как установочный переводник, включающий в себя, например предмет, зажимаемый в напорном трубопроводе 102 текучей среды, где химреагент обработки может являться химреагентом, полезным в ситуации (например, смазкой для высвобождения зажатого предмета, химреагентом, создающим высоковязкую пробку для изоляции трубопровода 102 текучей среды над зажатым предметом, и т.д.).
В некоторых вариантах осуществления каналу 106 потока может быть придана специальная форма. На фиг. 5 показана труба Вентури, созданная в канале 106 потока. Придание специальной формы каналу 106 потока может усиливать растворение носителя цилиндрического корпуса 104 и/или усиливать перемешивание химреагентов обработки с текучей средой, проходящей через канал 106 потока. Неограничивающие примеры форм канала 106 потока включают в себя дроссельное отверстие, по меньшей мере одну канавку рифления и/или создающую турбулентность форму канала потока.
На фиг. 6 показан специально созданный установочный переводник 108, который можно применять там, где планируют использование цилиндрического корпуса 104 с химреагентом обработки перед спуском напорного трубопровода 102 текучей среды в ствол скважины. Как показано на фиг. 7, в некоторых вариантах осуществления цилиндрический корпус 104 прикрепляют к гибкой насосно-компрессорной трубе 702, и отрезок насосно-компрессорной трубы 702 спускают в ствол скважины для установки цилиндрического корпуса 104 в заданное положение в стволе скважины. Использование гибкой насоснокомпрессорной трубы 702 обеспечивает установку цилиндрического корпуса 104 и размещение химреагента обработки в любом положении в стволе скважины без необходимости установки в нужное положение или использования ранее установленного элемента 108 установки. В случае использования гибкой насосно-компрессорной трубы 702 цилиндрический корпус 104 может быть заключен в держатель емкости специального конструктивного исполнения, такой как переводник, выполненный с возможностью удержания емкости на конце гибкой насосно-компрессорной трубы. Держатель емкости может также быть включен в состав колонны капремонта, бурильной трубы и т.д. В некоторых вариантах осуществления переводник с устройством по типу корзины (не показано) может быть навинчен на конец колонны обработки с цилиндрическим корпусом, установленным внутри корзины, перед спуском в скважину. В варианте осуществления по фиг. 7 гибкая насосно-компрессорная труба 702 дополнительно служит в качестве напорного трубопровода 102 текучей среды. В одном примере на фиг. 8 показана компоновка, прикрепленная к гибкой насосно-компрессорной трубе 702, включающая в себя цилиндрический корпус 104.
Одним вариантом осуществления является комплект подачи химреагента, включающий в себя картридж химреагента (не показано), включающий в себя цилиндрический корпус 104. Картридж химреагента может дополнительно включать в себя кожух для цилиндрического корпуса 104, и кожух может быть установлен в ствол скважины как часть цилиндрического корпуса 104, и/или цилиндрический корпус 104 можно вынимать из кожуха перед установкой в ствол скважины. Цилиндрический корпус 104 включает в себя химреагент обработки, введенный в растворимый носитель, и канал 106 потока, проходящий через него, и имеет наружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод 102 текучей среды ствола скважины. Химреагент обработки включает в себя кросслинкер полимера, деэмульгатор текучей среды, инкапсулированный химреагент, снабженный покрытием химреагент, химреагент, формирующий тампон борьбы с поглощением и/или вносящий вклад в формирование тампона борьбы с поглощением, бентонит, ксантан и/или полиакриламид.
В некоторых вариантах осуществления комплект дополнительно включает в себя картридж химреагента, имеющий покрытие активирования, реагирующее на активатор для открытия воздействия на растворимый носитель текучей среды, подаваемой насосом через канал 106 потока. Некоторые варианты осуществления комплекта включают количество активатора для покрытия активирования. Количество активатора включает в себя агент снижения показателя рН, агент повышения показателя рН, растворитель и/или абразив. Активатор может быть включен в состав в форме, обеспечивающей простоту диспергирования в текучей среде, перекачиваемой в стволе скважины, такой как порошок в мешке и/или корзине, который оператор может добавлять в бак перемешивающей установки, когда необходим выпуск химреагента обработки из цилиндрического корпуса 104.
Примеры вариантов осуществления комплекта включают в себя канал 106 потока, имеющий форму, такую как труба Вентури, дроссельное отверстие, по меньшей мере одна канавка, создающая рифление, и/или создающую турбулентность форма канала потока. Некоторые варианты осуществления комплекта включают в себя картридж химреагента, имеющий разрывную диафрагму, препятствующую проходу потока текучей среды через канал потока, и/или множество картриджей химреагента, причем каждый из картриджей может включать в себя отдельный химреагент обработки и/или химреагенты обработки, высвобождающиеся при индивидуальных условиях активирования.
