EA030247B1

EA030247B1 - Добавка поверхностно-активного вещества, используемая для восстановления продуктивности при бурении

Info

Publication number: EA030247B1
Application number: EA201291471A
Authority: EA
Inventors: Райан Ван Зантен; Дэвид Хортон; Пер-Бьярте Танше-Ларсен
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2010-06-30
Filing date: 2011-06-29
Publication date: 2018-07-31
Also published as: BR112012031515A2; MX2012014182A; EP2588558A1; AR081692A1; WO2012001361A1; US20120004146A1; EA201291471A1; CO6620024A2; US8148303B2; ECSP13012412A; CA2803542C; CA2803542A1

Abstract

Изобретение относится к способу, где способ включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду, поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии и необязательно неполярную текучую среду; и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду или поровые каналы или как то, так и другое, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию с маслянистой текучей средой в скважине или где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, с неполярной текучей средой. Необязательно способ включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы и поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; и бурение скважины в подземной формации, которая содержит поровые каналы; и предоставление возможности поверхностно-активному веществу удалять нефтяной блок, водяной блок или как то, так и другое из поровых каналов. В соответствии со способом подземная формация может иметь восстанавливаемую продуктивность, большую чем примерно 50%.

Description

030247

Настоящее изобретение относится, как правило, к добыче углеводородов, а более конкретно к композициям и способам, пригодным для бурения скважины в подземной формации.

Различные буровые растворы используются при бурении нефтяных и газовых скважин вместе с применением других буровых растворов и процедур бурения. При вращательном бурении буровые растворы осуществляют разнообразные функции и имеют множество характеристик. Традиционные буровые растворы включают глинистые растворы или просто "бурильные растворы". Буровые растворы, как правило, используют для осуществления извлечения осколков из-под бурового долота, их транспортировки через кольцевой зазор между бурильной колонной и скважиной, что дает возможность для их отделения на поверхности, в то же время охлаждая и очищая буровое долото. Глинистый раствор может также уменьшить трение между бурильной колонной и стенками скважин, при этом поддерживая стабильность необсаженных секций буровой скважины.

Типичные буровые растворы можно классифицировать в соответствии с их текучей средой основы. Бурильные растворы на водной основе содержат водную текучую среду в качестве сплошной фазы. Твердые частицы могут суспендироваться в водной текучей среде, а в некоторых случаях нефть может эмульгироваться в воде. Подобным же образом буровые растворы на основе солевых растворов представляют собой бурильные растворы на водной основе, в которых водная текучая среда представляет собой солевой раствор. Бурильные растворы на нефтяной основе (ОВМ) являются их противоположностью в том, что маслянистая текучая среда составляет сплошную фазу. Твердые частицы могут суспендироваться в масле, а в некоторых случаях вода или солевой раствор могут эмульгироваться в масле. Масляная сплошная фаза, как правило, включает дизельное топливо, минеральное масло, сложные эфиры или α-олефины.

Буровые растворы, как правило, содержат добавки, которые используют для различных целей. Одна из обычных добавок представляет собой добавку против потерь текучей среды, которую можно использовать для предотвращения поступления буровых растворов в подземную формацию, через которую они проходят, и для формирования тонкой плохо проницаемой глинистой корки, которая временно герметизирует поры и другие отверстия в подземной формации. Глинистая корка представляет собой остаток, осаждаемый на проницаемой поверхности, такой как поверхность подземной формации, когда суспензия, суспензия - эмульсия или взвесь, такая как буровой раствор, нагнетается через поверхность под давлением. Глинистая корка определяется в настоящем документе как сочетание любых добавляемых твердых продуктов, если они имеются, и твердых продуктов бурения с буровым раствором. Фильтрат, как это обычно понимается, должен представлять собой жидкость, которая проходит через поверхность, оставляя глинистую корку на поверхности. В результате повреждения резервуара, когда плохая глинистая корка делает возможным глубокое проникновение фильтрата, может происходить уменьшение добычи углеводородов. В дополнение к этому в некоторых случаях удаление глинистой корки может быть сложным.

Таким образом, очистка формации после бурения в подземных формациях с помощью буровых растворов, таких как бурильные растворы на водной основе или ОВМ, может представлять собой важную стадию подготовки скважины для добычи. Традиционные технологии включают использование одной или нескольких вторичных текучих сред для удаления или деградирования глинистой корки перед добычей из скважины или перед подготовкой скважины для использования в качестве нагнетательной скважины. Поскольку каждая операция обработки повышает сложность и, таким образом, стоимость бурения скважины, более эффективная очистка глинистой корки и формации является желательной для доведения до максимума добычи углеводородов.

В соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения предлагается способ, включающий получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду, поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии и необязательно неполярную текучую среду; и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду или поровые каналы или как то, так и другое, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой в скважине или где поверхностноактивное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, вместе с неполярной текучей средой.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается способ, включающий получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду и поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой в скважине.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается способ, включающий получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы и поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; неполярную текучую среду; и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, вместе с неполярной текучей средой.

- 1 030247

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предлагается способ, включающий получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы и поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; и бурение скважины в подземной формации, которая содержит поровые каналы; и предоставление возможности поверхностно-активному веществу для удаления нефтяного блока и/или водяного блока из поровых каналов.

Особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области. Хотя ряд специалистов в данной области могут осуществить многочисленные изменения, такие изменения находятся в рамках настоящего изобретения.

