EA032791B1

EA032791B1 - Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles

Info

Publication number: EA032791B1
Application number: EA201491980A
Authority: EA
Inventors: Карл Дж. Теймлитц; Крэйг У. Родди; Рикки Л. Ковингтон; Джайтен Чаттерджи; Д. Чэд Бреннайс
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2012-04-27
Filing date: 2013-04-26
Publication date: 2019-07-31
Also published as: MX2014012972A; WO2013163504A1; EA201491980A1; CA2870367A1; AR090782A1; MX355755B; AU2013251467A1; EP2841523A1; BR112014026544A2

Abstract

Disclosed embodiments relate to well treatment fluids and methods that utilize nano-particles. Exemplary nano-particles are selected from the group consisting of particulate nano-silica, nano-alumina, nano-zinc oxide, nano-boron, nano-iron oxide, and combinations thereof. Embodiments also relate to methods of cementing that include the use of nano-particles. An exemplary method of cementing comprises introducing a cement composition into a subterranean formation, wherein the cement composition comprises cement, water and a particulate nano-silica. Embodiments also relate to use of nano-particles in drilling fluids, completion fluids, simulation fluids, and well clean-up fluids.

Description

Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки скважин с использованием наночастиц и, более конкретно, в одном или более вариантах воплощения к композициям для цементирования скважин и/или текучим средам для заканчивания скважин, которые содержат наночастицы.The present invention relates to compositions and methods for treating wells using nanoparticles and, more specifically, in one or more embodiments, to compositions for cementing wells and / or fluids for completion of wells that contain nanoparticles.

Вообще, обработка скважин включает широкий диапазон способов, которые могут быть осуществлены в нефтяных, газовых, геотермальных и/или водяных скважинах, таких как способы бурения, заканчивания и капитального ремонта (реконструкции) скважин. Способы бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин могут включать, но не ограничиваясь ими, способы бурения, гидроразрыва, кислотной обработки, каротажа, цементирования, установки гравийных фильтров, перфорирования и вытеснения (охвата). Многие из указанных видов обработки скважин предназначены для повышения и/или облегчения добычи желательных флюидов из подземной скважины.In general, well treatment includes a wide range of methods that can be implemented in oil, gas, geothermal and / or water wells, such as methods for drilling, completion and workover (reconstruction) of wells. Methods of drilling, completion and workover may include, but are not limited to, methods of drilling, fracturing, acid treatment, logging, cementing, installing gravel filters, punching and extrusion (coverage). Many of these well treatments are designed to enhance and / or facilitate the production of desired fluids from an underground well.

В способах цементирования, таких как строительство скважин и вторичное цементирование, широко используют композиции для цементирования скважин. Например, при строительстве поземных скважин может быть применено введение в ствол скважины колонны труб (например, колонны обсадных труб или хвостовика) и цементирование на месте с использованием цементной композиции. Процесс цементирования колонны труб на месте повсеместно именуют первичным цементированием. В типичном способе первичного цементирования цементная композиция может быть закачана в кольцевое пространство между стеками ствола скважины и наружной поверхностью расположенной в нем колонны труб. В этом кольцевом пространстве цементная композиция схватывается, тем самым образуя трубчатую оболочку из затвердевшего, практически непроницаемого цемента, которая поддерживает и позиционирует колонну труб в стволе скважины и связывает наружную поверхность колонны труб с подземным пластом. Среди прочего, трубчатая оболочка из схватившегося цемента, окружающая колонну труб, выполняет функцию предотвращения миграции флюидов в этом кольцевом пространстве, а также защищает колонну труб от коррозии. Цементные композиции также могут быть использованы в способах вторичного цементирования, таких как цементирование под давлением и постановка цементных пробок.In cementing methods, such as well construction and secondary cementing, compositions for cementing wells are widely used. For example, in the construction of underground wells, a pipe string (for example, a casing string or liner) and cementing in situ using a cement composition can be applied to the wellbore. The process of cementing a pipe string in place is commonly referred to as primary cementing. In a typical primary cementing method, the cement composition may be pumped into the annular space between the stacks of the wellbore and the outer surface of the pipe string located therein. In this annular space, the cement composition sets, thereby forming a tubular shell of hardened, practically impermeable cement, which supports and positions the pipe string in the wellbore and connects the outer surface of the pipe string to the subterranean formation. Among other things, the tubular casing made of set cement surrounding the pipe string performs the function of preventing fluid migration in this annular space and also protects the pipe string from corrosion. Cement compositions can also be used in secondary cementing processes, such as pressure cementing and cement plugging.

В процессе работы трубчатая оболочка из цемента, образованная между стволом скважины и колонной труб, часто претерпевает структурные нарушения из-за движений труб, вызывающих появление напряжения сдвига в схватившемся цементе. Такие напряженные состояния, как правило, являются результатом относительно высоких давлений и/или температур текучей среды внутри зацементированной колонны труб в процессе испытания, перфорации, нагнетания текучих сред или добычи флюида. Например, такое напряжение может возникать в скважинах, подвергаемых интенсификации добычи при помощи пара или добычу горячих пластовых флюидов из высокотемпературных пластов. Высокое внутреннее давление и/или температура в трубе может стать причиной расширения колонны труб и в радиальном, и в продольном направлении, из-за чего в цементной трубчатой оболочке возникают напряжения, нарушающие сцепление цемента с наружной поверхностью трубы или стенками ствола скважины, или и с тем, и с другим, и поэтому создаются условия для утечки пластовых флюидов и т.п. Следовательно, может оказаться желательным, чтобы цементная композиция, используемая для цементирования колонн труб в стволах скважин, после схватывания развивала большую прочность и обладала достаточной способностью к упругой деформации (например, эластичностью и пластичностью), чтобы сопротивляться потере сцепления цемента с наружной поверхностью трубы или стенками ствола скважины, или и с тем, и с другим. Кроме того, может оказаться желательным, чтобы цементная композиция могла противостоять растрескиванию и/или раскрашиванию, которое может стать результатом воздействия других сил на цементную оболочку. Например, может оказаться желательным, чтобы цементная оболочка обладала такими структурными характеристиками, при которых ее структурная целостность предохранялась бы под действием сил, связанных со сдвигом пластов, давлением вышележащих пород, осадкой породы, тектоническим оползанием, движениями труб, толчками и ударами из-за последующего бурения и других скважинных операций.In the process, a tubular casing made of cement formed between the wellbore and the string of pipes often undergoes structural disturbances due to pipe movements causing shear stress in the set cement. Such stress conditions are typically the result of relatively high pressures and / or temperatures of the fluid inside the cemented pipe string during testing, perforation, injection of fluids or fluid production. For example, such stress can occur in wells subjected to steam stimulation or production of hot formation fluids from high-temperature formations. High internal pressure and / or temperature in the pipe can cause the pipe string to expand both radially and in the longitudinal direction, as a result of which stresses arise in the cement tubular sheath, which disrupt the adhesion of cement to the outer surface of the pipe or the walls of the wellbore, or with one and the other, and therefore conditions are created for leakage of formation fluids, etc. Therefore, it may be desirable for the cement composition used to cement the pipe strings in the well bores to develop greater strength after setting and to have sufficient resilience (eg, elasticity and ductility) to resist loss of cement adhesion to the pipe outer surface or walls wellbore, or both. In addition, it may be desirable that the cement composition can withstand cracking and / or coloring, which may result from other forces acting on the cement sheath. For example, it may be desirable for a cement sheath to have structural characteristics such that its structural integrity is protected by forces associated with shear, overburden pressure, rock sediment, tectonic creep, pipe movements, shocks and impacts due to subsequent drilling and other downhole operations.

Помимо включения компонентов, улучшающих механические свойства цемента, для ряда способов цементирования также может оказаться желательным включение в цементные композиции одного или более ускорителей схватывания с целью противодействия влиянию определенных составляющих и/или характеристик окружающей среды, которые слишком увеличивают время схватывания. Например, среди прочего, низкие температуры и добавки в цемент (например, понизители водоотдачи и диспергаторы) могут вызвать или способствовать избыточному увеличению времени схватывания цементной композиции.In addition to incorporating components that improve the mechanical properties of cement, it may also be desirable for a number of cementing methods to incorporate one or more setting accelerators into the cement compositions in order to counteract the influence of certain components and / or environmental characteristics that increase the setting time too much. For example, among other things, low temperatures and cement additives (e.g., fluid loss reducers and dispersants) can cause or contribute to an excessive increase in setting time of the cement composition.

Следовательно, в определенных ситуациях может оказаться желательным уменьшить время схватывания путем включения в цементную композицию ускорителя схватывания. То есть ускоритель схватывания может быть включен в состав цементной композиции для противодействия компонентам этой цементной композиции или условиям среды, окружающей цементную композицию, которые вызывают избыточное время схватывания.Therefore, in certain situations, it may be desirable to reduce the setting time by incorporating a setting accelerator into the cement composition. That is, the setting accelerator may be included in the cement composition to counteract the components of this cement composition or environmental conditions surrounding the cement composition that cause excessive setting time.