- 4 030183
Комплект подачи химреагента, включающий в себя картридж химреагента, описанный в данном документе, обеспечивает портативный и завершенный комплект реагирования, готовый к использованию в случае прекращения циркуляции и/или другой ситуации, требующей быстрого реагирования. Картридж (картриджи) химреагента можно подавать в ствол скважины, сбрасывая в ствол скважины (например, если скважина работает в равновесном режиме), и/или с использованием инжектора (например, аналогичного инжектору цементной пробки), и активатор, если требуется, добавляют к текучей среде, проходящей через канал 106 потока, в случае если химреагент обработки подлежит использованию.
Способ подачи химреагента в ствол скважины включает в себя операцию формирования цилиндрического корпуса, включающего в себя химреагент обработки и канал потока, проходящий через него, операцию установки цилиндрического корпуса в трубопровод текучей среды ствола скважины и операцию подачи текучей среды высвобождения через канал потока, при этом высвобождающую по меньшей мере часть химреагентов обработки в текучую среду высвобождения. В некоторых вариантах осуществления способ включает в операцию выполнения канала потока в форме, представляющей собой трубу Вентури, дроссельное отверстие, по меньшей мере одну канавку, создающую рифление, и/или создающую турбулентность форму канала потока.
В некоторых вариантах осуществления операция высвобождения химреагента обработки включает в себя операцию растворения химреагента обработки в текучей среде высвобождения и/или удаление покрытия в канале потока, при этом удаленное покрытие открывает химреагент обработки и/или носитель, поддерживающий химреагент обработки, воздействию текучей среды высвобождения. Операция удаления покрытия включает в себя изменение величины показателя рН текучей среды высвобождения, причем покрытие является реагирующим на величину показателя рН, включение абразивного материала в текучую среду высвобождения, который удаляет по меньшей мере часть покрытия, и/или создание текучей среды высвобождения, в которой покрытие является растворимым. Операции, использующие текучую среду высвобождения, могут включать в себя использование изменяющихся текучих сред высвобождения на многочисленных этапах и/или стадиях, включающих в себя изменение величины показателя рН, изменение температур и/или изменение составов текучей среды высвобождения. В одном примере активатор, удаляющий покрытие, включен в часть текучей среды высвобождения, и оставшаяся текучая среда высвобождения растворяет открытый для воздействия химреагент обработки.
Вариант способа включает в себя операцию гидравлической изоляции текучих сред над цилиндрическим корпусом от текучих сред под цилиндрическим корпусом во время установки, операцию предотвращения прохода текучей среды через канал потока разрывной диафрагмой и операцию приложения перепада давления на разрывной диафрагме для создания прохода текучей среды через канал потока. Способ дополнительно включает в себя операцию установки цилиндрического корпуса на установочный переводник в стволе скважины. Некоторые варианты осуществления способа включают в себя операции по определению присутствия условия потери циркуляции и выполнению установки и подачи, реагируя на условие потери циркуляции. Химреагент обработки может включать в себя предшественник для тампона борьбы с поглощением при потере циркуляции.
В некоторых вариантах осуществления способ включает в себя операцию создания по меньшей мере части химреагента обработки в виде инкапсулированного химреагента и операцию высвобождения инкапсулированного химреагента в пласт, сообщенный со стволом скважины. В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно включает в себя операцию формирования второго цилиндрического корпуса, имеющего второй химреагент обработки, где химреагент обработки высвобождается, реагируя на первую операцию высвобождения, и где второй химреагент обработки высвобождается, реагируя на вторую операцию высвобождения. Способ дополнительно включает в себя операцию селективного высвобождения химреагента обработки и/или второго химреагента обработки с помощью выполнения первой операции высвобождения и/или второй операции высвобождения. Способ дополнительно включает в себя операцию прикрепления цилиндрического корпуса к гибкой насосно-компрессорной трубе и спуска цилиндрического корпуса на заданную глубину с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы.
Другим вариантом осуществления является другой способ подачи химреагента в ствол скважины. Способ включает в себя операции определения присутствия условия потери циркуляции и/или другой ситуации высокого поглощения текучей среды в стволе скважины и действий по выполнению операции с реагированием на условие потери циркуляции (и/или ситуации высокого поглощения текучей среды). Определение условия высокого поглощения текучей среды и/или условия потери циркуляции является рутинным этапом для специалиста в данной области техники и дополнительно не рассматривается в данном документе.