Хотя описываются некоторые преимущества, не все преимущества будут обсуждаться в настоящем документе. Обнаружено, что использование бурового раствора, способного образовывать микроэмульсию ίη-δίΐιι. может приводить к получению восстанавливаемой продуктивности, большей чем для других технологий бурения. Например, использование бурового раствора по настоящему изобретению может приводить к получению восстанавливаемой продуктивности, которая выше, чем та, которую получают при использовании обычного бурового раствора вместе с одной или несколькими обработками после бурения. Как используется в настоящем документе, "восстанавливаемая продуктивность" относится к относительной проницаемости формации после экспонирования для бурового раствора, деленной на проницаемость формации перед экспонированием для бурового раствора. В некоторых вариантах осуществления восстанавливаемая продуктивность может быть больше чем 100%, что может указывать на то, что проницаемость формации становится больше после контакта с буровыми растворами по настоящему изобретению, описанными в настоящем документе, чем для формации перед контактом с буровым раствором. Способность увеличения проницаемости формации или в смысле стимулирования формации с использованием бурового раствора может представлять собой одно из преимуществ настоящего изобретения. Как используется в настоящем документе, термин "буровой раствор" включает, но не ограничиваясь этим, буровые растворы, буровые растворы для вскрытия пласта и растворы для заканчивания скважин. "Буровые растворы для вскрытия пласта", как правило, представляют собой буровой раствор, используемый для бурения скважины в продуктивных частях подземной формации для того, чтобы свести к минимуму повреждения, довести до максимума добычу экспонируемых зон и облегчить любое необходимое заканчивание скважины. В отличие от обычного бурового раствора буровой раствор для вскрытия пласта, как правило, содержит мало твердых продуктов, и твердые продукты, которые он содержит, часто контролируются по размеру, чтобы свести к минимуму их проникновение или поступление в матрицу формации, чтобы исключить повреждение продуктивной формации. Как используется в настоящем документе, операция бурения включает, но не ограничиваясь этим, операцию бурения, операцию вскрытия пласта, операцию бурения с отрицательным дифференциальным давлением, операцию бурения при положительном дифференциальном давлении и любую другую операцию бурения для подземных целей, известную специалистам в данной области.

Как правило, микроэмульсии представляют собой термодинамически стабильные макроскопически гомогенные смеси трех или более компонентов: полярной фазы, неполярной фазы и поверхностноактивного вещества, которое может содержать несколько поверхностно-активных веществ (например, вместе со вторичным поверхностно-активным веществом, таким как спирт, гликоль или фенол или их этоксипроизводные). В некоторых вариантах осуществления вторичные поверхностно-активные вещества могут включаться, когда используют ионные поверхностно-активные вещества. Микроэмульсии образуются самопроизвольно и являются, как правило, термодинамически стабильными. Препараты фазы микроэмульсии могут, в целом, описываться как типы Апъог включая ΑίηδΟΓ I, ΑίηδΟΓ II и Ашког III. Эти типы, как правило, описываются как Аиъог I, когда он содержит микроэмульсию в равновесии с избытком масляной фазы; Аиъог II, когда он содержит микроэмульсию в равновесии с избытком воды; и Аиъог III, когда он содержит микроэмульсию средней фазы в равновесии с избытком воды и избытком масла (например, как часть трехфазной системы). В дополнение к этому Аиъог IV представляет собой однофазную микроэмульсию без избытка масла или избытка воды. Термодинамически стабильная однофазная микроэмульсия Аиъог IV может получаться посредством изменения препарата или композиции с образованием миниэмульсии или наноэмульсии, которая представляет собой двухфазную систему с каплями субмикронных размеров, которая могла бы быть стабильной в течение продолжительного периода времени, но не постоянно стабильной, как микроэмульсия.

Предполагается, что образование микроэмульсии является термодинамически благоприятным и может по этой причине происходить при циркуляции бурового раствора или без нее. Микроэмульсия может преимущественно образовываться ίη-δίΐιι при контакте поверхностно-активного вещества для получения микроэмульсии и маслянистой текучей среды или она может образовываться на поверхности между поверхностно-активным веществом для получения микроэмульсии и одной или несколькими неполярными текучими средами. Как используется в настоящем документе, "маслянистая текучая среда" относится к любому текучему углеводороду, включая, но не ограничиваясь этим, нефть, природный газ, конденсаты природного газа и тяжелые компоненты нефти (например, асфальтены). Таким образом, поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии можно использовать для доставки неполярной текучей среды (например, смазывающего вещества) в скважину во время бурения, в то же время

- 2 030247

формируя при этом ίη-δίΐιι микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой, встречающейся в скважине. В дополнение к этому использование бурового раствора, содержащего поверхностно-активное вещество, для получения микроэмульсии можно использовать для изменения смачиваемости поверхности формации, для удаления нефтяных и/или водных блоков и для изменения смачиваемости глинистой корки или другой добавки против потери текучей среды, находящейся в подземной формации во время бурения. Возможность изменения смачиваемости глинистой корки может облегчить исправление повреждений (разрушение глинистой корки), когда минеральные кислоты, органические кислоты, окислительные агенты, водорастворимые ферменты (например, катализаторы), хелатирующие агенты и генераторы кислоты ίη δίΐιι локально появляются в скважине после процесса бурения или во время его осуществления. Другое преимущество буровых растворов, описанных в настоящем документе, заключается в том, что буровой раствор не требует никакой нефти или растворителя при приготовлении. В результате буровые растворы могут иметь более высокую нагрузочную емкость для включения маслянистой текучей среды или неполярной текучей среды. В качестве другого преимущества при использовании бурового раствора по настоящему изобретению не требуется растворителей, поскольку поверхностно-активные вещества для получения микроэмульсии могут быть способными образовывать микроэмульсии вместе с разнообразными углеводородами.