Текучие среды для заканчивания скважин представляют собой другой тип текучих сред, которые могут быть применены при обработке скважин. Текучая среда для заканчивания (также иногда называемая раствором для заканчивания скважины), как правило, представляет собой жидкость без твердой фаWell completion fluids are another type of fluid that can be used in well treatment. Completion fluid (also sometimes referred to as a completion fluid) is typically a liquid without solid phase

- 1 032791 зы, используемую, отчасти, для регулирования давления в скважине во время заканчивания скважины. Текучую среду для заканчивания обычно помещают в ствол скважины после бурения, но до начала добычи с целью облегчения заканчивания скважины, которое, как правило, включает подготовку забоя ствола скважины в соответствии с необходимыми нормативами, спуск в скважину эксплуатационной насосно-компрессорной колонны и соответствующего забойного оборудования и, необязательно, осуществление, если нужно, операций по интенсификации добычи. Текучая среда для заканчивания должна в общем быть химически совместима с породой-коллектором и флюидом и не должна нарушать проницаемость пласта или другого оборудования, размещенного в стволе скважины, такого как скважинные фильтры. Чтобы избежать такого нарушения, текучую среду для заканчивания обычно тщательно фильтруют, чтобы удалить любые твердые вещества, которые могли бы быть занесены в нижнюю часть ствола скважины или забойное оборудование.- 1,032,791 PS, used, in part, to regulate well pressure during well completion. The completion fluid is usually placed in the wellbore after drilling, but before production, in order to facilitate completion of the well, which typically involves preparing the bottom of the well in accordance with the required standards, lowering the production tubing string and associated downhole equipment into the well and, optionally, the implementation, if necessary, of operations to intensify production. The completion fluid should generally be chemically compatible with the reservoir rock and fluid and should not interfere with the permeability of the formation or other equipment located in the wellbore, such as wellbore filters. To avoid such a disturbance, the completion fluid is usually carefully filtered to remove any solids that could be carried into the bottom of the wellbore or downhole equipment.

До сих пор в качестве текучих сред для заканчивания обычно использовали растворы солей, таких как хлориды, бромиды и формиаты. Однако эти растворы солей металлов могут быть дорогими, коррозионными и непростыми в обращении. Например, в большинстве случаев, растворы солей могут проявлять тенденцию к коррозии и повреждению забойного оборудования, особенно такого чувствительного по своей природе, как скважинные фильтры. Растворы солей также могут вызывать нежелательные реакции осаждения, в результате которых может нарушаться проницаемость продуктивного пласта. Кроме того, утилизация соляных растворов может быть сопряжена с трудностями и большими расходами, особенно на тех участках, где природоохранным законодательством запрещается размещение для захоронения хлоридов и других ионов в высоких концентрациях.So far, solutions of salts such as chlorides, bromides and formates have been commonly used as completion fluids. However, these metal salt solutions can be expensive, corrosive, and difficult to handle. For example, in most cases, salt solutions can tend to corrode and damage downhole equipment, especially as sensitive in nature as well filters. Salt solutions can also cause unwanted precipitation reactions, which can interfere with the permeability of the reservoir. In addition, the disposal of salt solutions can be difficult and expensive, especially in those areas where environmental legislation prohibits the placement of chlorides and other ions in high concentrations for disposal.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Одним вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц в состав текучей среды для заканчивания; и использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины.One embodiment of the present invention provides a method for completing a well, the method comprising incorporating nanoparticles into a completion fluid; and using this completion fluid when completing the well.

Другим вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий обеспечение текучей среды для заканчивания, содержащей наночастицы; и введение этой текучей среды для заканчивания в ствол скважины.Another embodiment of the present invention provides a method for completing a well, comprising: providing a completion fluid containing nanoparticles; and introducing this completion fluid into the wellbore.

Другим вариантом воплощения настоящего изобретения предлагается способ заканчивания скважины, включающий включение наночастиц, имеющих размер частицы от примерно 1 до примерно 100 нм, в состав текучей среды для заканчивания, при этом наночастицы включают по меньшей мере одну наночастицу, выбранную из группы, состоящей из нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа, нанооксида кремния и любого их сочетания; и использование этой текучей среды для заканчивания при заканчивании скважины.Another embodiment of the present invention provides a method for completing a well, comprising incorporating nanoparticles having a particle size of from about 1 to about 100 nm in the composition of the completion fluid, wherein the nanoparticles comprise at least one nanoparticle selected from the group consisting of nano alumina , zinc nanooxide, nanoboron, iron nanooxide, silicon nanooxide, and any combination thereof; and using this completion fluid when completing the well.

Признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидны специалистам в данной области по прочтении нижеследующего описания конкретных вариантов воплощения.The features and advantages of the present invention will become apparent to those skilled in the art upon reading the following description of specific embodiments.

Описание конкретных вариантов воплощенияDescription of specific embodiments

Варианты воплощения цементной композицииEmbodiments of the Cement Composition

Примерный вариант воплощения цементных композиций по настоящему изобретению включает цемент, воду и наночастицы оксида кремния. Специалистам в данной области будет ясно, что примерные цементные композиции, вообще, должны обладать плотностью, подходящей для определенного применения. Например, цементная композиция может обладать плотностью в диапазоне от примерно 4 фунтов на галлон (lb/gal) до примерно 20 фунтов на галлон. В примерных вариантах воплощения цементные композиции могут обладать плотностью в диапазоне от примерно 8 до примерно 17 фунтов на галлон. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут быть вспененными или невспененными или могут включать другие средства снижения их плотности, такие как полые микросферы, эластичные бусины с низкой плотностью или другие снижающие плотность добавки, известные в данной области. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежащую плотность для конкретного применения.An exemplary embodiment of the cement compositions of the present invention includes cement, water, and silica nanoparticles. It will be clear to those skilled in the art that exemplary cementitious compositions should generally have a density suitable for a particular application. For example, a cement composition may have a density in the range of from about 4 pounds per gallon (lb / gal) to about 20 pounds per gallon. In exemplary embodiments, the cementitious compositions may have a density in the range of about 8 to about 17 pounds per gallon. Exemplary embodiments of cementitious compositions may be foamed or non-foamed, or may include other means of reducing their density, such as hollow microspheres, low density elastic beads, or other density reducing additives known in the art. Specialists in this field, thanks to the present description, will be able to determine the appropriate density for a particular application.

Примерные варианты воплощения цементных композиций по настоящему изобретению включают цемент. В соответствии с примерными вариантами воплощения настоящего изобретения может быть использован любой из множества разных цементов, пригодных для применения в операциях подземного цементирования. Подходящие примеры включают гидравлические цементы, которые содержат кальций, алюминий, кремний, кислород и/или серу, схватываются и затвердевают вследствие реакции с водой. К таким гидравлическим цементам относятся, помимо прочего, портланд-цементы, пуццолановые цементы, гипсовые цементы, цементы с высоким содержанием оксида алюминия, шлаковые цементы, кремнеземистые цементы и их сочетания. В определенных вариантах воплощения гидравлический цемент моExemplary embodiments of the cement compositions of the present invention include cement. In accordance with exemplary embodiments of the present invention, any of a variety of different cements suitable for use in underground cementing operations may be used. Suitable examples include hydraulic cements that contain calcium, aluminum, silicon, oxygen and / or sulfur, set and harden as a result of reaction with water. Such hydraulic cements include, but are not limited to, Portland cements, pozzolanic cements, gypsum cements, high alumina cements, slag cements, silica cements, and combinations thereof. In certain embodiments, hydraulic cement may

- 2 032791 жет включать портланд-цемент. Портланд-цементы, которые могут быть пригодны для использования в примерных вариантах воплощения настоящего изобретения, в соответствии с классификацией Американского института нефти подразделяют на классы А, С, Н и G (API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990).- 2,032,791 can include Portland cement. Portland cements, which may be suitable for use in exemplary embodiments of the present invention, are classified according to the classification of the American Petroleum Institute into classes A, C, H and G (API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10, Fifth Ed., July 1, 1990).

Вода, используемая в примерных вариантах воплощения цементных композиций по настоящему изобретению, может представлять собой пресную воду или соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей, морскую воду, растворы солей, насыщенную соленую воду и т.д.). Вообще, вода может присутствовать в количестве, достаточном для образования поддающейся насосной перекачке пульпы. В примерных вариантах воплощения вода может присутствовать в цементных композициях в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 33 до примерно 200% от веса цемента в пересчете на сухой вес (bwoc). В примерных вариантах воплощения вода может присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 35 до примерно 70% bwoc.The water used in exemplary embodiments of the cement compositions of the present invention may be fresh water or salt water (for example, water containing one or more salts dissolved therein, sea water, salt solutions, saturated salt water, etc.) . In general, water may be present in an amount sufficient to form a pumpable pumping pulp. In exemplary embodiments, water may be present in the cement compositions in an amount ranging from about 33 to about 200% by weight of cement, calculated on dry weight (bwoc). In exemplary embodiments, water may be present in an amount ranging from about 35 to about 70% bwoc.