Операции реагирования на условие потери циркуляции (и/или ситуацию высокого поглощения текучей среды) включают в себя установку цилиндрического корпуса в трубопровод текучей среды ствола скважины, при этом цилиндрический корпус включает в себя химреагент обработки, подачу текучей среды высвобождения через канал потока, при этом высвобождая по меньшей мере часть химреагентов обработки в текучую среду высвобождения, и формирование тампона борьбы с поглощением текучей среды с помощью высвобожденного химреагента обработки. Операция высвобождения химреагента обра- 5 030183
ботки включает в себя операцию, такую как растворение по меньшей мере части химреагентов обработки в текучей среде высвобождения, удаление покрытия в канале потока, причем покрытие является реагирующим на величину показателя рН текучей среды высвобождения, и/или удаление покрытия в канале потока, причем покрытие является реагирующим на абразивный материал, включенный в текучую среду высвобождения. Некоторые варианты осуществления методики включают в себя операцию установки цилиндрического корпуса на элемент установки, такой как буровое долото, установочный переводник и/или внутренняя высадка насосно-компрессорной трубы. В некоторых вариантах осуществления операции установки, подачи и формирования выполняют с помощью бурильной колонны, находящейся в стволе скважины. Например, если идентифицирована ситуация высокого поглощения текучей среды во время бурения, методика подачи химреагента в ствол скважины может быть выполнена без подъема бурильной колонны из скважины.
Как ясно из приведенного выше описания и прилагаемых фигур, предложены различные варианты осуществления изобретения.
Вариант способа включает в себя выполнение цилиндрического корпуса, включающего в себя химреагент обработки и канал потока, проходящий через него. Способ включает в себя установку цилиндрического корпуса в трубопровод текучей среды ствола скважины и подачу текучей среды высвобождения через канал потока, при этом высвобождая по меньшей мере часть химреагента обработки в текучую среду высвобождения.
Некоторые варианты осуществления способа включают в себя одну и/или несколько операций, описанных ниже. Описанные операции можно замещать, заменять, менять их порядок, делить и/или группировать в различных вариантах осуществления. Являющийся примером способ включает в себя придание каналу потока формы, содержащей трубу Вентури, дроссельное отверстие, по меньшей мере одну канавку, создающую рифление, и создающую турбулентность форму канала потока. В некоторых вариантах осуществления высвобождение химреагента обработки включает в себя растворение по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду высвобождения и/или удаление покрытия в канале потока, при этом удаленное покрытие открывает химреагент обработки (и/или носитель, поддерживающий химреагент обработки) для воздействия текучей среды высвобождения. Покрытие может быть удалено с помощью изменения величины показателя рН текучей среды высвобождения, где покрытие является реагирующим на величину показателя рН, включением абразивного материала в состав текучей среды высвобождения, удаляющего по меньшей мере часть покрытия, и/или созданием текучей среды высвобождения, в которой покрытие является растворимым. Текучая среда высвобождения может включать в себя многочисленные этапы и/или стадии изменения, такие как изменение величины показателя рН, температуры и составов. В одном примере активатор, удаляющий покрытие, включен в часть текучей среды высвобождения, и остальная текучая среда высвобождения (которая может являться базовой текучей средой и/или немодифицированной текучей средой) растворяет открытый для воздействия химреагент обработки.
Пример способа включает в себя выполнение гидравлической изоляции текучих сред над цилиндрическим корпусом от текучих сред под цилиндрическим корпусом во время установки, предотвращающей проход текучей среды через канал потока с помощью разрывной диафрагмы, и приложение перепада давления к разрывной диафрагме для разрыва разрывной диафрагмы и обеспечения прохода текучей среды через канал потока, и/или установку цилиндрического корпуса с посадкой цилиндрического корпуса на установочный переводник в стволе скважины. Некоторые варианты осуществления способа включают в себя определение присутствия условия потери циркуляции и выполнение установки и подачи с реагированием на условие потери циркуляции, причем химреагент обработки включает в себя предшественник для тампона борьбы с поглощением.
Способ включает в себя формирование по меньшей мере части химреагента обработки в виде инкапсулированного химреагента и высвобождение инкапсулированного химреагента в пласт, сообщенный со стволом скважины. Способ дополнительно включает в себя формирование второго цилиндрического корпуса, имеющего второй химреагент обработки, причем по меньшей мере часть химреагента обработки высвобождается, реагируя на первую операцию высвобождения, и по меньшей мере часть второго химреагента обработки высвобождается, реагируя на вторую операцию высвобождения. Способ дополнительно включает в себя селективное высвобождение химреагента обработки и/или второго химреагента обработки с помощью выполнения первой операции высвобождения и/или второй операции высвобождения. Способ дополнительно включает в себя прикрепление цилиндрического корпуса к гибкой насосно-компрессорной трубе и спуск цилиндрического корпуса на заданную глубину с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы.