В одном из вариантов осуществления способ в соответствии с настоящим изобретением включает получение бурового раствора и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора. Буровой раствор, как правило, представляет собой буровой раствор на водной основе, который содержит водную текучую среду и поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии. Поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии, пригодное для использования в настоящем изобретении, может образовывать микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой внутри скважины. В некоторых вариантах осуществления буровой раствор может содержать поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ для получения микроэмульсии, а часто - смесь поверхностно-активное вещество - вторичное поверхностно-активное вещество, в которой вторичное поверхностно-активное вещество может представлять собой короткоцепное амфифильное вещество, такое как спирт (например, пропанол, бутанол, пентанол в их различных изомеризационных структурах, а также гликоли и этоксилированные и пропоксилированные спирты или фенолы).

Водная текучая среда, используемая в буровых растворах по настоящему изобретению, может содержать любую пригодную для использования водную текучую среду, известную специалистам в данной области. Пригодные для использования водные текучие среды могут включать, но не ограничиваясь этим, пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или несколько солей, растворенных в ней), солевой раствор (например, насыщенную соленую воду), утяжеленный солевой раствор (например, водный раствор бромида натрия, бромида кальция, бромида цинка и тому подобное) или любое их сочетание. Как правило, водная текучая среда может происходить из любого источника при условии, что она не содержит компонентов, которые могли бы отрицательно влиять на стабильность и/или рабочие характеристики буровых растворов по настоящему изобретению. В определенных вариантах осуществления плотность водной текучей среды основы может быть повышена, среди других целей, для обеспечения дополнительного переноса и суспендирования частиц в буровых растворах по настоящему изобретению. Хотя для формирования микроэмульсий можно использовать водную текучую среду, будет ясно, что в некоторых вариантах осуществления можно также использовать другие полярные жидкости, такие как спирты и гликоли, сами по себе или вместе с водной текучей средой. В одном из вариантов осуществления водная текучая среда присутствует в буровом растворе в количестве, находящемся в пределах примерно от 40 примерно до 99,9 мас.% от бурового раствора.

Буровые растворы по настоящему изобретению могут содержать одно или несколько поверхностноактивных веществ для получения микроэмульсий. Как правило, поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии может включать любое поверхностно-активное вещество, способное образовывать микроэмульсию само по себе или в сочетании со вторичным поверхностно-активным веществом. Соответствующие поверхностно-активные вещества для получения микроэмульсии, пригодные для использования вместе с буровыми растворами по настоящему изобретению, включают, но не ограничиваясь этим, неионные, анионные, катионные и амфотерные поверхностно-активные вещества, любые их производные и любое их сочетание. Соответствующие неионные поверхностно-активные вещества включают, но не ограничиваясь этим, алкилполигликозиды, сложные сорбитановые эфиры, сложные метилглюкозидные эфиры, аминэтоксилаты, диаминэтоксилаты, сложные полиглицероловые эфиры, алкилэтоксилаты, спирты, которые являются полипропоксилированными и/или полиэтоксилированными, или как то, так и другое, любое их производное или любое их сочетание. Термин "производное", как используется в настоящем документе, относится к любому соединению, которое получают из одного из идентифицированных соединений, например посредством замены одного атома в указанном соединении другим атомом или группой атомов или посредством перегруппировки двух или более атомов в указанном соединении. Соответствующие катионные поверхностно-активные вещества включают, но необязательно ограничиваясь этим, сложные аргининметиловые эфиры, алканоламины, алкилендиамиды, сульфона- 3 030247

ты сложных алкиловых эфиров, сульфонаты простых алкиловых эфиров, сульфаты простых алкиловых эфиров, алкилсульфаты щелочных металлов, алкил- или алкиларилсульфонаты, сульфосукцинаты, алкил- или алкиларилдисульфонаты, алкилдисульфаты, полипропоксилированные и/или полиэтоксилированные сульфаты спиртов, таураты, оксиды аминов, оксиды алкиламинов, этоксилированные амиды, алкоксилированные жирные кислоты, алкоксилированные спирты, этоксилированные жирные амины, этоксилированные алкиламины, бетаины, модифицированные бетаины, алкиламидобетаины, соединения четвертичного аммония, алкилпропокси-этоксисульфонат, алкилпропокси-этоксисульфат, алкиларилпропокси-этоксисульфонат, любое их производное и любое их сочетание. Конкретные поверхностноактивные вещества могут включать, но не ограничиваясь этим, полиоксиэтилен сорбитанмонопальмитат, полиоксиэтилен сорбитанмоностеарат, полиоксиэтилен сорбитанмоноолеат, алкоксилаты линейных спиртов, сульфаты простых алкиловых эфиров, додецилбензолсульфоновую кислоту, линейные нонилфенолы, диоксан, этиленоксид, полиэтиленгликоль, этоксилированные касторовые масла, дипальмитоилфосфатидилхолин, натрий 4-(1'-гептилнонил)бензолсульфонат, простой нонилфениловый эфир полиоксиэтилена, натрий диоктилсульфосукцинат, простой додециловый эфир тетраэтиленгликоля, натрий октилбензолсульфонат, натрий гексадецилсульфат, натрий лауретсульфат, этиленоксид, дециламиноксид, додециламинбетаин, додециламиноксид, любое их производное или любое их сочетание. В одном из неограничивающих вариантов осуществления по меньшей мере два поверхностно-активных вещества в смеси можно использовать для создания однофазной микроэмульсии ίη-δίΐιι.

Пригодные для использования поверхностно-активные вещества для получения микроэмульсий могут также включать поверхностно-активные вещества, содержащие неионный центральный удлиняющий фрагмент в виде ножки и ионную или неионную полярную группу. Неионный центральный удлиняющий фрагмент в виде ножки может представлять собой результат полипропоксилирования, полиэтоксилирования или сочетания их обоих в неограничивающих вариантах осуществления.