Кроме того, примерные варианты воплощения цементных композиций содержат нанооксид кремния. Этот нанооксид кремния может быть описан как наночастицы оксида кремния. То есть нанооксид кремния по своей природе может представлять собой частицы, а не, например, коллоидный оксид кремния или суспензию оксида кремния в растворе. Так, в одном варианте воплощения наночастицы оксида кремния могут быть добавлены в цементную композицию в виде сухого порошка нанооксида кремния. Вообще, наночастицы оксида кремния могут быть определены как нанооксид кремния с размером частицы, меньшим или равным примерно 100 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 1 до примерно 100 нм (от примерно 1 х 10^-9 до примерно 100х10^-9 м). В определенных примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут иметь размер, меньший или равный примерно 50 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 5 до примерно 50 нм. В других примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут иметь размер, меньший или равный примерно 30 нм. Например, наночастицы оксида кремния могут иметь размер в диапазоне от примерно 5 до примерно 30 нм. Однако следует отметить, что в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения наночастицы оксида кремния могут быть использованы в сочетании с частицами оксида кремния разных размеров. Например, некоторое число частиц оксида кремния с размером частиц более 100 нм может быть включено в цементную композицию в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения.In addition, exemplary embodiments of cement compositions contain silicon nanooxide. This silicon nanooxide can be described as silicon oxide nanoparticles. That is, silicon nano oxide in nature can be particles, and not, for example, colloidal silicon oxide or a suspension of silicon oxide in solution. Thus, in one embodiment, the silica nanoparticles can be added to the cement composition in the form of a dry powder of silicon nanooxide. In general, silicon oxide nanoparticles can be defined as silicon nanooxide with a particle size of less than or equal to about 100 nm. For example, silica nanoparticles can have a size ranging from about 1 to about 100 nm (about 1 x 10 ^-9 to about 100x10 ^-9 meters). In certain exemplary embodiments, the silica nanoparticles may have a size less than or equal to about 50 nm. For example, silica nanoparticles can have a size in the range of from about 5 to about 50 nm. In other exemplary embodiments, the silica nanoparticles may have a size less than or equal to about 30 nm. For example, silica nanoparticles can have a size in the range of from about 5 to about 30 nm. However, it should be noted that, in accordance with embodiments of the present invention, silica nanoparticles can be used in combination with silica particles of different sizes. For example, a number of silica particles with a particle size greater than 100 nm may be included in a cement composition in accordance with embodiments of the present invention.

В настоящее время признано, что наночастицы оксида кремния, используемые в вариантах воплощения настоящего изобретения, которые могут включать диоксид кремния, могут оказывать влияние на определенные физические характеристики получающегося в результате цемента. Например, по сравнению с включением в состав цементного раствора коллоидного оксида кремния или более крупных частиц оксида кремния, включение в состав цементного раствора наночастиц оксида кремния может обеспечить улучшение механических свойств, таких как прочность на сжатие, прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона. Кроме этого, наночастицы оксида кремния также могут быть включены в состав цементной композиции в качестве ускорителя схватывания с целью сокращения времени схватывания получающейся в результате цементной композиции. Следовательно, цементная композиция в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может включать достаточное количество наночастиц оксида кремния с целью обеспечения желательных характеристик получающегося в результате цемента. В примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут присутствовать в цементной композиции в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 1 до примерно 25% bwoc. В примерных вариантах воплощения наночастицы оксида кремния могут присутствовать в цементной композиции в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 5 до примерно 15% bwoc.It has now been recognized that silica nanoparticles used in embodiments of the present invention, which may include silica, can affect certain physical characteristics of the resulting cement. For example, compared with the inclusion of colloidal silicon oxide or larger particles of silicon oxide in the cement mortar, the inclusion of silicon oxide nanoparticles in the cement mortar can provide improved mechanical properties, such as compressive strength, tensile strength, Young's modulus, and Poisson's ratio. In addition, silica nanoparticles can also be included in the cement composition as a setting accelerator in order to reduce the setting time of the resulting cement composition. Therefore, the cement composition in accordance with embodiments of the present invention may include a sufficient amount of silicon oxide nanoparticles to provide the desired characteristics of the resulting cement. In exemplary embodiments, the silica nanoparticles may be present in the cement composition in an amount ranging from about 1 to about 25% bwoc. In exemplary embodiments, the silica nanoparticles may be present in the cement composition in an amount ranging from about 5 to about 15% bwoc.

Другие добавки, пригодные для использования в ходе операций подземного цементирования, также могут быть введены в примерные варианты воплощения цементных композиций. Примеры таких добавок включают добавки против снижения прочности, ускорители схватывания, утяжелители, добавки для снижения веса, тяжелые добавки, материалы для борьбы с поглощением, добавки для регулирования водоотдачи, диспергаторы, пропивовспениватели, вспениватели и их сочетания. К конкретным примерам этих и других добавок относятся кристаллический оксид кремния (кремнезем), аморфный оксид кремния, соли, волокна, гидратируемые (гидрофильные) глины, остеклованный глинистый сланец, микросферы, зольная пыль, известь, латекс, тиксотропные добавки, их сочетания и т.п. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут без труда определить тип и количество добавок, применимых по конкретному назначению и для достижения желаемого результата.Other additives suitable for use during underground cementing operations can also be incorporated into exemplary embodiments of cement compositions. Examples of such additives include anti-strength additives, set accelerators, weighting agents, weight reduction additives, heavy additives, absorption control materials, fluid loss control additives, dispersants, blowing agents, blowing agents, and combinations thereof. Specific examples of these and other additives include crystalline silicon oxide (silica), amorphous silicon oxide, salts, fibers, hydratable (hydrophilic) clays, vitrified clay slate, microspheres, fly ash, lime, latex, thixotropic additives, combinations thereof, etc. P. Specialists in this field, thanks to the present description, will be able to easily determine the type and amount of additives applicable for a specific purpose and to achieve the desired result.

Как станет понятно специалистам в данной области, примерные варианты воплощения цементных композиций по настоящему изобретению могут быть использованы во множестве вариантов подземных применений, включая первичное и вторичное цементирование. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут быть введены в подземный пласт и оставлены там до схватывания. Примерные варианты воплощения цементных композиций могут включать цемент, воду и наночастицы оксида кремния. Например, в примерных вариантах воплощения первичного цементирования, цементная композиция может быть введена в пространство между подземным пластом и колонной труб, расположенной в подземном пласте. Цементная композиция может быть оставлена до схватывания в пространстве междуAs will be appreciated by those skilled in the art, exemplary embodiments of the cement compositions of the present invention can be used in a variety of underground applications, including primary and secondary cementing. Exemplary embodiments of cementitious compositions may be introduced into the subterranean formation and left there until set. Exemplary embodiments of cement compositions may include cement, water, and silica nanoparticles. For example, in exemplary embodiments of the primary cementing embodiment, the cement composition may be introduced into the space between the subterranean formation and the pipe string located in the subterranean formation. The cementitious composition may be left to set in the space between

- 3 032791 подземным пластом и колонной труб с образованием затвердевшей массы. Кроме того, в примерных вариантах воплощения вторичного цементирования цементная композиция может быть использована, например, при операциях цементирования под давлением или при постановке цементных пробок. Один или более углеводород (например, нефть, газ и т.д.) может добываться через ствол скважины, проникающей в подземный пласт.- 3 032791 underground layer and pipe string with the formation of hardened mass. In addition, in exemplary embodiments of the secondary cementing embodiment, the cement composition can be used, for example, in cementing operations under pressure or when setting cement plugs. One or more hydrocarbons (e.g., oil, gas, etc.) may be produced through a wellbore penetrating an underground formation.

Хотя предшествующее описание направлено на использование наночастиц оксида кремния, специалистам в данной области также ясно, что в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может оказаться желательным использовать другие типы наночастиц. К примерам таких наночастиц относятся нанооксид алюминия, нанооксид цинка, нанобор, нанооксид железа и их сочетания. В определенных примерных вариантах воплощения наночастицы могут быть частицами по своей природе, а не, например, коллоидными наночастицами или суспензией наночастиц в растворе. Кроме того, хотя предшествующее описание направлено на использование наночастиц оксида кремния в способах цементирования скважин, специалистам в данной области будет ясно, что данный метод также охватывает использование наночастиц в любом из множества различных видов подземной обработки. Например, наночастицы могут быть включены в состав любой из ряда текучих сред для обработки скважин, которые могут применяться при подземной обработке, включая буровые растворы, растворы для заканчивания, жидкости для интенсификации добычи и растворы для очистки скважин. В соответствии с другим вариантом воплощения наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для обработки скважин в качестве проппанта. Например, текучая среда для обработки скважин, содержащая наночастицы, может быть введена в подземный пласт под давлением, достаточным для создания или развития одной или более трещин в подземном пласте, или выше этого давления. Развитие трещины включает расширение ранее существовавшей трещины в пласте. По меньшей мере часть наночастиц может осаждаться в этих одной или более трещинах так, что при снятии давления трещины не смогут полностью сомкнуться, в результате чего образуются проводящие каналы, по которым текучие среды могут течь в ствол скважины (или из него).Although the preceding description is directed to the use of silica nanoparticles, it will also be apparent to those skilled in the art that other types of nanoparticles may be desirable in accordance with embodiments of the present invention. Examples of such nanoparticles include aluminum nanooxide, zinc nanooxide, nanoboron, iron nanooxide, and combinations thereof. In certain exemplary embodiments, the nanoparticles may be particles in nature, and not, for example, colloidal nanoparticles or a suspension of nanoparticles in solution. In addition, although the preceding description is directed to the use of silica nanoparticles in well cementing methods, it will be apparent to those skilled in the art that this method also encompasses the use of nanoparticles in any of a variety of different underground treatments. For example, nanoparticles can be included in any of a number of well treatment fluids that can be used in underground treatment, including drilling fluids, completion fluids, production enhancement fluids, and well cleaning fluids. In accordance with another embodiment, the nanoparticles may be included in the well treatment fluid as proppant. For example, a well treatment fluid containing nanoparticles can be introduced into the subterranean formation at a pressure sufficient to create or develop one or more fractures in the subterranean formation, or above this pressure. Fracture development includes the expansion of a pre-existing fracture in a formation. At least a portion of the nanoparticles can be deposited in these one or more fractures so that when the pressure is removed, the fractures cannot fully close, resulting in the formation of conductive channels through which fluids can flow into or out of the wellbore.

