NO327589B1 - Fremgangsmate for komplettering av injeksjonsbronner - Google Patents

Abstract

Denne oppfinnelsen foreslår en fremgangsmåte for komplettering av et intervall i en åpenhulls injeksjonsbrønn som penetrerer en underjordisk formasjon, hvor brønnen er i kommunikasjon med formasjonen ved hjelp av en grenseflate som omfatter i det minste en filterkake-invadert sone som omfatter brodannende materialer og andre innleirede faststoffer, hvilken fremgangsmåte omfatter trinnene med inj iser ing av et opprenskningsfluid, og å bringe det i kontakt med filterkaken over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å løsne noen av de andre faststoffer som er innleiret i filterkaken; fjerning av de løsnede faststoffer ved hjelp av et fortrengningsfluid med høy strømningsrate, omfattende suspenderende additiver; og deretter injisering av et oppløsende fluid som omfatter en avleder og en effektiv mengde av et salt eller en syre som er i stand til å løse opp det brodannende materiale.

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for stimulering av kompletteringen av hydrokarbonbrønner i en underjordisk formasjon, og mer bestemt, å forsyne injeksjonsbrønner med en hovedsakelig uniform injeksjonsprofil.

EP 1 178 099 A2 omhandler en fremgangsmåte for fjerning av filterkaken fra veggene av en brønnboring som penetrerer en underjordisk produserende formasjon ved å injisere et opprenskningsfluid omfattende vann og ammoniumsalt, og bringe det i kontakt med den nevnte filterkake for en periode som er tilstrekkelig til å løsne noen av de andre faststoffer som er innleiret i filterkaken.

Ved utvinning av hydrokarboner fra underjordiske formasjoner, er det vanlig praksis å stimulere produksjonen fra en produktiv brønnboring ved tilveiebringelse av sekundære brønner hvor et fluid, typisk vann eller saltløsning, injiseres for å øke trykket og fortrenge hydrokarbonene mot produksjonsbrønnene. Ved denne type utvinningsoperasjoner er det viktig å være i stand til å injisere store mengder fluider med en uniform profil for å maksimalisere effektiviteten ved oppsveipingsprosessen.

Størsteparten av tiden, i sandomgivelse, kompletteres slike brønner med åpent hull, hvilket betyr at brønnen i injeksjonsområdet ikke er forsynt med et foringsrør og ikke er perforert. I ukonsoliderte formasjoner, implementeres imidlertid sandkontroll-foranstaltninger for å hindre at brønnboringen faller sammen. Vanlig praksis for å styre fortrengning av sand inkluderer bruk av frittstående skjermer, slik at brønnen faller sammen rundt skjermen, men forblir åpen inne i skjermen, foringer som er forsynt med spalter (inkludert ekspanderbare skjermer) eller plassering av gruspakke for å holde formasjonssand på plass. Gruspakken blir typisk avsatt omkring en perforert foring eller skjerm. Gruspakken filtrerer sanden samtidig som den fortsatt tillater formasjonsfluider å strømme gjennom grusen, skjermen og et produksjonsrør.

Selv om ønskede strømningsmengder enkelte ganger kan oppnås uten noen kjemisk opprenskning, har det lenge vært erkjent at opprensking av filterkake er egnet for å forbedre injeksjonseffektiviteten. Filterkaken dannes under boreoperasjonen ved hjelp av oppbyggingen av de faste faser som er tilstede i borefluidet og som filtreres av formasjonen, ettersom borefluidet er tilbøyelig til å perkolere inn i formasjonen, siden et overbalansetrykk ofte oppnås, hvilket forårsaker fluidtap fra brønnboringen, inn i reservoarbergarten. Filteret er faktisk egnet under trinnet med boring av brønnen, siden det hindrer uønsket lekkasje av borefluider, men denne ugjennomtrengelige barrieren er skadelig for hensiktsmessig migrasjon av fluider, så som injeksjonsfluider.

De faststoffer som utgjør filterkaken, består av faste additiver, så som stivelser eller andre typer av viskositetsøkende midler, selvtettende stoff så som størrelsesgraderte kalsiumkarbonatpartikler og andre borede faststoffer som plukkes opp under borefasen, så som finstoffer, filt eller sandpartikler.

En behandling med et opprenskningsfluid fulgt av et trinn hvor brønnen tillates å produsere under en viss periode er typiske ønskelig for å fjerne filterkaken og maksimalisere injektivitet. Denne løsningen er imidlertid ofte ikke praktisk, enten på grunn av begrenset lagringskapasitet på riggen, eller krav om kunstig løft på grunn av lavt reservoartrykk. Det må derfor utføres behandlinger for å fjerne filterkakene. En annen mulighet er å injisere et fluid ved et slikt trykk og en slik injeksjonshastighet at det overstiger fraktureringstrykket, for å omgå skaden på grunn av filterkaken. Denne løsningen er imidlertid vanligvis ikke ønskelig, sett ut fra hensynet til effektivitet ved sveipingen, eller på grunn av for tidlig gjennombrudd, eller det kan være at den ikke er gjennomførbar, eksempelvis på grunn av svært høye fraktureringstrykk eller begrensninger ved pumpene.