Другим вариантом осуществления является система, включающая в себя трубопровод текучей среды ствола скважины и цилиндрический корпус, включающий в себя химреагент обработки, и канал потока, проходящий через него и имеющий наружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод текучей среды. Система дополнительно включает в себя насос, сообщенный с трубопроводом текучей среды со стороны выпуска и с текучей средой высвобождения со стороны впуска, при этом текучая среда высвобождения высвобождает по меньшей мере часть химреагента обработки, реагируя на
- 6 030183
подачу насосом текучей среды высвобождения через канал потока. Некоторые варианты осуществления системы включают в себя один или несколько элементов, описанных ниже. Описанные элементы можно замещать, заменять, менять их порядок, делить и/или группировать в различных вариантах осуществления.
Система включает в себя цилиндрический корпус, состоящий из химреагентов обработки и растворимого носителя, и покрытие активирования, реагирующее на активатор и открывающее для воздействию растворимый носитель, реагируя на текучую среду высвобождения, проходящую через канал потока. Текучая среда высвобождения, по меньшей мере, частично открывает для воздействия химреагент обработки и растворимый носитель. В некоторых вариантах осуществления текучая среда высвобождения включает в себя растворитель, и цилиндрический корпус является материалом, растворимым в растворителе. В некоторых вариантах осуществления текучая среда высвобождения имеет уменьшенный показатель рН, увеличенный показатель рН, растворитель и/или абразив. В дополнительных вариантах осуществления система включает в себя разрывную диафрагму, препятствующую проходу текучей среды через канал потока. Цилиндрический корпус может включать в себя элемент гидроизоляции, изолирующий текучие среды над цилиндрическим корпусом от текучих сред под цилиндрическим корпусом. Элементы гидроизоляции могут включать в себя гребни и/или прокладки, и элементы гидроизоляции могут быть выполнены из химреагента обработки и/или растворимого носителя.
Система дополнительно включает в себя элемент установки, размещенный в трубопроводе текучей среды и обеспечивающий проход текучей среды, но препятствующий проходу цилиндрического корпуса, пока цилиндрический корпус остается неизменным. Элемент установки включает в себя любой элемент, обеспечивающий установку цилиндрического корпуса и/или проход вниз по стволу скважины до места установки элемента, но не мимо элемента, и включает в себя буровое долото, установочный переводник и/или внутреннюю высадку насосно-компрессорной трубы. Химреагент обработки может являться кросслинкером полимера, деэмульгатором текучей среды, инкапсулированным химреагентом, химреагентом, снабженным покрытием, химреагентом, вносящим вклад в формирование (и/или формирующим) тампона борьбы с поглощением текучей среды в текучей среде высвобождения, и/или полиакриламидом. В некоторых вариантах осуществления цилиндрический корпус прикрепляют к гибкой насоснокомпрессорной трубе, и отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы устанавливают в стволе скважины для установки цилиндрического корпуса в заданное положение в стволе скважины.
Вариантом осуществления является комплект подачи химреагента, включающий в себя картридж химреагента, включающий в себя цилиндрический корпус. Цилиндрический корпус включает в себя химреагент обработки, введенный в растворимый носитель, и канал потока, проходящий через него и имеющий наружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод текучей среды в стволе скважины. Химреагент обработки включает в себя кросслинкер полимера, деэмульгатор текучей среды, инкапсулированный химреагент, химреагент, снабженный покрытием, химреагент, который формирует и/или вносит вклад в формирование тампона для борьбы с поглощением текучей среды, и/или полиакриламид. Вариант комплекта дополнительно включает в себя картридж химреагента, имеющий покрытие активирования, реагирующее на активатор для открытия растворимого носителя для воздействия текучей среды, подаваемой через канал потока, при этом комплект подачи химреагента дополнительно включает в себя количество активатора, включающего в себя агент уменьшения показателя рН, агент увеличения показателя рН, растворитель и/или абразив. Комплект включает в себя канал потока, имеющий форму, такую как труба Вентури, дроссельное отверстие, по меньшей мере одна канавка, создающая рифление, и/или создающая турбулентность форма канала потока. Некоторые варианты осуществления комплекта включают в себя картридж химреагента, имеющий разрывную диафрагму, препятствующую проходу потока текучей среды через канал потока, и/или множество картриджей химреагента, при этом каждый из картриджей может включать в себя отдельный химреагент обработки.
Другим вариантом осуществления является способ, включающий в себя определение присутствия условия потери циркуляции в стволе скважины и выполнение операций с реагированием на условие потери циркуляции. Операции включают в себя установку цилиндрического корпуса в трубопровод текучей среды ствола скважины, причем цилиндрический корпус включает в себя химреагент обработки, подачу текучей среды высвобождения через канал потока, при этом высвобождая по меньшей мере часть химреагента обработки в текучую среду высвобождения, и формирование тампона борьбы с поглощением текучей среды с помощью высвобожденного химреагента обработки. Операция высвобождения химреагента обработки включает в себя такую операцию, как растворение по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду высвобождения, удаление покрытия в канале потока, при этом покрытие является реагирующим на величину показателя рН текучей среды высвобождения и/или удаление покрытия в канале потока и реагирующим на абразивный материал, включенный в состав текучей среды высвобождения. Некоторые варианты осуществления способа включают в себя установку цилиндрического корпуса на элемент установки, такой как буровое долото, установочный переводник и/или внутренняя высадка насосно-компрессорной трубы. В некоторых вариантах осуществления операции установки, подачи и формирования выполняют с помощью бурильной колонны, находящейся в стволе скважины.