Помимо использования наночастиц без оболочки варианты воплощения настоящего изобретения могут включать инкапсулирование наночастиц с целью способствования транспортировке и внедрению наночастиц в текучие среды для обработки скважин (например, цементные композиции). А именно, инкапсулирование наночастиц в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения может включать заключение наночастиц внутри наружного покрытия или контейнера в дисперсной форме. Примерные способы инкапсулирования изложены в патентах США №№ 5373901, 6444316, 6527051, 6554071, 7156174 и 7204312, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.In addition to using shellless nanoparticles, embodiments of the present invention may include encapsulating nanoparticles to facilitate transport and incorporation of nanoparticles into well treatment fluids (eg, cementitious compositions). Namely, the encapsulation of nanoparticles in accordance with embodiments of the present invention may include enclosing the nanoparticles inside the outer coating or container in dispersed form. Exemplary encapsulation methods are set forth in US Pat. Nos. 5,373,901, 6,444,316, 65,27051, 6554071, 7156174 and 7204312, the corresponding description of which is incorporated herein by reference.

Различные варианты инкапсулирования могут быть применены так, чтобы наночастицы (например, наночастицы оксида кремния) были заключены в оболочку, но при этом оставались по своей природе частицами и, таким образом сохраняли соответствующее им влияние на физические свойства цементных растворов. Например, наночастицы могут быть инкапсулированы внутри мешочка, капсулы, слоя, покрытия и т.п. Кроме этого, материал, используемый для инкапсулирования наночастиц, может быть подобран так, чтобы способствовать транспортировке и/или внедрению наночастиц в текучую среду для обработки скважин. Например, для упрощения обращения с наночастицами и/или для облегчения своевременного высвобождения наночастиц инкапсулирующий материал может быть разлагаемым. Это может упростить обращение с наночастицами, позволяя включать инкапсулированные наночастицы в состав текучей среды для обработки скважин без необходимости сначала удалять инкапсулированные частицы из инкапсулирующего материала. Кроме того, инкапсулирующий материал может быть предназначен разлагаться с определенной скоростью при контакте с определенными материалами (например, водой), в результате чего наночастицы высвобождались бы в текучую среду для обработки скважины в заданное время. Примерные водорастворимые материалы, которые можно использовать для инкапсулирования наночастиц, описаны в патентах США №№ 4961790 и 5783541, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.Various encapsulation options can be applied so that the nanoparticles (for example, silicon oxide nanoparticles) are enclosed, but at the same time remain particles in nature and, thus, retain their corresponding effect on the physical properties of cement mortars. For example, nanoparticles can be encapsulated inside a pouch, capsule, layer, coating, and the like. In addition, the material used to encapsulate the nanoparticles can be selected so as to facilitate transport and / or incorporation of the nanoparticles into the well treatment fluid. For example, to facilitate the handling of nanoparticles and / or to facilitate the timely release of nanoparticles, the encapsulating material may be degradable. This can simplify the handling of nanoparticles by allowing encapsulated nanoparticles to be included in the well treatment fluid without first having to remove the encapsulated particles from the encapsulating material. In addition, the encapsulating material may be designed to decompose at a certain rate upon contact with certain materials (eg, water), as a result of which the nanoparticles would be released into the fluid to treat the well at a given time. Exemplary water-soluble materials that can be used to encapsulate nanoparticles are described in US patent No. 4961790 and 5783541, the corresponding description of which is incorporated here by reference.

В соответствии с примерными вариантами воплощения в цементных композициях по настоящему изобретению может быть по желанию применен объемный коэффициент заполнения, пригодный для конкретного варианта применения. Употребляемый здесь термин объемный коэффициент заполнения означает объем дисперсных материалов в текучей среде, деленный на общий объем текучей среды. Диапазон размеров предпочтительных дисперсных материалов, а также их соответствующие пропорции выбирают так, чтобы обеспечить максимальный объемный коэффициент заполнения с тем, чтобы текучая среда находилась в состоянии несвободного (замедленного) оседания. Известно, что в таком состоянии дисперсные материалы ведут себя коллективно как пористый твердый материал. Считается, что состояние несвободного оседания на практике соответствует намного более высокой концентрации твердого материала в текучей среде, нежели имеющаяся в некоторых традиционных цементных композициях.In accordance with exemplary embodiments, a volumetric fill factor suitable for a particular application may be applied to the cement compositions of the present invention. As used herein, the term volumetric fill factor refers to the volume of dispersed materials in a fluid divided by the total volume of the fluid. The size range of the preferred dispersed materials, as well as their respective proportions, are selected so as to provide the maximum volumetric fill factor so that the fluid is in a state of non-free (delayed) settling. It is known that in this state, dispersed materials behave collectively as a porous solid material. It is believed that the state of unfree subsidence in practice corresponds to a much higher concentration of solid material in the fluid than that found in some traditional cement compositions.

Для достижения максимального объемного коэффициента заполнения варианты воплощения настоящего изобретения могут включать сочетание по меньшей мере трех признаков. Один - использование по меньшей мере трех дисперсных материалов, причем эти по меньшей мере три дисперсных материала попадают в диапазоны размеров, разъединённых друг с другом. В некоторых вариантах воплоTo achieve maximum volumetric fill factor, embodiments of the present invention may include a combination of at least three features. One is the use of at least three dispersed materials, and these at least three dispersed materials fall into size ranges that are disconnected from each other. In some embodiments, howl

- 4 032791 щения каждый из трех дисперсных материалов может иметь разный размер частиц, выбранный из следующих диапазонов: от примерно 7 до примерно 50 нм, от примерно 0,05 до примерно 0,5 мкм, от примерно 0,5 до примерно 10 мкм, от примерно 10 до примерно 20 мкм, от примерно 20 до примерно 200 мкм, от примерно 200 до примерно 800 мкм и более чем примерно 1 мм. Например, первый дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 7 до примерно 50 нм, второй дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 0,05 до примерно 0,5 мкм, а третий дисперсный материал может включать частицы размером от примерно 10 до примерно 20 мкм. В соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения первый дисперсный материал включает по меньшей мере один из нанооксида кремния, нанооксида алюминия, нанооксида цинка, нанобора, нанооксида железа или их сочетания. Другой признак вариантов воплощения настоящего изобретения может включать выбор пропорций трех дисперсных материалов с учетом смешивания так, чтобы текучая среда, будучи смешанной, находилась в состоянии несвободного оседания. Еще один признак может включать выбор пропорций этих трех дисперсных материалов друг относительно друга и в соответствии с их соответствующими диапазонами размеров так, чтобы в текучей системе, по меньшей мере, практически достигался максимальный объемный коэффициент заполнения для общей суммы всех дисперсных материалов. Более подробно объемный коэффициент заполнения описан в патентах США №№ 5518996 и 7213646, соответствующее описание которых включено сюда по ссылке.- 4 032791 each of the three dispersed materials may have a different particle size selected from the following ranges: from about 7 to about 50 nm, from about 0.05 to about 0.5 microns, from about 0.5 to about 10 microns, from about 10 to about 20 microns, from about 20 to about 200 microns, from about 200 to about 800 microns, and more than about 1 mm. For example, the first dispersed material may include particles of a size of from about 7 to about 50 nm, the second dispersed material may include particles of a size of from about 0.05 to about 0.5 microns, and the third dispersed material may include particles of a size from about 10 to about 20 microns. In accordance with embodiments of the present invention, the first particulate material comprises at least one of silicon nanooxide, aluminum nanooxide, zinc nanooxide, nanoboron, iron nanooxide, or a combination thereof. Another feature of embodiments of the present invention may include the selection of proportions of the three dispersed materials, taking into account mixing, so that the fluid, being mixed, is in a state of unfree subsidence. Another feature may include the selection of the proportions of these three dispersed materials relative to each other and in accordance with their respective size ranges so that in the fluid system at least the maximum volumetric filling factor is achieved for the total amount of all dispersed materials. The volumetric fill factor is described in more detail in US Pat. Nos. 5,518,996 and 7,213,646, the corresponding description of which is incorporated herein by reference.