Tallrike kjemikalier og metoder som bruker disse kjemikaliene har blitt foreslått for å fjerne filterkaker. Disse inkluderer: vandig løsning hvor et oksidasjonsmiddel er tilstede, en syrevaskeløsning (mineralsyrer så som saltsyrer eller organiske syrer så som maursyre og eddiksyre), kombinasjoner av syre og oksidasjonsmiddel, og vandig løsning med enzymer. Det vises f.eks. til US-patent nr. 5,126,051 og 5,165,477, som beskriver tilsetting av enzymer til et boreslam for å fremme den enzymatiske nedbrytning av de polymeriske organiske komponenter i filterkakene. US-patent 5,881,813 beskriver behandling av injeksjonsbrønner med et enzymatisk opprenskningsfluid for å bryte ned de polymeriske viskositetsøkere, og deretter utføre en syrebehandling for å fjerne de ikke-polymeriske faststoffer. US-patent 6,263,967 beskriver bruk av en vandig vaskesammensetning for opprensking av fluidfilterkaker ved boring og komplettering, omfattende vann og en virksom mengde av kationiske salter av polyaminokarbonsyrer (så som et di-kationsalt av (etylendinitrilo) tetraeddiksyre), ved nøytral eller acidisk pH. Denne løsningen kan videre omfatte et oksydasjonsmiddel eller

enzymer.

For størstedelen av de nyere borefluider som brukes i reservoarseksjoner, bryter syrene ikke hovedsakelig ned den polymeriske komponent, og brukes faktisk for fjerning av kalsiumkarbonaten. Oksidasjonsmidlene og enzymene angriper polymerene, mens syrene hovedsakelig angriper karbonaten og polymerene. Dette fremmer bakoverproduksjonen av filterkaken gjennom skjermene, og begrenser skade på kompletteringen.

I injeksjonsbrønner, har det imidlertid blitt funnet at den enzymatiske (eller oksiderende) behandling som fulgte eller som var kombinert med en syrebehandling i virkeligheten ikke var tilfredsstillende for injeksjonshastigheter. Særlig tilveiebringer denne type behandling ikke en uniform fjerning av filterkake, inkludert borefaststoffer så vel som de selvtettende stoff og polymerer, selv om denne uniforme fjerning er svært egnet for å sørge for uniform injeksjonsprofil og maksimere injektivitetsindeks. Denne rengjøringsprosessen er tidkrevende, kostbar og er ofte lite effektiv. Det er derfor ønskelig å tilveiebringe en ny måte til å komplettere injeksjonsbrønnboringer.

Denne oppfinnelse foreslår en fremgangsmåte for komplettering av et intervall i en åpenhulls injeksjonsbrønnboring som penetrerer en underjordisk formasjon, hvor brønnboringen er i kommunikasjon med formasjonen ved hjelp av en grenseflate som omfatter i det minst en filterkakeinvadert sone omfatter selvtettende materialer og andre innleirede faststoffmaterialer, og som ikke har blitt tillatt å produsere før kompletteringen, hvilken fremgangsmåte omfatter: injisering av et opprenskningsfluid og bringe det i kontakt med filterkaken over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å løsne noen av de andre faststoffer som er innleiret i filterkaken; kjennetegnet ved at den videre omfatter deretter fjerning av de løsnede faststoffer ved hjelp av et fluid for fortrengning med stor strømningsmengde omfattende suspenderende additiver; og deretter, injisering av et oppløsende fluid som omfatter en diverter og en effektiv mengde av et salt eller en syre som er i stand til å løse opp det selvtettende materiale.

Kombinasjonen av en behandling for å løsne noen av de innleirede faststoffer og en fortrengning av disse faststoffene før behandling av brønnen med et oppløs-ende middel, og følgelig når det selvtettende stoff fortsatt er tilstede og hindrer høyt fluidtap av fluidet for fortrengning med stor strømningsmengde, tillater punktplassering av den oppløsende løsning over et langt åpen hull, slik at kjemikaliene vil reagere med filterkaken over hele intervallet. I tillegg, bruken av en diverter, fortrinnsvis et viskoelastisk overflateaktivt middel, sørger for kontakt mellom det oppløsende middel og de selvtettende partikler langs hele det åpne hull.

Hvis en gruspakke-komplettering er planlagt, blir det siste trinn med oppløsing av det selvtettende stoff fortrinnsvis kombinert med trinnet med tilveiebringelse av grusen. I kompletteringer med en ekspanderbar skjerm, må de første to trinn (opprenskning og fortrengning med stor strømningsmengde) utføres før ekspansjon aven

ekspanderbar skjerm, for å hindre innestengning av faststoffene mellom brønnboring-ens vegg og den ekspanderbare skjerm. Tilsvarende må disse to trinn utføres før gruspakking, for å hindre innestengning av faststoffene mellom brønnboringens vegg og gruspakken.