Количество поверхностно-активного вещества для получения микроэмульсии, включенного в буровой раствор, может основываться на ряде факторов, включая, но не ограничиваясь этим, тип водной текучей среды, температуру формации, конкретное используемое поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ и тип необязательных включаемых добавок. В одном из вариантов осуществления поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии присутствует в буровом растворе в количестве примерно от 0,01 примерно до 20 мас.% от бурового раствора.

В одном из вариантов осуществления буровой раствор может содержать вторичное поверхностноактивное вещество. Как используется в настоящем документе, "вторичное поверхностно-активное вещество" относится к соединению, которое участвует в агрегации молекул в мицеллу, но не агрегирует само по себе. Пригодные для использования вторичные поверхностно-активные вещества, которые могут использоваться вместе с буровыми растворами по настоящему изобретению, включают, но не ограничиваясь этим, спирты, гликоли, фенолы, тиолы, карбоксилаты, сульфонаты, пирролидоны, любое их производное и любое их сочетание. В одном из вариантов осуществления спирт, пригодный для использования в качестве вторичного поверхностно-активного вещества, может иметь примерно от 3 примерно до 10 атомов углерода. В одном из вариантов осуществления соответствующие спирты могут включать, но не ограничиваясь этим, трет-бутанол, н.-бутанол, н.-пентанол, н.-гексанол, 2-этилгексанол, пропанол и втор-бутанол. Пригодные для использования гликоли могут включать, но не ограничиваясь этим, этиленгликоль, полиэтиленгликоль, пропиленгликоли и триэтиленгликоль. В одном из вариантов осуществления вторичное поверхностно-активное вещество может включаться в буровые растворы по настоящему изобретению в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,001 примерно до 20 мас.% от бурового раствора.

В качестве одного из преимуществ буровых растворов по настоящему изобретению не требуется растворителя как компонента бурового раствора. В результате отсутствия растворителя буровые растворы могут иметь более высокую нагрузочную емкость для включения маслянистой текучей среды или неполярной текучей среды. В одном из вариантов осуществления типичные растворители, которых не требуется в настоящем изобретении, могут включать растворитель на основе терпена, сложный эфир алкиловой кислоты и короткоцепного спирта, сложный эфир ариловой кислоты и короткоцепного спирта, бензол, толуол, ксилол или любые другие растворители, известные специалистам в данной области для использования в скважине.

В одном из вариантов осуществления текучая среда ίη-δίΐιι включает неполярную текучую среду. Неполярная текучая среда может содержать множество добавок, пригодных для использования для бурения скважины в подземной формации. В одном из вариантов осуществления буровой раствор по настоящему изобретению может образовывать микроэмульсию вместе с одной или несколькими неполярными текучими средами, чтобы сделать возможным транспортировку неполярных текучих сред в подземную формацию в виде части, по существу, гомогенного бурового раствора. Затем буровые растворы смогут доставлять по меньшей мере часть неполярной текучей среды в желаемое положение в подземной формации во время бурения. Например, буровой раствор может вступать в контакт с неполярной текучей средой, содержащей смазывающие вещества, с образованием микроэмульсии. Когда буровой раствор используют для бурения скважины, смазывающее вещество может помогать при смазке бурового долота.

- 4 030247

В одном из вариантов осуществления можно использовать любое количество неполярных текучих сред для образования микроэмульсии для доставки в подземную формацию во время бурения. В одном из вариантов осуществления неполярная текучая среда может образовывать микроэмульсию вместе с поверхностно-активным веществом для получения микроэмульсии в дополнение к поверхностно-активному веществу для получения микроэмульсии, которое способно образовывать микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой в подземной формации. Как отмечено выше, буровые растворы по настоящему изобретению не требуют растворителя или другой неполярной жидкости. В результате буровые растворы могут иметь более высокую емкость по отношению к добавкам неполярных текучих сред и/или к маслянистой текучей среде.

Пригодные для использования добавки могут включать смазывающие вещества, которые могут включать синтетическую текучую среду, включая, но необязательно ограничиваясь этим, текучие среды на основе сложных эфиров, парафины, изомеризованные олефины, минеральные масла и любое их сочетание.

Необязательно буровые растворы могут содержать дополнительные добавки, такие как агенты для контроля потери текучих сред, деградируемые агенты против потери текучих сред, вспенивающие агенты, утяжеляющие агенты, стабилизаторы эмульсий, агенты антифризы, дестабилизаторы эмульсий, биоциды, альгициды, добавки для контроля рН, поглотители кислорода, стабилизаторы глин, утяжеляющие агенты и тому подобное или любую другую добавку, которая не влияет отрицательно на буровой раствор. В некоторых вариантах осуществления необязательные добавки могут включаться в буровой раствор для вскрытия пласта в количестве, находящемся в пределах примерно от 0,001 примерно до 10 мас.% от композиции бурового раствора для вскрытия пласта. Специалист в данной области, имея преимущество от настоящего описания, заметит, что совместимость любой данной добавки должна исследоваться, чтобы быть уверенным в том, что она не будет отрицательно влиять на рабочие характеристики объеденной эмульсии агентов.