Варианты воплощения текучих сред для заканчиванияEmbodiment Fluid Embodiments

Как указано ранее, наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения. Наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин с целью достижения целого ряда различных преимуществ. Например, наночастицы могут быть использованы для усиления или иного улучшения реологических свойств текучих сред для заканчивания скважин. В качестве еще одного примера наночастицы могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин в качестве утяжеляющих материалов с целью повышения плотности текучей среды. Считается, что благодаря тому, что наночастицы обладают размером в нанодиапазоне, они не будут нежелательным образом забивать проницаемость пласта или иного забойного оборудования, такого как скважинные фильтры, и поэтому они могут быть включены в состав текучих сред для заканчивания скважин. Кроме того, включение наночастиц в состав текучих сред для заканчивания скважин может иметь и другие преимущества, особенно в пластах глинистых сланцев. Например, считается, что наночастицы могут предотвращать приток скважинных флюидов в нанопоры, часто имеющиеся в пластах глинистых сланцев, таких как нефтяные сланцы, путем закупоривания этих пор, благодаря чему происходит изоляция пласта глинистых сланцев от действия дестабилизирующих гидравлических сил со стороны ствола скважины и, соответственно, стабилизация пласта глинистых сланцев.As indicated previously, nanoparticles may be included in well completion fluids in accordance with embodiments of the present invention. Nanoparticles can be included in completion fluids to achieve a number of different benefits. For example, nanoparticles can be used to enhance or otherwise improve the rheological properties of completion fluids. As another example, nanoparticles can be included in completion fluids as weighting materials in order to increase the density of the fluid. It is believed that due to the fact that the nanoparticles have a nanoscale size, they will not undesirably clog the permeability of the formation or other downhole equipment, such as downhole filters, and therefore they can be included in completion fluids. In addition, the inclusion of nanoparticles in the composition of fluids for well completion may have other advantages, especially in shale formations. For example, it is believed that nanoparticles can prevent the flow of borehole fluids into nanopores, often found in shale formations, such as oil shales, by clogging these pores, thereby isolating shale formations from destabilizing hydraulic forces from the wellbore and, accordingly, , stabilization of a layer of shale.

Вообще, наночастицы могут быть определены, как имеющие средний размер частицы менее 1 мкм. Например, наночастицы могут иметь средний размер частиц в диапазоне от примерно 1 нм до менее чем 1 мкм. В некоторых вариантах воплощения изобретения наночастицы могут иметь средний размер частиц в диапазоне от примерно 1 до примерно 800 нм и в качестве альтернативы от примерно 1 до примерно 100 нм. В одном конкретном варианте воплощения наночастицы могут иметь средний размер частицы в диапазоне от примерно 20 до примерно 100 нм. В конкретных вариантах воплощения наночастицы могут иметь размер частицы примерно 1, примерно 10, примерно 50, примерно 100, примерно 200, примерно 400, примерно 600 или примерно 800 нм. В некоторых вариантах воплощения наночастицы могут быть обеспечены в коллоидной форме, например коллоидной наночастицы, или суспензии наночастиц в текучей среде. В некоторых вариантах воплощения наночастица может представлять собой дисперсную наночастицу. Наночастицы могут быть инкапсулированы или иным образом заключены в оболочку, как описано выше. К примерам пригодных наночастиц относятся нанооксид алюминия, нанооксид цинка, нанобор, нанооксид железа и нанооксид кремния. Дополнительными примерами пригодных наночастиц являются другие наноразмерные материалы, в том числе наносульфат бария, нанотетроксид марганца, нанооксид магния, нанокарбонат кальция, нанографит, нанооксид бария, нанооксид церия, нанооксид лантана, нанодиоксид титана, наноглина и наноалюмосиликаты. Возможно использование сочетаний различных наночастиц. В некоторых вариантах воплощения наночастица не является растворимой в кислоте.In general, nanoparticles can be defined as having an average particle size of less than 1 μm. For example, nanoparticles can have an average particle size in the range of from about 1 nm to less than 1 μm. In some embodiments, the nanoparticles may have an average particle size in the range of from about 1 to about 800 nm and, alternatively, from about 1 to about 100 nm. In one particular embodiment, the nanoparticles may have an average particle size in the range of from about 20 to about 100 nm. In specific embodiments, the nanoparticles may have a particle size of about 1, about 10, about 50, about 100, about 200, about 400, about 600, or about 800 nm. In some embodiments, the nanoparticles can be provided in colloidal form, for example a colloidal nanoparticle, or a suspension of the nanoparticles in a fluid. In some embodiments, the nanoparticle may be a dispersed nanoparticle. Nanoparticles can be encapsulated or otherwise encapsulated as described above. Examples of suitable nanoparticles include aluminum nanooxide, zinc nanooxide, nanoboron, iron nanooxide and silicon nanooxide. Further examples of suitable nanoparticles are other nanoscale materials, including barium nanosulfate, manganese nanotetroxide, magnesium nanoxide, calcium nanocarbonate, nanographite, barium nanoxide, cerium nanoxide, lanthanum nanoxide, titanium nanoxide, nanoclay and nanosilicon silicates. It is possible to use combinations of various nanoparticles. In some embodiments, the nanoparticle is not soluble in acid.

Наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания скважин в количестве, достаточном для конкретного применения. Например, наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания скважин в количестве, достаточном для утяжеления текучей среды до желательной плотности. В некоторых вариантах воплощения наночастицы могут присутствовать в текучей среде для заканчивания скважин в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 0,1 до примерно 70% объема текучей среды для заканчивания скважин. В конкретных вариантах воплощения наночастицы могут присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне между любым из и/или включающем любое из нижеследующих значений: примерно 0,1, примерно 1, примерно 10, примерно 20, примерно 30, примерно 40, примерно 50, примерно 60 или примерно 70% объема текучей среды для заканчивания скважин. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежаNanoparticles may be included in the completion fluid in an amount sufficient for a particular application. For example, nanoparticles can be included in the completion fluid in an amount sufficient to weight the fluid to a desired density. In some embodiments, the nanoparticles may be present in the completion fluid in an amount ranging from about 0.1 to about 70% of the volume of the completion fluid. In specific embodiments, the nanoparticles may be present in an amount lying in the range between any of and / or including any of the following values: about 0.1, about 1, about 10, about 20, about 30, about 40, about 50, about 60 or about 70% of the volume of the fluid for completion. Specialists in this field, thanks to the present description, will be able to determine the proper

- 5 032791 щее количество наночастиц, применимое по конкретному назначению.- 5,032,791 total number of nanoparticles, applicable for a specific purpose.

В некоторых вариантах воплощения текучие среды для заканчивания скважин могут включать основную текучую среду, такую как текучая среда на нефтяной основе или текучая среда на водной основе. Текучие среды на нефтяной основе могут содержать олефины, олефины с внутренней двойной связью, алканы, ароматические растворители, циклоалканы, сжиженный нефтяной газ, керосин, дизельные масла, сырые нефти, тяжелые нефти, газойль, топливные масла, парафиновые масла, минеральные масла, низкотоксичные минеральные масла, сложные эфиры, амиды, синтетические масла (например, полиолефины), полидиорганосилоксаны, силоксаны, органосилоксаны, простые эфиры, ацетали, диалкилкарбонаты, углеводороды и их сочетания. Текучие среды на водной основе могут содержать пресную воду или соленую воду, например соляной раствор или морскую воду. Основная текучая среда может присутствовать в количестве, лежащем в диапазоне от примерно 25 до примерно 99% объема текучей среды для заканчивания скважин.In some embodiments, completion fluids may include a base fluid, such as an oil based fluid or a water based fluid. Petroleum-based fluids may contain olefins, internal double bond olefins, alkanes, aromatic solvents, cycloalkanes, liquefied petroleum gas, kerosene, diesel oils, crude oils, heavy oils, gas oil, fuel oils, paraffin oils, mineral oils, low toxic mineral oils oils, esters, amides, synthetic oils (e.g. polyolefins), polydiorganosiloxanes, siloxanes, organosiloxanes, ethers, acetals, dialkyl carbonates, hydrocarbons and combinations thereof. Water-based fluids may contain fresh water or salt water, such as brine or sea water. The main fluid may be present in an amount lying in the range from about 25 to about 99% of the volume of the fluid for completion.

В вариантах воплощения настоящего изобретения в состав текучих сред для заканчивания скважин также могут быть включены другие добавки, пригодные для использования в операциях по заканчиванию. К примерам таких добавок относятся соли, поверхностно-активные вещества, понизители водоотдачи, газы, такие как азот или диоксид углерода, агенты модифицирования поверхности, вспениватели, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, агенты стабилизации глин, биоциды, понизители трения, противовспениватели, диспергаторы, хлопьеобразователи, поглотители H₂S, поглотители CO₂, поглотители кислорода, смазки, загустители, разжижители, смачивающие агенты и их сочетания. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут без труда определить тип и количество добавок, применимых по конкретному назначению.In embodiments of the present invention, other additives suitable for use in completion operations may also be included in the completion fluids. Examples of such additives include salts, surfactants, fluid loss reducers, gases such as nitrogen or carbon dioxide, surface modification agents, blowing agents, corrosion inhibitors, scale inhibitors, clay stabilization agents, biocides, friction reducing agents, anti-foaming agents, dispersants, flocculation agents, H ₂ S absorbents, CO ₂ absorbers, oxygen absorbers, lubricants, thickeners, thinners, wetting agents, and combinations thereof. Specialists in this field, thanks to the present description, will be able to easily determine the type and amount of additives that are applicable for a specific purpose.