For å avhjelpe de vanskeligheter som oppstår på grunn av lange eller skråstilte intervaller, utføres det siste trinn fortrinnsvis med verktøy med "alternativt løp". Slike verktøy inkluderer perforerte shunter som er tilpasset til å motta grusslurryen når den kommer inn i ringrommet rundt skjermen. Disse shuntene tilveiebringer alternative løp som gjør at grusslurryen fortsatt kan leveres, selv om det dannes en bro eller fortett-ing før operasjonen er fullført. En fullstendig beskrivelse av et typisk gruspakkeverktøy med alternativt løp og hvordan det virker, kan finnes f.eks. i US-patent nr. 4,945,991. Flere forbedringer med operasjonsteknikken og verktøyene har blitt foreslått, f.eks. i US-patent nr. 4,945,991; 5,082,052; 5,113,935; 5,113,935; 5,341,880; 5,419,394; 5,435,391; 5,476,143; 5,515,915 og 6,220,345. For gruspakkede kompletteringer som benytter systemer med alternativt løp, tilveiebringer inkorporering av kjemikaliet (syre, chelatdannende middel eller undermettet saltløsning) for oppløsing av det selvtettende stoff i det viskoelastiske bærefluid den mest attraktive og den foretrukne valgmulighet, ettersom det kombinerer gruspakkingen og behandlingene for opprenskning av det selvtettende stoff i et enkelttrinn, hvilket sparer riggtid så vel som at det tilveiebringer fullstendig dekning av det åpne hullet. En slik fremgangsmåte har blitt beskrevet i US-patent nr. 6,140,277.

Oppfinnelsen tilveiebringer en rekke fordeler, den eliminerer nemlig behovet for en lang produksjonsfase før bruken av brønnen som en injeksjonsbrønn. En kort produksjonsfase er foretrukket når det er gjennomførbart som en eventualitet; dette trinnet vil imidlertid være mye kortere sammenlignet med de produksjonsperioder og de store produksjonsvolumer som typisk vil være påkrevet i injeksjonsbrønner, særlig i gruspakkede kompletteringer eller kompletteringer med ekspanderbar skjerm, hvilket reduserer kravene til lagringskapasitet på overflaten.

Den foreslåtte teknikk vedrører vanninjeksjonsbrønner i

sandkontrollomgivelser, hvilket er åpenhullskompletteringer som er boret med et borefluid som danner filterkake. Borefluidet kan være enten vannbasert eller

syntetisk/olje-basert. Borefluidene som brukes i den drivverdige sone, kalles innboringsfluider (drill-in fluids (DIF) eller reservoarborefluider (reservoir drilling fluids, RDF). Disse fluidene innholder selvtettende stoffer og fluidtapskontrolladditiver, i tillegg til viskositetsøkere, for å minimalisere invasjon i den drivverdige sone av skadelige materialer.

De selvtettende stoffer som brukes i de vannbaserte RDF-er er typisk faste partikler som er oppløsbare ved at de utstettes for enten en umettet saltløsning (eksempelvis størrelsesgraderte saltpartikler i RDF-er som benytter mettet saltoppløsning som basissaltløsningen) eller en løsning med syre/chelatdannende middel (eksempelvis størrelsesgraderte kalsiumkarbonatpartikler i RDF-er, som vanligvis benevnes polymer/karbonatslam). Disse selvtettende stoffene kan også være baryttpartikler, hvilket tilveiebringer høyere hydrostatisk trykk (for stabilitet av brønnboringen og brønnkontroll) med lavere partikkelkonsentrasjoner i RDF-en for en gitt basistettet av saltløsningen. Visse typer løsninger med chelatdannende middel (Chelating Agent Solutions, CAS) kan brukes til å løse opp selvtettende stoffer med barytt. En ytterligere funksjon ved de selvtettende stoffer er å tilveiebringe vekt (økt hydrostatisk trykk) uten at dette krever mer kostbare tyngre saltløsninger.

De selvtettende stoffer som brukes i de oljebaserte RDF-er er vanligvis enten barytt (på grunn av den lavere tetthet til basisfluidet) eller kalsiumkarbonat i tilfelle hvor reservoartrykket kan balanseres uten at dette fordrer overdrevent høye karbonatkonsentrasjoner. En unik oljebasert RDF som er tilgjengelig fra M-l (et joint venture mellom Smith International og Schlumberger) avsetter en filterkake som kan reverseres til en vann-fuktig tilstand når den utsettes for en pH i det acidiske område (typisk mindre enn 5 til 6). Dette tilveiebringer enkel adkomst for alle vannbaserte oppløsende kjemikalier (eksempelvis syrer eller CAS) til de selvtettende stoffer, så som kalsiumkarbonat eller barytt som brukes i den oljebaserte RDF som markedsføres som FAZEPRO.