В одном из вариантов осуществления буровой раствор может содержать агент для контроля потери текучих сред для сведения к минимуму потери бурового раствора в подземной формации. Пригодные для использования агенты для контроля потери текучих сред могут включать, но не ограничиваясь этим, карбонат кальция, железный блеск, ильменит, тетроксид магния, оксид марганца, карбонат железа, оксид магния, сульфат бария и их смеси. Дополнительные пригодные для использования агенты для контроля потери текучих сред могут содержать калиброванные соли. Эти калиброванные соли могут растворяться с помощью недонасыщенной воды, по желанию. Пригодные для использования соли могут включать, но не ограничиваясь этим, №С1. КС1, ЫаВг, КВг, НСООК, НСООЫа, СаС1, СаВг₂, ΖηΒτ₂ и их сочетания. Агент для контроля потери текучих сред, как правило, содержит частицы, которые могут иметь разнообразные индивидуальные размеры. Вообще говоря, распределение размеров частиц агента для контроля потери текучих сред должно быть достаточным для перекрытия и герметизации желаемых отверстий в скважине. Например, если должны перекрываться поровые каналы (то есть очень малые отверстия) в части подземной формации, тогда было бы выгодным использовать агент для контроля потери текучих сред с меньшим распределением размеров частиц. Соответствующее распределение размеров для этого типа применения должно находиться в пределах примерно от 0,1 примерно до 200 мкм.

В некоторых вариантах осуществления буровые растворы, используемые в настоящем изобретении, могут содержать деградируемый агент для контроля потери текучих сред. Деградируемые агенты для контроля потери текучих сред используют, чтобы среди прочих вещей контролировать утечку в формацию. Соответствующие деградируемые агенты для контроля потери текучих сред, как правило, содержат деградируемые полимеры, включая, но не ограничиваясь этим, полисахариды, хитины, хитозаны, протеины, сложные алифатические полиэфиры, поли(лактиды), поли(гликолиды), поли(е-капролактоны), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), алифатические поликарбонаты, сложные поли(ортоэфиры), поли(аминокислоты), поли(этиленоксиды), полифосфазены и их смеси. В других вариантах осуществления буровой раствор может содержать деградируемые частицы гидратируемого геля, которые могут разрушаться с помощью разжижителей геля или посредством изменения рН; соответствующие деградируемые частицы гидратируемого геля описаны в патенте США № 5680900, который включается в настоящий документ в качестве ссылки во всей его полноте.

В некоторых вариантах осуществления буровой раствор может дополнительно содержать вспенивающий агент. Как используется в настоящем документе, термин "вспененный" также относится к перемешанным жидкостям. В определенных вариантах осуществления может быть желательным уменьшение количества водной текучей среды, которая необходима в буровом растворе (например, в чувствительных к воде подземных формациях). Для вспенивания буровых растворов по настоящему изобретению можно использовать различные газы, включая, но не ограничиваясь этим, азот, диоксид углерода, воздух, метан и их смеси. Специалист в данной области, имея преимущества от настоящего описания, сможет выбрать соответствующий газ, который можно использовать для вспенивания буровых растворов для вскрытия пласта по настоящему изобретению. Соответствующие поверхностно-активные вещества для вспенивающих агентов могут включать, но не ограничиваясь этим, бетаины, оксиды аминов, сульфонаты сложного метилового эфира, алкиламидобетаины, такие как кокоамидопропилбетаин, альфа- 5 030247

олефинсульфонат, триметилталловаммоний хлорид, С₈-С₂₂ алкилэтоксилатсульфат и триметилкокоаммоний хлорид. Другие пригодные для использования вспенивающие агенты и агенты для стабилизирования пен также могут включаться, они будут известны специалистам в данной области, имеющим преимущества от настоящего описания.

В некоторых вариантах осуществления буровой раствор, используемый в настоящем изобретении, может дополнительно содержать утяжеляющий агент. Утяжеляющие агенты используются, чтобы среди прочих вещей увеличить плотность текучей среды и тем самым повлиять на гидростатическое давление, оказываемое со стороны текучей среды. Примеры пригодных для использования утяжеляющих агентов включают, но не ограничиваясь этим, хлорид калия, хлорид натрия, бромид натрия, хлорид кальция, бромид кальция, хлорид аммония, бромид цинка, формиат цинка, оксид цинка и их смеси.

В одном из вариантов осуществления буровой раствор может содержать агент антифриз для понижения температуры замерзания бурового раствора. Другие добавки могут быть пригодными для использования, а также могут быть известны специалистам в данной области, имеющим преимущества от настоящего описания.

В одном из вариантов осуществления буровые растворы могут быть получены с использованием любого способа, известного специалистам в данной области. Один из пригодных для использования способов может включать объединение водной текучей среды и поверхностно-активного вещества для получения микроэмульсии с образованием бурового раствора. Затем любые необязательные добавки могут быть добавлены к буровому раствору перед введением текучей среды в подземную формацию.

Буровые растворы можно использовать для бурения в любой части подземной формации, включая, но не ограничиваясь этим, продуктивную зону вдоль скважины. В одном из вариантов осуществления способ бурения скважины через подземную формацию включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду и поверхностно-активное вещество, для получения микроэмульсии, и использование бурового раствора для бурения по меньшей мере части скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора, где поверхностноактивное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию вместе с маслянистой текучей средой внутри скважины. В одном из вариантов осуществления буровой раствор можно использовать для бурения по меньшей мере части скважины в продуктивной зоне подземной формации.

В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере часть маслянистой текучей среды может представлять собой тяжелые углеводороды, такие как битум или асфальтен. В этих вариантах осуществления буровой раствор может помочь при удалении по меньшей мере части тяжелых углеводородов из подземной формации. Как правило, тяжелые углеводороды имеют тенденцию к образованию отложений на обсадке и/или на добывающем оборудовании во время бурения и работы скважины. Хотя и не имея желания ограничиваться теорией, авторы предполагают, что образование микроэмульсии с помощью маслянистой текучей среды, содержащей тяжелые углеводороды, может ограничить или предотвратить образование отложений тяжелых углеводородов, поскольку инкапсулирование маслянистой текучей среды может ограничить или предотвратить ее контакт со стенками скважины и/или любым технологическим оборудованием.