- 7 030183
Хотя изобретение подробно описано в приведенном выше описании и показано на чертежах, описание является иллюстративным и неограничительным, понятно, что только некоторые являющиеся примером варианты осуществления описаны и показаны и что все изменения и модификации, отвечающие сущности изобретения, имеют необходимую защиту. При прочтении формулы изобретения при использовании единственное число элементов и такие слова, как "по меньшей мере один" и/или "по меньшей мере одна часть", не направлены на ограничение пункта формулы изобретения только одной позицией, если иное специально не указано в пункте. Когда использовано, такое выражение, как "по меньшей мере часть" и/или "часть", может включать в себя часть элемента и/или элемент в целом, если иное специально не указано.
Claims (32)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ подачи химреагента обработки в ствол скважины, содержащий следующие стадии, на которых:формируют из химреагента обработки цилиндрический корпус, содержащий сплошную внешнюю поверхность и открытый канал потока, проходящий через него;устанавливают цилиндрический корпус с открытым каналом в трубопровод для текучей среды; подают текучую среду через цилиндрический корпус по каналу потока, которая обеспечивает возможность высвобождения по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду.
- 2. Способ по п.1, в котором трубопровод текучей среды является трубопроводом текучей среды из ствола скважины.
- 3. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение канала потока в виде трубы Вентури, дроссельного отверстия, по меньшей мере одной канавки, создающей рифление, и создающего турбулентность канала потока.
- 4. Способ по п.1, в котором высвобождение по меньшей мере части химреагента обработки содержит операцию высвобождения, выбранную из операций, состоящих из растворения по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду, удаления покрытия в канале потока, при этом покрытие является реагирующим на величину показателя рН текучей среды, и удаления покрытия в канале потока, при этом покрытие является реагирующим на абразивный материал, включенный в текучую среду.
- 5. Способ по п.1, дополнительно содержащий гидравлическую изоляцию текучих сред над цилиндрическим корпусом от текучих сред под цилиндрическим корпусом во время его установки.
- 6. Способ по п.1, дополнительно содержащий предотвращение подачи текучей среды через канал потока с помощью разрывной диафрагмы и приложение перепада давления к разрывной диафрагме для обеспечения прохода текучей среды через канал потока.
- 7. Способ по п.1, в котором установка цилиндрического корпуса содержит его посадку на установочный переводник в стволе скважины.
- 8. Способ по п.1, дополнительно содержащий определение присутствия условия потери циркуляции и выполнение установки и подачи в ответ на условие потери циркуляции, при этом химреагент обработки содержит предшественник для тампона борьбы с поглощением.
- 9. Способ по п.1, дополнительно содержащий обеспечение по меньшей мере второй части химреагента обработки в виде инкапсулированного химреагента и высвобождение инкапсулированного химреагента в пласт, сообщенный со стволом скважины, в ответ на высвобождение по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду.
- 10. Способ по п.1, дополнительно содержащий формирование второго цилиндрического корпуса, содержащего второй химреагент обработки, при этом по меньшей мере часть химреагента обработки высвобождается в ответ на первую операцию высвобождения, при этом по меньшей мере часть второго химреагента обработки высвобождается в ответ на вторую операцию высвобождения, причем способ дополнительно содержит селективное высвобождение одного из химреагента обработки и второго химреагента обработки с помощью выполнения одной из первой операции высвобождения и второй операции высвобождения.
- 11. Способ по п.1, дополнительно содержащий прикрепление цилиндрического корпуса к гибкой насосно-компрессорной трубе и спуск цилиндрического корпуса на заданную глубину с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы.
- 12. Система подачи химреагента обработки в ствол скважины, содержащая трубопровод текучей среды ствола скважины;цилиндрический корпус, сформированный из химреагента обработки и содержащий сплошную внешнюю поверхность;канал потока, проходящий через него, так что химреагент обработки окружает канал потока; инаружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод текучей среды; инасос, сообщенный с трубопроводом текучей среды на стороне выпуска и с текучей средой на стороне впуска, при этом текучая среда структурирована для выпуска по меньшей мере части химреагента обработки в ответ на подачу насосом текучей среды высвобождения через канал потока.- 8 030183
- 13. Система по п.12, в которой цилиндрический корпус состоит из химреагента обработки и растворимого носителя.