Текучие среды для заканчивания скважин могут иметь плотность, желательную для конкретного применения. Вообще, текучая среда для заканчивания скважин должна обладать плотностью, достаточной, например, для регулирования пластового давления. Как описано ранее, наночастицы могут быть использованы в некоторых вариантах воплощения в качестве утяжеляющих агентов с целью повышения плотности текучей среды для заканчивания. Например, наночастицы могут быть включены в состав текучей среды для заканчивания в количестве, достаточном для утяжеления текучей среды для заканчивания. В некоторых вариантах воплощения изобретения текучая среда для заканчивания может обладать плотностью в диапазоне от примерно 7,5 до примерно 22 фунтов на галлон и в качестве альтернативы от примерно 12 до примерно 18 фунтов на галлон. Специалисты в данной области, благодаря настоящему описанию, смогут определить надлежащую плотность текучей среды для заканчивания скважин в соответствии с конкретным назначением.Well completion fluids may have the density desired for a particular application. In general, the completion fluid should have a density sufficient, for example, to control reservoir pressure. As previously described, nanoparticles can be used in some embodiments as weighting agents to increase the density of the fluid to complete. For example, nanoparticles can be included in the completion fluid in an amount sufficient to weight the completion fluid. In some embodiments, the completion fluid may have a density in the range of from about 7.5 to about 22 pounds per gallon and, alternatively, from about 12 to about 18 pounds per gallon. Specialists in this field, thanks to the present description, will be able to determine the appropriate density of the fluid for completion in accordance with a specific purpose.

Как станет ясно специалистам в данной области благодаря настоящему описанию, варианты воплощения текучих сред для заканчивания скважин по настоящему изобретению могут быть использованы во множестве разных операций по заканчиванию. Например, текучие среды для заканчивания скважин могут быть использованы в операциях, осуществляемых после бурения, но до начала добычи. В некоторых вариантах воплощения операция по заканчиванию может включать подготовку забоя ствола скважины в соответствии с необходимыми нормативами, спуск в скважину эксплуатационной насоснокомпрессорной колонны и соответствующего забойного оборудования или осуществление операций по интенсификации добычи. Например, текучая среда для заканчивания скважин может присутствовать в стволе скважины, пока в ствол скважины опущено оборудование, такое как фильтры, хвостовики и/или скважинные клапаны. В одном варианте воплощения текучая среда для заканчивания скважин может присутствовать в стволе скважины, пока выполняют перфорации в колонне обсадных труб, расположенной в стволе скважины. Помимо прочих функций, текучая среда для заканчивания скважин должна регулировать пластовое давление.As will be apparent to those skilled in the art through the present description, embodiments of the fluids for completion of the wells of the present invention can be used in many different completion operations. For example, fluids for completion can be used in operations carried out after drilling, but before the start of production. In some embodiments, the completion operation may include preparing the bottom of the wellbore in accordance with the required standards, lowering the production tubing string and associated bottomhole equipment into the well, or performing operations to enhance production. For example, completion fluid may be present in the wellbore while equipment such as filters, liners and / or downhole valves are lowered into the wellbore. In one embodiment, a completion fluid may be present in the wellbore while perforations are performed in the casing string located in the wellbore. Among other functions, a completion fluid must control reservoir pressure.

Один вариант воплощения настоящего изобретения может включать способ заканчивания скважины, включающий обеспечение текучей среды для заканчивания скважин, содержащей наночастицы, и введение этой текучей среды для заканчивания скважин в ствол скважины. В некоторых вариантах воплощения изобретения забойное оборудование может быть опущено в скважину, пока в стволе скважины находится текучая среда для заканчивания скважин. Забойное оборудование может включать, например, фильтры, хвостовики и/или скважинные клапаны. Одним конкретным примером того типа забойного оборудования, которое чувствительно к закупориванию содержащими твердые вещества текучими средами, такими как буровые растворы, являются фильтры с проволочной обмоткой. Фильтры с проволочной обмоткой могут быть использованы, например, там, где для механического задерживания пластового песка может потребоваться применение хвостовика с пористым фильтром. Поскольку наночастицы обладают размером в нанодиапазоне, они не должны вызывать нежелательное закупоривание забойного оборудования. Напротив, если в состав текучих сред для заканчивания скважин включены частицы микронного размера или крупнее, забойное оборудование, а также проницаемость пласта, были бы подвержены риску закупоривания.One embodiment of the present invention may include a well completion method comprising providing a well-containing fluid containing nanoparticles and introducing this well-completion fluid into the wellbore. In some embodiments, downhole equipment may be lowered into the well while the completion fluid is in the wellbore. Downhole equipment may include, for example, filters, shanks and / or downhole valves. One specific example of a type of downhole equipment that is susceptible to clogging with solids-containing fluids, such as drilling fluids, are wire-wrap filters. Filters with wire winding can be used, for example, where the mechanical retention of formation sand may require the use of a shank with a porous filter. Since nanoparticles have a nanoscale size, they should not cause unwanted clogging of downhole equipment. Conversely, if micron-sized particles or larger were included in the completion fluids, the downhole equipment, as well as the permeability of the formation, would be at risk of plugging.

Для содействия более полному пониманию данного метода приведены нижеследующие примеры некоторых конкретных вариантов воплощения изобретения. Эти примеры никоим образом не следует рассматривать как ограничивающие или определяющие объем изобретения.To facilitate a better understanding of this method, the following examples of certain specific embodiments of the invention are provided. These examples should in no way be construed as limiting or defining the scope of the invention.

- 6 032791- 6 032791

Пример 1.Example 1

Приготовили пять различных цементных растворов (т.е. раствор А, раствор В, раствор С, раствор D и раствор Е). Затем провели испытание этих растворов и получившихся в результате застывших цементов с целью определения времени схватывания или загустевания и других физических свойств каждого из пяти различных растворов. Как указано ниже, соответствующие результаты испытаний пяти различных растворов показывают, что включение в состав раствора наночастиц оксида кремния (кремнезема) способствует уменьшению времени схватывания и увеличению прочности получившегося цемента по сравнению с цементами, полученными в результате включения иных кремнеземных компонентов, которые были испытаны.Five different cement slurries were prepared (i.e., mortar A, mortar B, mortar C, mortar D and mortar E). Then they tested these solutions and the resulting hardened cements in order to determine the setting or thickening time and other physical properties of each of the five different solutions. As indicated below, the corresponding test results of five different solutions show that the inclusion of silicon oxide (silica) nanoparticles in the solution helps to reduce the setting time and increase the strength of the resulting cement compared to cements obtained by the inclusion of other silica components that were tested.

Растворы А, В, С и D приготовили путем сухого замешивания сухих компонентов с цементом перед добавлением воды с образованием соответствующего раствора. Раствор Е приготовили путем сухого замешивания сухих компонентов с цементом перед добавлением воды, а затем добавления коллоидного оксида кремния с образованием соответствующего раствора. Кроме того, каждый из пяти растворов включал разный тип оксида кремния. Два из пяти растворов содержали наночастицы оксида кремния в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения, а другие три содержали оксид кремния различных форм и размеров (например, коллоидный оксид кремния и микрокремнезем). Хотя оксид кремния, включенный в состав каждого из пяти растворов, был разным, остальные компоненты, используемые в каждом из пяти растворов, были одинаковыми. А именно, в дополнение к определенному типу оксида кремния, каждый из пяти растворов содержал 100% bwoc цемента класса G, 0,5% bwoc замедлителя схватывания и достаточно воды для достижения плотности раствора приблизительно 12,00 фунтов на галлон. Конкретным замедлителем схватывания, использованным в данных растворах, был замедлитель схватывания цемента HR-5, который представляет собой сульфометилированный лигносульфонат. Следует отметить, что замедлитель схватывания цемента HR-5 поставляется компанией Halliburton Energy Services, Inc. и описан в патенте США № RE31190.Solutions A, B, C, and D were prepared by dry kneading the dry components with cement before adding water to form the appropriate solution. Solution E was prepared by dry kneading the dry components with cement before adding water, and then adding colloidal silicon oxide to form the appropriate solution. In addition, each of the five solutions included a different type of silicon oxide. Two of the five solutions contained silica nanoparticles in accordance with embodiments of the present invention, and the other three contained silica of various shapes and sizes (for example, colloidal silica and silica fume). Although the silica included in each of the five solutions was different, the other components used in each of the five solutions were the same. Namely, in addition to a specific type of silica, each of the five mortars contained 100% bwoc of class G cement, 0.5% bwoc of setting retarder and enough water to achieve a solution density of approximately 12.00 pounds per gallon. The specific retarder used in these solutions was HR-5 cement retarder, which is a sulfomethylated lignosulfonate. It should be noted that HR-5 cement setting retarder is supplied by Halliburton Energy Services, Inc. and is described in US Patent No. RE31190.