Fluidtapskontrolladditiver som brukes i de vannbaserte RDF-er er typisk en stivelse eller stivelsesderivater. Enzymer så som alfa-analyse har med hell blitt brukt for fjerning av stivelseskomponenten i den vannbaserte RDF filterkake. En annen mulighet er å bruke oksidasjonsmidler.

En vanlig løsningsmåte for tilfellet hvor fjerning av både stivelseskomponent-ene og kalsiumkarbonatkomponentene er nødvendig for å oppnå høye produktiviteter har vært en to-trinns prosess: en oppbløting med et enzym fulgt av en syrebehandling for å fjerne de selvtettende stoffer av karbonat. I kompletteringer av lange åpne hull, er en slik løsningsmåte ofte ineffektiv, siden reaksjonen mellom syre og karbonatpartikler er meget rask, hvilket forårsaker at de selvtettende stoffer av karbonat fjernes fra de områder hvor de først blir utsatt for syren, og dette resulterer følgelig i tap av all syren inn i formasjonen i de allerede opprenskede seksjoner av brønnboringen. Dette resulterer deretter i en brønnboring med en ren og følgelig svært produktiv seksjon og en skitten (med karbonatpartikler som fortsatt blokkerer poreinnganger) og følgelig lavproduktiv seksjon.

En betydningsfull konsekvens av dette er at foretrukne høye strømningsmengder i den rene seksjon fører til en for tidlig strøm av vann (eller enkelte ganger uønsket gass) inn i brønnen, hvilket gjør brønnen uøkonomisk på grunn av høye vannproduksjonsmengder. Selv om dette problemet er noe mindre utpreget i kompletteringer med frittstående skjermer, med skjermer med store nok åpninger i produserende brønner, er det et større problem i produsenter som er gruspakket med grus med mindre størrelse, og til og med et mye større problem i injeksjonsbrønner, uten hensyn til type komplettering (dvs. frittstående skjermer, gruspakke). Dette skyldes at de selvtettende stoffer virker som en tilbakeslagsventil; og de kan følgelig strømme tilbake i produksjonsretningen i en omgivelse med frittstående skjermer, med tanke på at skjermåpningene er dimensjonert til å stoppe formasjonens sandpartikler, som typisk er mye større enn de selvtettende stoffer, eller gruspakkeomgivelse når det brukes grus av relativt store størrelser.

En ytterligere og faktisk den mest kritiske faktor som bestemmer injektiviteten er tilstedeværelsen av borefaststoffer i filterkaken. Dette er de faststoffer som ikke opprinnelig er en del av RDF-en, men som er inkorporert i RDF-en under boreprosessen, og følgelig avsatt i filterkaken. Typen (leirer, silt, kvarts, osv.) og størrelsen av disse partiklene varierer betydelig, avhengig av de formasjoner det bores gjennom, så vel som borkronens type, borehastigheter, vekt på borkronen, osv. Selv når alle komponentene av de polymeriske/stivelsesstoffer og de selvtettende stoffer (kalsiumkarbonat, salt, barytt, osv.) i filterkaken er fjernet med enzymer, oksidasjonsmidler, undermettede saltløsninger, syrer og/eller CAS, skyves disse borefaststoffene inn i formasjonen og plugger poreinngangene, hvilket alvorlig reduserer injektiviteten, siden disse faststoffene er uløselige i noen av disse behandlingsfluidene. Følgelig, uten hensyn til type behandling (dvs. om hvorvidt det er enkelttrinns CAS/enzymbehandling eller en to-trinns enzym fulgt av syre eller oksidasjonsmiddel fulgt av syre), må borefaststoffene fjernes fra brønnboringen før injeksjon. Det er ikke tilstrekkelig å utføre en oppbløting med et enzym eller et oksidasjonsmiddel, og deretter utføre en syrebehandling for å oppnå høye injektiviteter. Et trinn med fortrengning med stor strømningsmengde må inkluderes mellom de to behandlinger for å fjerne de uløselige borefaststofferfra brønnboringen, slik at de ikke injiseres inn i formasjonen.

Denne oppfinnelsen foreslår en ny teknikk for å oppnå uniforme og høye injektiviteter i brønnen som er komplettert med åpne hull, og som på grunn av forskjellige årsaker, som drøftet ovenfor, ikke kan settes i produksjon over langvarige tidsperioder før injeksjon.