- 14. Система по п.13, дополнительно содержащая покрытие активирования, реагирующее на активатор для открытия воздействия растворимого носителя в ответ на текучую среду, проходящую через канал потока.
- 15. Система по п.12, включающая источник текучей среды, содержащий растворитель, при этом цилиндрический корпус содержит материал, растворимый в растворителе.
- 16. Система по п.12, дополнительно содержащая разрывную диафрагму, препятствующую проходу текучей среды через канал потока.
- 17. Система по п.12, в которой цилиндрический корпус дополнительно содержит элементы гидроизоляции для изоляции текучих сред над цилиндрическим корпусом от текучих сред под цилиндрическим корпусом.
- 18. Система по п.12, дополнительно содержащая элемент установки, размещенный в трубопроводе текучей среды и обеспечивающий проход текучей среды, но предотвращающий проход цилиндрического корпуса, пока цилиндрический корпус остается неизменным.
- 19. Система по п.18, в которой элемент установки представляет собой один из следующих элементов: буровое долото, установочный переводник, внутреннюю высадку насосно-компрессорной трубы, инструмент временной установки и извлекаемый инструмент установки.
- 20. Система по п.12, в которой химреагент обработки содержит по меньшей мере один химреагент, выбранный из химреагентов, состоящих из кросслинкера полимера, деэмульгатора текучей среды, инкапсулированного химреагента, химреагента, снабженного покрытием, химреагента, структурированного для формирования тампона для борьбы с поглощением текучей среды в текучей среде, и полиакриламида.
- 21. Система по п.12, в которой цилиндрический корпус прикреплен к гибкой насоснокомпрессорной трубе, и отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы установлен в стволе скважины.
- 22. Система по п.12, содержащая источник текучей среды, имеющий по меньшей мере один элемент высвобождения, выбранный из элементов, состоящих из уменьшенного показателя рН, увеличенного показателя рН, растворителя и абразива.
- 23. Комплект подачи химреагента обработки в ствол скважины, содержащий картридж химреагента, содержащий цилиндрический корпус, причем цилиндрический корпус имеет сплошную внешнюю поверхность и открытый канал для подачи через него потока, сформированный в нем до установки в скважину, причем цилиндрический корпус сформирован из химреагента обработки, введенного в растворимый носитель вокруг открытого канала потока, и цилиндрический корпус имеет наружный диаметр, обеспечивающий его установку в трубопровод текучей среды ствола скважины, и при этом химреагент обработки содержит по меньшей мере один химреагент, выбранный из химреагентов, состоящих из кросслинкера полимера, деэмульгатора текучей среды, инкапсулированного химреагента, химреагента, снабженного покрытием, химреагента, структурированного для формирования тампона для борьбы с поглощением текучей среды, бентонита, ксантана и полиакриламида, причем упомянутый по меньшей мере один химреагент селективно высвобождается за счет протекания текучей среды через цилиндрический корпус по открытому каналу потока.
- 24. Комплект подачи химреагента по п.23, в котором картридж химреагента дополнительно содержит покрытие активирования, реагирующее на активатор для открытия растворимого носителя для воздействия текучей среды, подаваемой насосом через канал потока, причем комплект подачи химреагента дополнительно содержит количество активатора, содержащее по меньшей мере один активатор, выбранный из активаторов, состоящих из агента, уменьшающего показатель рН, агента, увеличивающего показатель рН, растворителя и абразива.
- 25. Комплект подачи химреагента по п.23, в котором канал потока выполнен в виде трубы Вентури, дроссельного отверстия, по меньшей мере одной канавки, создающей рифление, или создающего турбулентность канала потока.
- 26. Комплект подачи химреагента по п.23, в котором картридж химреагента дополнительно содержит разрывную диафрагму, препятствующую проходу текучей среды через канал потока.
- 27. Комплект подачи химреагента по п.23, дополнительно содержащий множество картриджей химреагента.
- 28. Комплект подачи химреагента по п.27, в котором каждый из множества картриджей химреагента содержит отдельный химреагент обработки.
- 29. Способ подачи химреагента обработки в ствол скважины, содержащий следующие стадии, на которых:определяют наличие ситуации высокого поглощения текучей среды в скважине и в ответ на ситуацию высокого поглощения текучей средыустанавливают цилиндрический корпус в трубопровод текучей среды, причем цилиндрический корпус сформирован из химреагента обработки и содержит сплошную внешнюю поверхность и открытый канал потока, проходящий через него;- 9 030183подают текучую среду через цилиндрический корпус по каналу потока, причем текучая среда обеспечивает возможность высвобождения по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду; иформируют тампон для борьбы с поглощением текучей среды с высвобожденным химреагентом обработки.