В одном из вариантов осуществления способ бурения скважины через подземную формацию включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы; поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; неполярную текучую среду; и бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, вместе с неполярной текучей средой.

В одном из вариантов осуществления буровой раствор, описанный в настоящем документе, можно использовать для изменения смачиваемости глинистой корки и/или подземной формации. Когда глинистая корка и/или стенка коллектора смачивается нефтью, могут возникнуть проблемы с совместимостью для определенных операций заканчивания, таких как нагнетание воды и гравийная засыпка. Посредством изменения смачиваемости глинистой корки и/или стенки коллектора, чтобы сделать их более смачиваемыми водой, глинистую корку можно сделать более совместимой с нагнетаемой водой и с текучими средами носителями гравийной засыпки на основе солевого раствора. В дополнение к этому смачиваемая водой глинистая корка может легче удаляться с помощью текучей среды для очистки на водной основе (например, текучей среды, содержащей минеральные кислоты, органические кислоты, окислительные агенты, водорастворимые ферменты и генераторы кислот ίη Ди), если это необходимо.

В одном из вариантов осуществления способ бурения скважины через подземную формацию включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы, поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии и бурение скважины в подземной формации. В одном из вариантов осуществления буровой раствор увеличивает смачиваемость водой для подземной формации посредством вступления в контакт с подземной формацией во время бурения. В другом варианте осуществления буровой раствор также содержит агент для контроля потери текучих сред, этот агент для контроля потери текучих сред образует слой, расположенный на подземной формации, и смачиваемость водой агента для контроля потери текучих сред увеличивается.

- 6 030247

Водяной блок, как правило, относится к состоянию, вызываемому увеличением насыщенности водой в области вблизи скважины. Водяной блок может образовываться, когда область вблизи скважины экспонируется для относительно большого объема фильтрата из бурового раствора. Повышенное присутствие воды может вызывать набухание любой глины, присутствующей в формации, и вызывать уменьшение проницаемости, и/или вода может собираться в поровых каналах, приводя к уменьшению проницаемости из-за увеличения капиллярного давления и когезивных сил. Подобным же образом нефтяной блок, как правило, относится к состоянию, при котором повышенное количество нефти насыщает область вблизи скважины. Благодаря смачиваемости подземной формации и возникающему в результате капиллярному давлению нефть может уменьшить проницаемость подземной формации для протекания текучих сред, включая нефть и воду. В одном из вариантов осуществления технологические текучие среды и способы, описанные в настоящем документе, можно использовать для удаления водяного или нефтяного блока посредством удаления по меньшей мере части воды и/или нефти в области вблизи скважины и/или посредством изменения смачиваемости подземной формации. Это может прямо или косвенно приводить к уменьшению капиллярного давления в порах формации.

Уменьшение капиллярного давления может приводить к увеличению скорости дренирования воды и/или нефти. Как будет очевидно, улучшение скоростей дренирования воды должно сделать возможным уменьшение существующих водяных блоков, а также уменьшение образования водяных блоков.

В одном из вариантов осуществления способ бурения скважины через подземную формацию включает получение бурового раствора, содержащего водную текучую среду основы; и поверхностноактивного вещества для получения микроэмульсии; и бурение скважины в подземной формации, которая содержит поровые каналы; и предоставление возможности поверхностно-активному веществу для удаления по меньшей мере части нефтяного блока и/или водяного блока из поровых каналов.

Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения приводятся следующие далее примеры определенных аспектов некоторых вариантов осуществления. Следующие далее примеры никоим образом не должны читаться как ограничивающие или определяющие рамки настоящего изобретения.

Пример 1.

Для демонстрации восстановления продуктивности и других свойств буровых растворов по настоящему изобретению три образца, отмеченные как образцы 1-3, приготавливают и исследуют, используя для измерения восстанавливаемой продуктивности керн из песчаника. В образцах ЛЕЭЛСГОЕ® С представляет собой биоцид, коммерчески доступный от НаШЪиПоп Епегду Зегуюез, 1пс., Нои^оп, Техаз, ΟΧΥΟΟΝ представляет собой соль органической кислоты, используемую в качестве поглотителя кислорода, и СБЗ-511 представляет собой поверхностно-активное вещество на основе сложных эфиров, коммерчески доступное от НаШЪиПоп Епегду Зегуюез, 1пс., Ноиз1оп, Техаз. Образцы приготавливают в соответствии с препаратами, показанными в табл. 1. В смесь включают смесь лауриламидопропилбетаина и бутанола при молярном отношении примерно 1:5,5.

Таблица 1

Препараты образцов

Компонент	Образец 1 \| Образец 2 \| Образец 3
Водная текучая среда основы
Вода (баррель, м³)	Остаток для получения 0, 99 барреля (0,12 м³) в целом	0, 904 (0, 11 м³)	0,868 (0, 10 м³)
ЫаВг (фунт, кг)			105, 3 (47,76)
КС1 (фунт, кг)		42,4 (19,2)	26,3 (11,9)
ЫаС1 (фунт, кг)		43,4 (19,7)	26,3 (11,9)
ЫаНСОз (мг/л)	285
СаС1₂'2Н₂О (мг/л)	1246
МдС1₂'2Н₂О (мг/л)	6, 174
Ыа₂ЗО₄ (мг/л)	4,551
КС1 (мг/л)	147
ЫаС1 (мг/л)	3, 990
Добавки
АЪОАСЮЕ С (фунт, кг)	0,25 (0,11)	0,25 (0,11)	0,25 (0,11)
ΟΧΥΟΟΝ (фунт, кг)	0,3 (0,14)	0,1 (0,05)	0,1 (0,05)
Лауриламидопропилбетаин и бутанол (баррель, м³)	0, 005 (6х10_⁴ м³)	0, 005 (6х10_⁴ м³)	0, 005 (6х10_⁴ м³)
СЕЗ-511 (баррель, м³)	0, 005 (6х10^ч м³)	0, 005 (6х10^ч м³)	0, 005 (6х10^ч м³)

- 7 030247

Образцы исследуют в соответствии со следующей процедурой. Керн песчаника Вегеа насыщают в вакууме, используя синтетическую воду из формации Л/еп. Синтетическая вода из формации Л/еп имеет содержание солей, как показано в табл. 2.