For vannbaserte RDF-er, omfatter opprenskningsfluidet i det første trinn ifølge fremgangsmåten en oppbløting med enzym eller et oksidasjonsmiddel, for å hydrolysere den primære polymeriske komponent i filterkaken (stivelse) som holder de faste partikler i filterkaken sammen, og således "frigjøre" faststoffene. Passende enzymer for å angripe stivelse inkluderer amylaser, glukosidaser, mannaser, galaktomannaser, hemicellulaser, cellulaser, xantanaser, skleroglukanaser og lignende. Alfa amylaseenzymer har lenge vært kjent for å hydrolysere stivelse. En effektiv mengde enzymer er vanligvis i området fra minst ca. 1 m<3> alfaamylase pr. 100 m3 vandig væske. Illustrative eksempler på oksidasjonsmidler som her kan anvendes kan inkludere oksiderende midler, persulfater (ammoniumpersulfat), peroksider, hypokloriter, azo-forbindelser så som 2,2'-azobis(2-amidinopropan)dihydro-klorid og oksidasjon-reduksjonssystemer.

Dette følges deretter av et trinn med fortrengning med stor strømningsmengde, hvor et vandig fluid som inneholder leire-, silt-, sand-suspenderingsmidler, så som polymer (særlig cellulosederivater, så som hydroksyetylcellulose, guar, xantan og skleroglucan), og formuleringer av overflateaktive midler som er basert på viskoelastiske overflateaktive midler eller andre (så som blanding av saltsyre ved 15%, et kationisk vannfuktende middel og etylendiamintetraeddiksyre (ethylenediaminetetraacetic acid, EDTA). Dette trinnet, som fortrinnsvis utføres ved bruk formuleringer som er basert på et viskoelastisk overflateaktivt middel, fjerner de nå løsnede faststoffer ut av brønnboringen. Med høy strømningsmengde menes det f.eks. 0,954 til 1,908 m3 pr. minutt i ett hull på 215,9 mm, eller ca 0,477-0954 m3 pr. minutt i et hull på 165,1 millimeter. Ringromshastigheten til det fortrengt fluid er fortrinnsvis større enn 9,144 m pr. minutt, mest foretrukket større enn 15,25 m pr. minutt, og i de fleste tilfeller større enn 30,48 m pr. minutt (idet man tar i betraktning at fortrengning med høy strømningsmengde også kan oppnås ved å fremme f.eks. ikke-laminær sirkulasjon). Bemerk at siden de selvtettende stoffer ennå ikke har blitt fjernet, blir invasjon av formasjonen av borefaststoffene enten eliminert eller minimalisert under dette trinnet med fortrengning med høy strømningsmengde. Høy strømningsmengde er nødvendig for å utøve tilstrekkelig trekk på de faste partikler som er i filterkaken.

Viskoelastiske overflateaktive stoffer, f.eks. basert på kationiske overflateaktive stoffer, så som erucyl metyl bis(2-hydroksyetyl) ammoniumklorid (heretter benevnt "EMHAC") og zwitterioniske overflateaktive stoffer, så som betain overflateaktive stoffer, kan brukes. Bærefluider som er gelatinert med viskoelastiske overflateaktive stoffer er polymerfri, og det er derfor mindre sannsynlig at disse skader oljereservoaret.

De første to trinn følges av et tredje trinn for fjerning av de selvtettende stoffer, hvorved fluidet brukes enten uten grus (komplettering med en frittstående skjerm eller en ekspanderbar skjerm) eller med grus (i gruspakket komplettering). De første to trinn (fjerning av polymeriske komponenter og fortrengningen ved høy strømningsmengde) må utføres før ekspansjon av en ekspanderbar skjerm, for å hindre innestengning av faststoffene mellom brønnboringens vegg og den ekspanderbare skjerm. Tilsvarende må disse to trinn utføres før gruspakking, for å hindre innestenging av faststoffene mellom brønnboringens vegg og gruspakken.

I dette tredje trinn brukes en diverter til å tilveiebringe avledning av behandlingsløsningen, for å sørge for kontakt mellom det oppløsende middel og karbonatpartiklene langs hele det åpne hull. En slik diverter er fortrinnsvis et system som er basert på et viskoelastisk overflateaktivt stoff, selv om andre divertere som er basert f.eks. basert på skum eller divertere av polymergeler også kan brukes. Igjen, i dette tredje trinn, omfatter fluidet fortrinnsvis viskoelastiske overflateaktive stoffer. Viskoelastiske fluider bidrar også til å redusere friksjonstrykket, et punkt av særlig interesse, siden bærefluidet må transporteres langs lange intervaller i rør med redusert tverrsnitt.