Как изложено выше, каждый из пяти растворов включал разный тип оксида кремния и достаточно воды для придания получившемуся раствору плотности 12,00 фунтов на галлон. Растворы А и В содержали наночастицы оксида кремния в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения и 15,36 галлонов на мешок воды. А именно, раствор А содержал 15% bwoc наночастиц оксида кремния с размером приблизительно 30 нм, а раствор В содержал наночастицы оксида кремния с размером приблизительно 10 нм. Раствор С содержал 15% bwoc цементной добавки SILICALITE и 15,68 галлонов на мешок воды. Цементная добавка SILICALITE (уплотненная), поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, представляет собой аморфный оксид кремния обычно с размером частиц в диапазоне от примерно 2,5 до примерно 50 мкм. Раствор D содержал 15% bwoc цементной добавки MICROSAND и 15,77 галлонов на мешок воды. Цементная добавка MICROSAND, поставляемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, представляет собой кристаллический оксид кремния, размолотый до практически однородного гранулометрического состава приблизительно 5-10 мкм. Раствор Е содержал 5,12 галлонов на мешок легкой цементной добавки GasCon 469™ и 10,09 галлонов на мешок воды. Легкая цементная добавка GASCOND 469 поставляется компанией Halliburton Energy Services, Inc., г. Дункан, шт. Оклахома, США, и может быть определена как коллоидная суспензия кремниевой кислоты, содержащая взвешенные частицы кремниевой кислоты, обычно обладающие размером менее примерно 20 нм.As described above, each of the five solutions included a different type of silica and enough water to give the resulting solution a density of 12.00 pounds per gallon. Solutions A and B contained silica nanoparticles in accordance with embodiments of the present invention and 15.36 gallons per bag of water. Namely, solution A contained 15% bwoc of silicon oxide nanoparticles with a size of approximately 30 nm, and solution B contained silicon oxide nanoparticles with a size of approximately 10 nm. Solution C contained 15% bwoc of SILICALITE cement additive and 15.68 gallons per bag of water. SILICALITE Cement Additive (compacted) supplied by Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, pc. Oklahoma, USA, is an amorphous silica typically with a particle size in the range of from about 2.5 to about 50 microns. Solution D contained 15% bwoc of MICROSAND cement additive and 15.77 gallons per bag of water. MICROSAND Cement Additive supplied by Halliburton Energy Services, Inc., Duncan Oklahoma, USA, is a crystalline silicon oxide, milled to an almost uniform particle size distribution of approximately 5-10 microns. Solution E contained 5.12 gallons per bag of Light GasCon 469 ™ cementitious additive and 10.09 gallons per bag of water. GASCOND 469 Lightweight Cement Additive is available from Halliburton Energy Services, Inc., Duncan. Oklahoma, USA, and can be defined as a colloidal suspension of silicic acid containing suspended silicic acid particles, typically having a size of less than about 20 nm.

После того как пять растворов были приготовлены, провели испытания, направленные на определение различных физических характеристик, связанных с включением в состав каждой из соответствующих цементных композиций различных кремнеземных компонентов. Одно из этих испытаний провели с целью измерения времени загустевания, соответствующего каждому из пяти растворов. А именно, общее время загустевания (total thickening time - ТТТ), соответствующее каждому из пяти растворов, определили путем проведения испытания на время загустевания в соответствии с рекомендованной методикой 10 Американского института нефти, API Specification for Materials and Testing for Well Cements. Измерение ТТТ для каждого раствора основывалось на достижении каждым раствором консистенции 70 единиц Вердена (Вс) при 80°F. Результаты этих измерений приведены для каждого из пяти растворов в табл. 1 ниже.After five mortars were prepared, tests were conducted aimed at determining the various physical characteristics associated with the inclusion of various silica components in the composition of each of the cement compositions. One of these tests was performed to measure the thickening time corresponding to each of the five solutions. Namely, the total thickening time (TTT) corresponding to each of the five solutions was determined by testing the thickening time in accordance with Recommended Method 10 of the American Petroleum Institute, API Specification for Materials and Testing for Well Cements. The TTT measurement for each solution was based on each solution achieving a consistency of 70 Verdun (Sun) units at 80 ° F. The results of these measurements are given for each of the five solutions in the table. 1 below.

Дополнительные испытания цементных растворов провели с целью определения свойств противодействия силам (например, прочность на сжатие, прочность связи при сдвиге и прочность на растяжение) для каждого из растворов. Каждое из испытаний по определению свойств противодействия силам осуществляли для соответствующих цементных растворов при температуре 80°F и после того как растворы схватывались в течение 72 ч. Испытания по определению свойств противодействия силам включали неразрушающее и разрушающее испытания на прочность ультразвуковым методом, испытание прочности на сжатие, испытание прочности связи при сдвиге и испытание прочности на растяжение. Неразрушающее и разрушающее испытания ультразвуковым методом проводили при помощи ультразвукового прибора контроля развития прочности цементного камня (ultrasonic cement analyzer - UCA) с целью определения величины UC.'A-_2i| и величины UCA_разр соответственно. Испытание прочности на сжатие и испытания анализатором UCA проводили в соответствии с рекомендованной методикой 10В АмериканскогоAdditional tests of cement mortars were carried out in order to determine the properties of resistance to forces (for example, compressive strength, shear strength and tensile strength) for each of the solutions. Each of the tests to determine the properties of the reaction of forces was carried out for the respective cement mortars at a temperature of 80 ° F and after the mortars were set for 72 hours. The tests to determine the properties of the reaction of forces included non-destructive and destructive tests of strength by ultrasonic method, the test of compressive strength, shear bond strength test and tensile strength test. Nondestructive and destructive tests by the ultrasonic method were carried out using an ultrasonic cement development analyzer (ultrasonic cement analyzer - UCA) in order to determine the value of UC.'A- _{2i |} and UCA _bit values, respectively. The compressive strength test and the UCA analyzer were performed in accordance with the recommended American 10B methodology.

- 7 032791 института нефти. Кроме того, были проведены испытания на прочность связи при сдвиге и прочность на растяжение при бразильском методе испытаний с целью определения величин прочности при сдвиге и прочности на растяжение, соответственно, для различных цементных композиций. Испытания на прочность связи при сдвиге осуществляли, как описано в SPE 764, озаглавленном A Study of Cement - Pipe Bonding (Изучение сцепления цемент - труба), L.G. Carter и G.W. Evans. Испытания на прочность на растяжение при бразильском методе испытаний осуществляли в соответствии со стандартом ASTM C496-96. Результаты испытаний, проведенных для каждой из пяти композиций, приведены в табл. 1 да лее.- 7 032791 Institute of Petroleum. In addition, shear strength and tensile strength tests were conducted using the Brazilian test method to determine shear strength and tensile strength, respectively, for various cement compositions. Shear bond strength tests were carried out as described in SPE 764, entitled A Study of Cement - Pipe Bonding, L.G. Carter and G.W. Evans The tensile strength tests of the Brazilian test method were carried out in accordance with ASTM C496-96. The test results for each of the five compositions are shown in table. 1 yes.

Таблица 1Table 1

Раствор Solution Тип оксида кремния Silica type ТТТ до 70 Вс (час:мин) TTT up to 70 Sun (hour: min) иСА_72ч (psi)Isa _72h (psi) иСАр_а3р (psi)ISAR _a3 p (psi) Прочность на сжатие (psi) Compressive strength (psi) Прочность СВЯЗИ при сдвиге (psi) Bond Shear Strength (psi) Прочность на растяжение при бразильском методе испытаний (psi) Brazilian tensile strength (psi) А A Наночастицы оксида кремния 30 нм Silica Nanoparticles 30 nm 2 : 43 2:43 328 328 419 419 428 428 169 169 148,28 148.28 В IN Наночастицы оксида кремния 10 нм Silica nanoparticles 10 nm 5:00 5 a.m. 500 500 481 481 402 402 51 51 14,72 14.72 С FROM Аморфный оксид кремния Amorphous silica 14 : 32 14: 32 266 266 206 206 211 211 98 98 95,5 95.5 D D Кристалличе ский оксид кремния Crystalline silica 20:00+ 20: 00+ 260 260 285 285 252 252 37,2 37,2 102,16 102.16 Е E Коллоидный оксид кремния Colloidal silicon oxide 20:00+ 20: 00+ 225 225 219 219 374 374 42,4 42,4 84,71 84.71

Пример 2.Example 2

Образцы описанных выше растворов А, С, D и Е также подвергли испытаниям с целью определения различных дополнительных физических свойств, связанных с полученными схватившимися цементами, и подтверждения продемонстрированных выше относительных различий. Хотя при дополнительном испытании растворов использовались иные приборы и калибровочные настройки, данные испытаний указывают на то, что относительные различия между разными растворами аналогичны различиям, проиллюстрированным в примере 1. Так, как показано выше в примере 1, результаты соответствующих испытаний в примере 2 для пяти разных цементов показывают, что включение в состав цементной композиции наночастиц оксида кремния способствует повышению прочности получившегося цемента по сравнению с цементами, полученными в результате включения других кремнеземных компонентов, которые были испытаны.Samples of the above solutions A, C, D, and E were also tested to determine the various additional physical properties associated with the resulting set cement, and to confirm the relative differences shown above. Although other instruments and calibration settings were used in additional tests of solutions, the test data indicate that the relative differences between different solutions are similar to those illustrated in Example 1. So, as shown in Example 1 above, the results of the corresponding tests in Example 2 for five different of cements show that the inclusion of silicon oxide nanoparticles in the composition of the cement composition improves the strength of the resulting cement compared to cements obtained as a result of The inclusion of other silica components that have been tested.