Таблица 2

Концентрации солей в синтетической воде формации

Керн загружают в герметичный измеритель проницаемости, и давление повышают до 1000 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв. дюйм, 6895 кПа). Измеритель проницаемости делает возможным протекание через керн в двух направлениях, первое направление определяется как направление обработки, а противоположное направление определяется как направление добычи. Керн нагревают до 158°Т (70°С) и прикладывают обратное давление 500 фунт/кв. дюйм (3447 кПа). 8ОТТКОЬ® (нелетучий изопарафин, доступный от Сйеугоп РЫШрз Сйеш1еа1 Сотрапу Ь.Р., ШооШапбз. Техаз) протекает через керн при постоянной скорости 2 мл/мин в направлении добычи до тех пор, пока не будут наблюдаться стабильный перепад давлений и стабильная проницаемость. За начальную проницаемость керна принимают это значение. Затем примерно 10 объемов пор образца 1 проходит через керн в направлении нагнетания. Затем 8ОТТКОЬ® получает возможность для протекания через керн в направлении добычи, и измеряют восстановленную проницаемость. Это значение используют для вычисления восстанавливаемой продуктивности керна.

По меньшей мере примерно 10 объемов пор синтетической воды из формации Л/еп используют для протекания через керн в направлении добычи, чтобы помочь возвратить керн в его начальное состояние. Процесс повторяют, начиная от протекания 8ОТТКОЬ® через керн при скорости 2 мл/мин в направлении добычи для измерения начальной проницаемости, чтобы измерить результаты для образцов 2 и 3. После измерений на всех образцах 8ОТТКОЬ® получает возможность для протекания через керн в направлении добычи. Измерения осуществляют с использованием того же керна. Восстанавливаемую продуктивность измеряют как восстанавливаемую продуктивность, когда 8ОТТКОЬ® получает возможность для нового протекания через керн в направлении добычи и когда синтетическая вода из формации получает возможность опять протекать через керн в направлении добычи. Результаты для восстанавливаемой продуктивности показаны в табл. 3.

Таблица 3

Результаты для восстанавливаемой продуктивности

Образец	Восстанавливаемая продуктивность при обратном протекании ЗОЬТНОЬ®	Восстанавливаемая продуктивность при обратном протекании синтетической воды из формации
Образец 1	136%	128%
Образец 2	135%	102%
Образец 3	100%	107%

На основе этих результатов можно увидеть, что восстанавливаемая продуктивность составляет больше 100% как для обратного протекания 8ОТТКОЬ®, так и для обратного протекания синтетической воды из формации. В одном из вариантов осуществления восстанавливаемая продуктивность измерялась бы с использованием значений, полученных при протекании воды из формации через формацию, что лучше всего моделировалось бы с помощью значения для обратного протекания синтетической воды из формации.

Сравнительные примеры приготавливают без добавки для получения микроэмульсии (т.е. это идентичные образцы без добавки лауриламидопропилбетайна и бутанола). Эти образцы показывают восстанавливаемые продуктивности в пределах между 35 и 75%. Специалисту в данной области должно быть очевидным, что использование бурового раствора в соответствии с настоящим изобретением дает возможность для улучшения восстанавливаемой продуктивности по сравнению с обычными буровыми растворами.

Пример 2.

Разнообразные упаковки поверхностно-активных веществ исследуют в сравнении со сравнительными текучими средами для обработки с растворителями/поверхностно-активными веществами с использованием кернов с проницаемостью 150 мкД из песчаника СгаЬ Огейагб в соответствии с процеду- 8 030247

рой, описанной в примере 1 выше. Образцы обозначают как образцы 4-10. Образцы, содержащие поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии в соответствии с настоящим изобретением, включают образец 4, содержащий дециламинооксид и октилпирролидон, образец 5, содержащий додециламинбетаин и бутанол, и образец 6, содержащий додециламинооксид. Сравнительные образцы включают образец 7, содержащий сочетание эмульгированный терпен/поверхностно-активное вещество, такое как сочетание терпена и этоксилированного спирта, которое доступно как СазРегш 1000^8М, доступное от НаШЪиЛоп Епегду Зегуюез, 1пс., Ноиз^оп, Техаз; образец 8, содержащий терпеновый растворитель, и поверхностно-активное вещество, которое доступно как МА-844, доступное от НаШЪиЛоп Епегду Зегуюез, 1пс., Ноиз^оп, Техаз; образец 9, содержащий только солевой раствор хлорида калия; и образец 10, содержащий традиционное амфотерное поверхностно-активное вещество (талловамидопропилбетаин). Полученные восстанавливаемые продуктивности показаны в табл. 4.