Det oppløsende middel kan være en syre og/eller et sjelatdannende middel hvis det selvtettende stoff er karbonat eller en undermettet saltløsning hvis det selvtettende stoff er et salt, som brukt i reservoarborefluider med polymer/karbonat eller størrelsesgradert salt. Egnede syrer inkluderer mineralsyrer, fortrinnsvis saltsyrer og andre syrer som ikke vesentlig reagerer med silisiumholdige formasjoner og organiske syrer så som med maursyre, eddiksyre .sitronsyre melkesyre, fosforsyre, fosfon-isk syre og vinsyre. Eksempler på chelatdannende midler inkluderer vandige løsnin-ger som omfatter di-kationiske salter (og fortrinnsvis di-kaliumsalter) av etylendiamintetraeddiksyre (etylendiaminetetraacetic acid EDTA), cykloheksylen, dinitrilo-tetraeddiksyre (cyclohexylene dinitrilo tetraacetic acid, CDTA), [Etylenbis(oksyetylennitrilo)]- tetraeddiksyre (EGTA, også kjent som etylenglykol-bis(betaaminoetyleter) N,N'-tetraeddiksyre) og [Karboksymetyl)imino]-bis(etylennitrilo)]-tetra-eddiksyre (DTPA, også kjent som dietylentriaminpenta-eddiksyre), hydroksyetylendiamintrieddiksyre (HEDTA) og hydroksyetyliminodiaeddiksyre (HEIDA). For gruspakkede kompletteringer som benytter et system med alternativt løp, tilveiebringer inkorporering av det oppløsende kjemikaliet for selvtettende stoff (syre, CAS eller undermettet saltløsning) i det viskoelastiske bærefluid, den mest attraktive og den foretrukne valgmulighet, ettersom det kombinerer gruspakking og behandlinger med opprenskning av selvtettende stoff i et enkelt trinn, hvilket sparer riggtid så vel som at det tilveiebringer fullstendig dekning av det åpne hull, som drøftet i US-patent 6,140,277. Uttrykket "grus" skal forstås å inkludere ethvert partikkelmateriale så som sand, bauxsitt av keramiske kuler, eventuelt harpiksbelagt. Størrelsen av grusen bør velges basert på konvensjonelle kriterier; idet de mest vanlig brukte størrelser er de området 20/40 US. mesh eller 40/60 US. mesh.

Det anbefales å inkludere et fjerde trinn med en kort produksjonsperiode når dette som en eventualitet er gjennomførbart, og dette trinn vil være mye kortere sammenlignet med de produksjonsperioder og de store produksjonsvolumer som typisk vil være påkrevet i injeksjonsbrønner, særlig i gruspakkede kompletteringer eller kompletteringer med ekspanderbare skjermer, hvilket reduserer kravene til lagringskapasitet på overflaten.

Til slutt, de innledende trinn av injeksjonen kan inkludere en behandling med et fellesløsemiddel i tørre gassbrønner for å bryte en løsning med viskoelastisk overflateaktivt stoff. Eksempler på egnede fellesløsemidler inkluderer etylenglykolmono-butyleter, dipropylenglykolmetyleter, dimetylglykolmetyleter og andre etere som er beskrevet i US-patentsøknad 10/253,962, innlevert 24. september 2002, og i den korresponderende internasjonale patentsøknad PCT/EP02/11807, som herved inkorporeres ved referanse. Den samme løsningsmåte som involverer en behandling med et enzym eller et oksidasjonsmiddel for fjerning av stivelse, fulgt av en fortrengning med stor strømningsmengde for å sirkulere ut borefaststoffene i den løsnede kake, ut av brønnboringen, og til slutt en behandling for å løse opp de selvtettende stoffer med en viskøs løsning, kan også utføres i brønner som ikke fordrer sandkontroll.

For oljebaserte RDF-er, består den foreståtte fremgangsmåte i å sirkulere enten en løsning med basisolje/fellesløsemiddel (enten i vannsensitive formasjoner uten hensyn til type komplettering eller brønner som vil bli gruspakket med et oljebasert bærefluid) eller en løsning med saltløsning/fellesløsemiddel (i brønner som vil bli gruspakket med vannbaserte fluider) for å bryte integriteten til og følgelig løsne filterkaken (dette trinnet erstatter oppbløtingen med enzym- eller oksidasjonsmiddel som er foreslått for vann-base RDF-er). Fordi de selvtettende stoffer ennå ikke er fjernet, vil lekkasjen inn i formasjonen være relativt lav, om enn høyere enn den var før denne behandlingen.

Dette følges av en fortrengning med stor strømningsmengde ved bruk av enten en saltløsning med økt viskositet (i brønner som er gruspakket med vannbaserte fluider) eller en olje-ekstern og vann-intern emulsjon som ikke inneholder noen faststoffer (i vannsensitive formasjoner uten hensyn til typen komplettering eller brønner som vil bli gruspakket med et oljebasert bærefluid) for å sirkulere borefaststoffene ut av brønnboringen.

Det tredje trinn er enten en vandig løsning som inneholder en løsning med chelatdannende middel og et vannfuktende overflateaktivt stoff sammen med et fellesløsemiddel (i frittstående kompletteringer eller kompletteringer med ekspanderbar skjerm) eller en olje-ekstem/vann-emulsjon med en CAS eller en organisk syre som gir lav korrosjon i den interne fase i emulsjonen (enten i vannsensitive formasjoner eller i brønner som vil bli gruspakket med et oljebasert bærefluid, hvilket i sistnevnte tilfelle inkluderer grusen og følgelig kombinerer fjerning av selvtettende stoff med gruspakkeprosessen. Injeksjon av et fellesløsemiddel i vann bør utføres ved de tidligere trinn av injeksjonen for å bryte eventuelle gjenværende emulsjoner.