Три образца каждого из трех обычных цементных растворов (раствор С, раствор D и раствор Е) и четыре образца раствора А подвергли испытанию с целью определения прочности на сжатие, модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Испытания на прочность на сжатие осуществляли в соответствии с методическими рекомендациями 10 Американского института нефти. Следует отметить, что измерения прочности на сжатие в примере 1 отличаются от измерений в примере 2, так как было использовано разное оборудование и разные калибровки. Однако относительные различия в прочности на сжатие для каждого из пяти растворов аналогичны. Модуль Юнга и коэффициент Пуассона определяли статистически посредством испытания на сжатие с использованием нагружающей рамы. Модуль Юнга или модуль упругости для каждого образца получали как отношение усилия простого растяжения, приложенного к каждому образцу, к итоговой деформации образца, параллельной растяжению. Коэффициент Пуассона для каждого образца определяли путем расчета отношения поперечной деформации к соответствующей осевой деформации, являющейся результатом равномерно распределенного осевого напряжения, ниже предела упругой деформации каждого образца. Величины, полученные для трех образцов каждого из пяти различных цементных растворов, приведены далее в табл. 2.Three samples of each of three common cement mortars (mortar C, mortar D and mortar E) and four samples of mortar A were tested to determine the compressive strength, Young's modulus and Poisson's ratio. Compression strength tests were carried out in accordance with guidelines 10 of the American Petroleum Institute. It should be noted that the measurements of compressive strength in Example 1 are different from the measurements in Example 2, since different equipment and different calibrations were used. However, the relative differences in compressive strength for each of the five solutions are similar. Young's modulus and Poisson's ratio were statistically determined by compression testing using a loading frame. Young's modulus or modulus of elasticity for each specimen was obtained as the ratio of the simple tensile force applied to each specimen to the total strain of the specimen parallel to the stretch. The Poisson's ratio for each sample was determined by calculating the ratio of lateral strain to the corresponding axial strain resulting from a uniformly distributed axial stress below the elastic strain limit of each sample. The values obtained for three samples of each of five different cement mortars are given below in table. 2.

- 8 032791- 8 032791

Таблица 2table 2

Раствор Solution Образец Sample Тип оксида кремния Silica type Прочность на сжатие (psi) Compressive strength (psi) Модуль Юнга Module cabin boy Коэффициент Пуассона Coefficient Poisson Раствор Solution А A Образец Sample 1 1 Наночастицы оксида кремния 30 нм Silica Nanoparticles 30 nm 1257 1257 2,26Е+05 2.26E + 05 A А A A Раствор Solution А A Образец Sample 2 2 Наночастицы оксида кремния 30 нм Silica Nanoparticles 30 nm 1189 1189 2,12Е+05 2.12E + 05 0,109 0.109 Раствор Solution А A Образец Sample 3 3 Наночастицы оксида кремния 30 нм Silica Nanoparticles 30 nm 1249 1249 2,04Е+05 2.04E + 05 0,092 0,092 Раствор Solution А A Образец Sample 4 4 Наночастицы оксида кремния 30 нм Silica Nanoparticles 30 nm 1275 1275 2,13Е+05 2.13E + 05 0,110 0,110 Раствор Solution С FROM Образец Sample 1 1 Аморфный оксид кремния Amorphous silica 466 466 2,53Е+05 2,53Е + 05 0,064 0,064 Раствор Solution С FROM Образец Sample 2 2 Аморфный оксид кремния Amorphous silica 483 483 2,38Е+05 2,38Е + 05 0,064 0,064 Раствор Solution С FROM Образец Sample 3 3 Аморфный оксид кремния Amorphous silica 506 506 2,40Е+05 2,40Е + 05 0,053 0,053 Раствор Solution D D Образец Sample 1 1 Кристаллический оксид Crystalline oxide 350 350 1,42Е+05 1.42E + 05 0,068 0,068 кремния silicon Раствор Solution D D Образец Sample 2 2 Кристаллический оксид Crystalline oxide 397 397 1,50Е+05 1,50Е + 05 0,063 0,063 кремния silicon Раствор Solution D D Образец Sample 3 3 Кристаллический оксид Crystalline oxide 378 378 1,46Е+05 1.46E + 05 0,060 0,060 кремния silicon Раствор Solution Е E Образец Sample 1 1 Коллоидный оксид Colloidal oxide 514 514 1,03Е+05 1,03Е + 05 0,063 0,063 кремния silicon Раствор Solution Е E Образец Sample 2 2 Коллоидный оксид Colloidal oxide 598 598 1,15Е+05 1,15Е + 05 0,072 0,072 кремния silicon Раствор Solution Е E Образец Sample 3 3 Коллоидный оксид Colloidal oxide 627 627 1,23Е+05 1.23E + 05 0,071 0,071 кремния silicon

Раскрытые выше конкретные варианты воплощения изобретения являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может претерпевать различные модификации и альтернативные формы. Однако следует понимать, что изобретение не подразумевает ограничения раскрытыми конкретными вариантами воплощения. Напротив, настоящее изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты, входящие в рамки объема и существа настоящего изобретения, определенные прилагаемой формулой изобретения. Кроме того, каждый диапазон значений (в форме от примерно a до примерно b, или, что эквивалентно, от приблизительно a до b, или, что эквивалентно, приблизительно a-b), указанный в настоящем описании конкретных вариантов воплощения, следует понимать как относящийся к множеству всех подмножеств значений соответствующего диапазона значений и задающий любой диапазон, охватываемый более широким диапазоном величины.The specific embodiments disclosed above are illustrative only, as the present invention may undergo various modifications and alternative forms. However, it should be understood that the invention does not imply a limitation to the disclosed specific embodiments. On the contrary, the present invention encompasses all modifications, equivalents and alternatives falling within the scope and spirit of the present invention as defined by the appended claims. In addition, each range of values (in the form of from about a to about b, or, equivalently, from approximately a to b, or, equivalently, approximately ab) indicated in the present description of specific embodiments, should be understood as referring to many all subsets of values of the corresponding range of values and defining any range covered by a wider range of values.

Claims

CLAIM

1. A method of completing a well, comprising the inclusion of nanoparticles in a fluid for completion without a solid phase, wherein the nanoparticles are selected from the group consisting of silicon nanooxide, aluminum nanooxide, zinc nanooxide, nanoboron, iron nanooxide, barium nanosulfate, manganese nanotetroxide, magnesium nanooxide, calcium nanocarbonate, nanographite, barium nanooxide, cerium nanooxide, lanthanum nanooxide, titanium nanooxide, nanoclay, nanoaluminosilicate and any combination thereof, the nanoparticles having an average particle size of its 1 μm and is present in the completion fluid in an amount of 10 to 70% by weight of the completion fluid, and the completion fluid has a density of 7.5 pounds per gallon (0.8985 kg / l) to 22 pounds per gallon (2.6356 kg / l);

introducing the completion fluid into the wellbore and using the completion fluid when completing the completion of the well, wherein the completion fluid includes a main fluid comprising a petroleum-based fluid and a water-based fluid, and the main fluid is present in an amount 25 to 99% of the volume of the fluid for completion, and the fluid for completion includes at least one oil-based fluid selected from the group consisting of olefin, alkane a, aromatic solvent, cycloalkane, liquefied petroleum gas, kerosene, diesel oil, crude oil, heavy oil, gas oil, fuel oil, paraffin oil, mineral oil, low toxic mineral oil, ester, amide, polyolefin, polydiorganosiloxane, siloxane, organosiloxane, ether, acetal, dialkyl carbonate and any combination thereof.

- 9 032791

2. The method according to claim 1, in which the nanoparticles have an average particle size in the range from 1 nm to less than 1 μm.

3. The method according to claim 1, in which the nanoparticles have an average particle size in the range from 1 to 100 nm.

4. The method according to claim 1, wherein the completion fluid further comprises at least one additive selected from the group consisting of salt, surfactant, fluid loss reducer, nitrogen, carbon dioxide, surface modification agent, blowing agent, inhibitor corrosion, scale inhibitor, clay stabilization agent, biocide, friction reducer, anti-foaming agent, dispersant, flocculant, H ₂ S absorbent, CO ₂ absorbent, oxygen absorbent, lubricant, thickener, thinner, wetting agent coagulating agent and any combination thereof.

5. The method according to claim 1, further comprising lowering downhole equipment into the well while the completion fluid is in the well.

6. The method according to claim 1, further comprising a descent into the well of the wire-wound filter while the completion fluid is in the well.

7. A method for completing a well, comprising the inclusion of nanoparticles having an average size of from 1 to 100 nm, in the composition of the fluid for completion without a solid phase, the nanoparticles include at least one nanoparticle selected from the group consisting of nano alumina, zinc nanooxide , nanoboron, iron nanooxide, silicon nanooxide, barium nanosulfate, manganese nanotetroxide, magnesium nanooxide, calcium nanocarbonate, nanographite, barium nanooxide, cerium nanooxide, lanthanum nanooxide, titanium nanooxide, nanoclay, nanoaluminum silicate and any combination thereof, wherein the nanoparticles are present in the completion fluid in an amount of 10 to 70% by weight of the completion fluid, and the completion fluid has a density of 7.5 pounds per gallon (0.8985 kg / l) up to 22 pounds per gallon (2.6356 kg / l);

introducing this completion fluid into the wellbore;

using this completion fluid when completing the well and lowering the downhole equipment into the well completion fluid, the completion fluid comprising a main fluid consisting of a petroleum-based fluid and a water-based fluid, where the main fluid is present in an amount of from 25 to 99% of the volume of the fluid for completion, and the fluid for completion includes at least one oil-based fluid selected from a group consisting of olefin, alkane, aromatic solvent, cycloalkane, liquefied petroleum gas, kerosene, diesel oil, crude oil, heavy oil, gas oil, fuel oil, paraffin oil, mineral oil, low toxic mineral oil, ester, amide, polyolefin, polydiorganosiloxane, siloxane, organosiloxane, ether, acetal, dialkyl carbonate and any combination thereof.

Eurasian Patent Organization, EAPO

Russia, 109012, Moscow, Maly Cherkassky per., 2