- 30. Способ по п.29, в котором высвобождение по меньшей мере части химреагента обработки содержит операцию высвобождения, выбранную из операций, состоящих из растворения по меньшей мере части химреагента обработки в текучую среду, удаления покрытия в канале потока, при этом покрытие является реагирующим на величину показателя рН текучей среды, и удаления покрытия в канале потока, при этом покрытие является реагирующим на абразивный материал, включенный в текучую среду.
- 31. Способ по п.29, в котором дополнительно устанавливают цилиндрический корпус на элемент установки, выбранный из следующих элементов: буровое долото, установочный переводник, внутренняя высадка насосно-компрессорной трубы, инструмент временной установки и извлекаемый инструмент установки.
- 32. Способ по п.29, в котором установка, подача и формирование выполняются с помощью бурильной колонны, находящейся в стволе скважины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/609,373 US9097077B2 (en) | 2009-10-30 | 2009-10-30 | Downhole chemical delivery system and method |
| PCT/IB2010/054642 WO2011051850A2 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-13 | Downhole chemical delivery system and method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201290256A1 EA201290256A1 (ru) | 2012-12-28 |
| EA030183B1 true EA030183B1 (ru) | 2018-07-31 |
Family
ID=43922709
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201290256A EA030183B1 (ru) | 2009-10-30 | 2010-10-13 | Система и способ подачи химреагента в скважину |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9097077B2 (ru) |
| EP (1) | EP2494143A2 (ru) |
| BR (1) | BR112012010208A2 (ru) |
| CA (1) | CA2779407A1 (ru) |
| EA (1) | EA030183B1 (ru) |
| MX (1) | MX353715B (ru) |
| WO (1) | WO2011051850A2 (ru) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
| US20140263095A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | A&O Technologies LLC | Chemical strainer |
| US20150292311A1 (en) * | 2014-04-09 | 2015-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Controlled release of acid in a wellbore penetrating a carbonaceous formation |
| US10392887B2 (en) | 2015-11-04 | 2019-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc | Downhole payload release containers, method and system of using the same |
| US10100614B2 (en) | 2016-04-22 | 2018-10-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automatic triggering and conducting of sweeps |
| US10837248B2 (en) * | 2018-04-25 | 2020-11-17 | Skye Buck Technology, LLC. | Method and apparatus for a chemical capsule joint |
| US11993748B2 (en) | 2018-07-12 | 2024-05-28 | Intelligent Material Solutions, Inc. | Tagging of fracking sand |
| WO2020236144A1 (en) * | 2019-05-20 | 2020-11-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive polymeric lost circulation materials |
| US11332991B2 (en) * | 2019-07-17 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Targeted downhole delivery with container |
| BR112022006957A2 (pt) * | 2019-10-11 | 2022-06-28 | Schlumberger Technology Bv | Sistema e método para liberação química de fundo de poço controlada |
| US11879328B2 (en) | 2021-08-05 | 2024-01-23 | Saudi Arabian Oil Company | Semi-permanent downhole sensor tool |
| US20240002718A1 (en) * | 2022-06-29 | 2024-01-04 | Championx Usa Inc. | Treatment chemical cartridges and methods of using the same |
| US11867049B1 (en) | 2022-07-19 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole logging tool |
| US11913329B1 (en) | 2022-09-21 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Untethered logging devices and related methods of logging a wellbore |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002012674A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-14 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
| US20040014607A1 (en) * | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Sinclair A. Richard | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US20050167104A1 (en) * | 2004-01-30 | 2005-08-04 | Roddy Craig W. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US20080023203A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Bj Services Company | Apparatus and method for delivering chemicals into an underground well |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4611664A (en) * | 1985-01-31 | 1986-09-16 | Petro-Stix, Inc. | Technique for placing a liquid chemical in a well or bore hole |
| US4657784A (en) * | 1986-03-10 | 1987-04-14 | Ecolab Inc. | Process for encapsulating particles with at least two coating layers having different melting points |
| US4790386A (en) * | 1988-02-01 | 1988-12-13 | Marathon Oil Company | Method and means for introducing treatment composition into a well bore |
| EP0396287A3 (en) * | 1989-05-04 | 1991-10-02 | The Clorox Company | Method and product for enhanced bleaching with in situ peracid formation |
| US5716923A (en) * | 1993-11-03 | 1998-02-10 | The Proctor & Gamble Company | Laundry detergent containing a coated percarbonate and an acidification agent to provide delayed lowered pH |
| US5658861A (en) | 1994-03-15 | 1997-08-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Delayed borate crosslinked fracturing fluid having increased temperature range |