Eksempler

Vannbaserte reservoarborefluider.

To vanlig brukte vannbaserte (water-based, WB) reservoarborefluider (reservoir-drilling fluids, WRDF) inneholder en biopolymer og en stivelse, og enten størrelsesgradert CaC03 eller størrelsesgradert salt som selvtettende midler/vektmidler. I disse seriene av eksperimenter ble det brukt en WRDF som var basert på 1246,2 kg/m<3> NaCI/KCI med 3,71 kg pr. m<3> biopolymer, 11,41 kg/m<3 >stivelse og 119,83 kg pr. m<3> størrelsesgradert CaC03.1 tillegg ble 22,82 kg pr. m<3 >leire og 28,53 kg/m<3> knust sand tilsatt for å simulere borefaststoffer. Den eksperimentelle anordning var en modifisert HP-HT fluidtapscelle som tillater tverrstrøm over kjernens ytterflate og kompletteringssimulering med skjermer eller skjerm/gruspakke-kombinasjoner.

Sju eksperimenter ble utført med disse vannbaserte reservoarborefluidene, idet det fjerde og det sjette eksperiment ble utført i henhold til oppfinnelsen. En sammenfatning av injektivitetseksperimentene er gitt i tabell 1.

I det første eksperiment ble en feltkjerne med en saltløsningspermeabilitet på 80 md brukt til å simulere injektiviteter inn i vanndelen av reservoaret. En dynamisk filtrering som brukte WDEF-en som er beskrevet ovenfor ble utført ved 76,67 °C og 2,068 MPa differansetrykk i 4 timer. Dette ble fulgt av en 16-timers statisk og en etterfølgende 1-times dynamisk filtrasjon. Den overskytende WRDF ble deretter fortrengt med en viskøs HEC-pille (~ 9,586 kg/m<3>) og saltløsningstrinn ved 2,068 MPa overbalanse. Kjernen ble lukket inne i en periode på 36 timer, hvilket ble ansett som representativt for tripp-tiden. For å simulere opprenskning av filterkake gjennom bakoverproduksjon uten noen opprenskning, ble saltløsning deretter injisert i produksjonsretningen, hvilket resulterte i en tilbakeholdt permeabilitet på 79%. Dette ble fulgt av måling av saltløsningspermeabilitet i injeksjonsretningen, hvilket ga 52% tilbakeholdt. Eksperimentet ble utført ved fravær av gruspakke.

I det andre eksperimentet, ble det brukt en annen kjerneprøve fra det samme felt med en saltløsningspermeabilitet på 87 md. Den dynamiske og statiske slamfiltrering, så vel som slamfortrengningen, ble utført som i det første eksperiment. Dette ble deretter fulgt av installasjon av 20/40 gruspakke og en skjerm som var viklet av tråd med en utvendig diameter på 2,05 mm. Saltløsning ble deretter injisert i produksjonsretningen for å simulere opprenskning av filterkake gjennom produksjon, fulgt av injeksjon av saltløsning i injeksjonsretningen, hvilket tillot bestemmelse av tilbakeholdt permeabilitet (78%) etter produksjon gjennom gruspakken, og en etterfølgende tilbakeholdt permeabilitet (4%) ved injeksjon av saltløsning. Videre, for å undersøke innvirkningen til en foreslått opprenskningspakke, ble en løsning med chelatdannende middel (chelating agent solution, CAS) som inneholdt et enzym punktplassert på slamkaken med en overbalanse på 2,068 MPa i to timer, og oppbløtingen fortsatte ved balanserte tilstander i ytterligere 16 timer. Umiddelbart etter dette trinn, ble saltløsningspermeabilitet bestemt i injeksjonsretningen (16% tilbakeholdt). Deretter ble saltløsning brakt til å strømme i produksjonsretningen, og deretter ble en sluttpermeabilitet målt i injeksjonsretningen, for å bestemme innvirkningen til bakoverproduksjon etter opprenskningsbehandlingen. Dette slutt-trinnet resulterte i en tilbakeholdt permeabilitet ved saltløsningsinjeksjon etter behandling og etter produksjon på 97%.