Таблица 4

Результаты для восстанавливаемой продуктивно сти

Образец	Восстанавливаемая продуктивность
Образец 4	80%
Образец 5	100%
Образец б	100%
Образец 7	60%
Образец 8	40%
Образец 9	30%
Образец 10	20%

Следовательно, настоящее изобретение хорошо адаптировано для получения рассматриваемых результатов и преимуществ, а также результатов и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются только иллюстративными, и настоящее изобретение может модифицироваться и осуществляться другими, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области, имеющих преимущество от концепции настоящего документа. Кроме того, не предполагается никаких ограничений относительно деталей конструкции или дизайна, показанных в настоящем документе, кроме тех, которые описываются ниже в формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, описанные выше, могут изменяться, объединяться или модифицироваться, и все такие варианты считаются включенными в рамки настоящего изобретения. Хотя композиции и способы описаны в таких терминах как "содержащие", "содержащие" или "включающие", различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также "состоять, по существу, из" или "состоять из" различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на некоторую величину. Когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно описывается любое число и любой включенный диапазон, попадающие в этот диапазон. В частности, любой диапазон значений (в форме "примерно от а примерно до Ъ", или эквивалентно "приблизительно от а до Ъ", или эквивалентно "приблизительно аЪ"), описанный в настоящем документе, должен пониматься как включающий любое число и диапазон, охватываемые более широким диапазоном значений. Также термины в формуле изобретения имеют их обычное ординарное значение, если только заявитель не определяет иного в явном виде и четко. Кроме того, как используется в формуле изобретения единственное число, как определено в настоящем документе, должно означать один или несколько элементов, которые оно представляет. Если имеется какоелибо противоречие при использовании слова или термина в настоящем описании и в одном или нескольких патентных или иных документах, которые могут включаться в настоящий документ в качестве ссылок, должны приниматься определения, которые совместимы с настоящим описанием.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ бурения скважины в подземной формации, включающий получение бурового раствора, содержащего

водную текучую среду;

поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии; неполярную жидкость; и

бурение скважины в подземной формации, содержащей маслянистую текучую среду, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию с маслянистой текучей средой в скважине или где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, с неполярной жидкостью.
2. Способ бурения скважины в подземной формации, включающий получение бурового раствора, содержащего

водную текучую среду;

поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии;

- 9 030247

неполярную жидкость; и

бурение скважины в подземной формации, содержащей поровые каналы, с использованием бурового раствора, где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию с маслянистой текучей средой в скважине или где поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии образует микроэмульсию, по меньшей мере, с неполярной жидкостью.
3. Способ по п.1, в котором подземная формация имеет восстанавливаемую продуктивность больше чем приблизительно 50%.
4. Способ по п.1, в котором подземная формация имеет восстанавливаемую продуктивность больше чем приблизительно 100%.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором буровой раствор содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии, выбранное из группы, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, катионного поверхностно-активного вещества, цвиттерионного поверхностно-активного вещества и любого их сочетания.
6. Способ по п.5, в котором поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии включает по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из сложных аргининметиловых эфиров, алканоламинов, алкилендиамидов, сульфонатов сложных алкиловых эфиров, сульфонатов простых алкиловых эфиров, сульфатов простых алкиловых эфиров, алкилсульфатов щелочных металлов, алкил- или алкиларилсульфонатов, сульфосукцинатов, алкил- или алкиларилдисульфонатов, алкилдисульфатов, полипропоксилированных и/или полиэтоксилированных сульфатов спиртов, тауратов, оксидов аминов, оксидов алкиламинов, этоксилированных амидов, алкоксилированных жирных кислот, алкоксилированных спиртов, этоксилированных жирных аминов, этоксилированных алкиламинов, бетаинов, модифицированных бетаинов, алкиламидобетаинов, соединений четвертичного аммония, любого их производного и любого их сочетания.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором буровой раствор содержит неионное поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии.
8. Способ по п.7, в котором неионное поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии содержит по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилполигликозидов, сложных сорбитановых эфиров, сложных метилглюкозидных эфиров, аминэтоксилатов, диаминэтоксилатов, сложных полиглицероловых эфиров, алкилэтоксилатов, спиртов, которые являются полипропоксилированными и/или полиэтоксилированными или как то, так и другое, любого их производного и их любого сочетания.
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий вторичное поверхностно-активное вещество.
10. Способ по п.9, в котором вторичное поверхностно-активное вещество содержит по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, состоящей из спирта, гликоля, фенола, тиола, карбоксилата, сульфоната, пирролидона, любого их производного и любого их сочетания.
11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором поверхностно-активное вещество для получения микроэмульсии присутствует в буровом растворе в количестве от приблизительно 0,01 до приблизительно 20% от массы бурового раствора.
12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором бурение скважины предусматривает осуществление операции, выбранной из группы, состоящей из операции бурения, операции вскрытия пласта, операции бурения с отрицательным дифференциальным давлением и операции бурения при положительном дифференциальном давлении.
13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором буровой раствор увеличивает смачиваемость водой подземной формации.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором буровой раствор дополнительно содержит агент для контроля потери текучих сред, и где агент для контроля потери текучих сред образует слой, расположенный на подземной формации, и где буровой раствор увеличивает смачиваемость водой агента для контроля потери текучих сред.
15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором буровой раствор предотвращает образование водяного блока в подземной формации.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором неполярная жидкость содержит смазывающее вещество.
17. Способ по п.16, в котором буровой раствор предотвращает увеличение смачиваемости нефтью подземной формации смазывающего вещества.
18. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором образование микроэмульсии предотвращает образование эмульсионного блока из неполярной жидкости, маслянистой жидкости или как того, так и другого.
19. Способ по любому из пп.2 и 5-18, включающий

предоставление возможности поверхностно-активному веществу удалять нефтяной блок, водяной блок или как то, так и другое из поровых каналов.
20. Способ по п.19, в котором подземная формация имеет восстанавливаемую продуктивность

- 10 030247

больше чем приблизительно 50%.
21. Способ по п.20, в котором подземная формация имеет восстанавливаемую продуктивность больше чем приблизительно 100%.

4^)