| GB9416600D0 (en) * | 1994-08-17 | 1994-10-12 | Smithkline Beecham Plc | Pharmaceutical formulation |
| US5858861A (en) * | 1998-05-15 | 1999-01-12 | Taiwan Semiconductor Manufacturing Company, Ltd. | Reducing nitride residue by changing the nitride film surface property |
| US6394185B1 (en) * | 2000-07-27 | 2002-05-28 | Vernon George Constien | Product and process for coating wellbore screens |
| US6655475B1 (en) * | 2001-01-23 | 2003-12-02 | H. Lester Wald | Product and method for treating well bores |
| US7419937B2 (en) * | 2002-12-19 | 2008-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for providing treatment chemicals in a subterranean well |
| US7066264B2 (en) * | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
| US20050072570A1 (en) * | 2003-10-06 | 2005-04-07 | Lehman Lyle Vaughan | Contamination-resistant sand control apparatus and method for preventing contamination of sand control devices |
| WO2006101618A2 (en) * | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
| RU2404359C2 (ru) | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| US7527103B2 (en) * | 2007-05-29 | 2009-05-05 | Baker Hughes Incorporated | Procedures and compositions for reservoir protection |
| NO342826B1 (no) * | 2008-01-30 | 2018-08-13 | Mi Llc | Fremgangsmåter for å oppdage, forhindre og bøte på tapt sirkulasjonsfluid |
-
2009
- 2009-10-30 US US12/609,373 patent/US9097077B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-10-13 EP EP10826207A patent/EP2494143A2/en not_active Withdrawn
- 2010-10-13 EA EA201290256A patent/EA030183B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-10-13 WO PCT/IB2010/054642 patent/WO2011051850A2/en active Application Filing
- 2010-10-13 CA CA2779407A patent/CA2779407A1/en not_active Abandoned
- 2010-10-13 MX MX2012005134A patent/MX353715B/es active IP Right Grant
- 2010-10-13 BR BR112012010208A patent/BR112012010208A2/pt not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2002012674A1 (en) * | 2000-08-07 | 2002-02-14 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
| US20040014607A1 (en) * | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Sinclair A. Richard | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
| US20050167104A1 (en) * | 2004-01-30 | 2005-08-04 | Roddy Craig W. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
| US20080023203A1 (en) * | 2006-07-25 | 2008-01-31 | Bj Services Company | Apparatus and method for delivering chemicals into an underground well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2011051850A3 (en) | 2011-08-11 |
| US9097077B2 (en) | 2015-08-04 |
| MX2012005134A (es) | 2012-07-23 |
| WO2011051850A2 (en) | 2011-05-05 |
| BR112012010208A2 (pt) | 2016-04-26 |
| CA2779407A1 (en) | 2011-05-05 |
| MX353715B (es) | 2018-01-25 |
| EP2494143A2 (en) | 2012-09-05 |
| US20110100634A1 (en) | 2011-05-05 |
| EA201290256A1 (ru) | 2012-12-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA030183B1 (ru) | Система и способ подачи химреагента в скважину | |
| MX2013007785A (es) | Cateteres de punta con valvula. | |
| US20200347695A1 (en) | Plugging device deployment | |
| RU2350738C2 (ru) | Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды | |
| CA2811528C (en) | Downhole delivery of chemicals with a micro-tubing system | |
| RU2017104290A (ru) | Композиционный материал, содержащий реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на термообработанную подложку с ядром, покрытым оксидом металла и способ его использования | |
| US11761295B2 (en) | Plugging device deployment | |
| US6915856B2 (en) | Apparatus and methods for preventing axial movement of downhole tool assemblies | |
| CA2588916C (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing | |
| EA013276B1 (ru) | Способы и устройства избирательного отвода текучих сред в скважине с использованием волокон | |
| RU2334131C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш | |
| RU2342519C2 (ru) | Способ подачи жидких и твердых реагентов и устройство для его осуществления | |
| WO2018125096A1 (en) | Degradable metal barrier for downhole screens | |
| NO20180342A1 (en) | Carrier-free treatment particulates for use in subterranean formations | |
| NO20151686A1 (en) | Selective plugging element and method of selectively plugging a channel therewith | |
| RU2334130C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(11-20)дш и способ ее работы | |
| RU2473821C1 (ru) | Скважинная струйная установка для гидроразрыва пластов и освоения скважин | |
| US20210095187A1 (en) | Gas Generating Compositions And Uses | |
| RU2358093C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2329409C1 (ru) | Скважинная струйная установка для гидроразрыва пласта и исследования скважин | |
| RU65117U1 (ru) | Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину | |
| CN113874599A (zh) | 带有开关旁路的注入阀布置和方法 | |
| WO2010014029A1 (ru) | Скважинная струйная установка | |
| RU2769942C9 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин | |
| RU2769942C1 (ru) | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
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 MD TJ TM RU |