Bemerk at de tilbakeholdte permeabiliteter i produksjonsretningen er de samme med eller uten gruspakke (20/40 U.S. mesh) ved fravær av en opprenskningsbehandling: 78-79%. Den etterfølgende stabiliserte tilbakeholdte permeabilitet på 4% ved injeksjon av saltløsning med grus er imidlertid vesentlig lavere enn ved fravær av gruspakke (52%). For det første, årsaken til at den tilbakeholdte permeabilitet ved injeksjon er mindre enn den tilbakeholdte permeabilitet ved produksjon ved fravær av grus, er fordi enkelte av de produserte filterkake-komponenter som er igjen i kjerneholderen ble injisert på ny inn i kjernen under injeksjonsperioden. For det annet, ved fravær av gruspakke, selv om en tilbakeholdt permeabilitet ved produksjon som tilsvarer den uten grus kan oppnås gjennom redistribusjon av filterkakeresten inne i gruspakken, blir disse redistribuerte kakekomponenter på ny injisert inn i kjernen i den etterfølgende injeksjonsperiode. Bemerk også at den tilbakeholdte permeabilitet ved injeksjon etter oppbløtingen med en løsning med CAS/enzym økte fra 4 til 16%; merkbart, men ingen vesentlig økning. Deretter, for gitt injeksjon fulgt av en produksjonsperiode gjenvant 97% av den opprinnelige saltløsningspermeabilitet.

Det tredje eksperiment ble utført for å undersøke effekten av en produksjonsperiode før injeksjon for en kommende vanninjeksjonsbrønn. Siden injeksjonen ville være inne i oljedelen, ble en feltkjeme (38,1 mm) først mettet med saltløsning, som ble fortrengt til restsaltløsning med en mineralolje, fulgt av fortrengning til restolje, for å etablere en basissaltløsningspermeabilitet, og til slutt til mineralolje for å reetablere metning av restsaltløsning. En dynamisk/statisk/dynamisk slamfiltreringsfrekvens som var fulgt av fortrengning av overskytende slam med en HEC-pille og saltløsning ble utført som i de forutgående tester. Dette ble fulgt av plassering av en gruspakkeslurry (håndpakket) som besto av et bærefluid som omfattet et viskoelastisk stoff (viscoelastic surfactant, VES), en CAS med chelatdannende middel og enzym, og 20/40 grus med noe overskytende bærefluid som var tilbake over skjermen (viklet av tråd med en utvendig diameter på 2,05 mm) for å simulere overskytende fluid som er tilbake i basisrøret under en virkelig operasjon. Dette fluidet ble tillatt å bløtes opp med en overbalanse på 2,068 MPa ved 76,67 °C i 3 timer, fulgt av en balansert oppbløting i 16 timer. Mineraloljer ble deretter injisert i produksjonsretningen i 40 minutter ved 6 ml/min. Dette korresponderer til 31,80 m<3> produksjon ved ~1128,8 m<3> pr. dag i 40 minutter i et åpent hull på 220,066 m, 215,9 mm. Etterfølgende forsøk på å injisere saltløsning inn i kjernen resulterte i tilnærmet null injektivitet. Videre mineraloljeinjeksjon i produksjonsretningen over en periode på 40 timer ved den samme strømningsmengde, fulgt av injeksjon av saltløsning ga initialt 40% tilbakeholdt permeabilitet ved injeksjon, hvilket gradvis falt til og stabiliserte seg ved 15%. Bemerk at produksjonen ved dette trinn korresponderer til ca. 1907,8 m<3> ved 1128,8 m<3> pr. dag i 40 timer. Dette er et betydelig volum. Disse testene indikerte betydningen av korrekt estimering av den påkrevde produksjonsperiode før injeksjon. Det er i tillegg klart at jo lengre produksjonsperioden er, jo høyere er injeksjonspermeabiliteten. Hvis produksjonsperioden imidlertid ikke er tilstrekkelig lang til at alle faststoffene strømmer tilbake, ut av gruspakken, vil fornyet injeksjon av faststoffene inn i bergarten resultere i dårlig injektivitet. Det var i dette tilfelle klart at en langvarig produksjonsperiode (lengre enn 40 timer eller ekvivalent til mer enn 1907,8 m<3>) ville være påkrevet for å etablere høy injektivitet i denne brønnen.

Ved gjennomgang av de drøftede eksperimentelle resultater, er det klart at i fravær av borefaststoffer i WRDF-en, kan en enkelttrinns behandling av filterkaken med en løsning som inneholder et CaCO-3-oppløsende kjemikalie og et stivelsesen-zym gi injektiviteter i størrelsesorden 50-70%. Identiske eksperimenter, med unntak av å inkludere borefaststoffer i RDF-en, gir imidlertid injektiviteter i størrelsesorden 0-5%, avhengig av kjernens permeabilitet og type/størrelse av borefaststoffene. Resultatene ovenfor er uavhengig av om hvorvidt det er en gruspakke eller ikke.

I det fjerde eksperiment ble en feltkjerne opprinnelig mettet med saltløsning, og den ble deretter fortrengt av mineralolje, hvilket resulterte i 87 md for olje. En etter-følgende injeksjon av saltløsning resulterte deretter i en basissaltløsningspermeabilitet på 5,1 md. Foren nær simulering av felttilstandene, ble WRDF-filtreringen utført ved et differansetrykk på 16,547 MPa, dynamisk i 4 timer, fulgt av en statisk filtrering i 16 timer, og tilslutt en ytterligere dynamisk filtrering i 1 time. Testtemperaturen var

76,67 °C, og W RDF-en inneholdt 28,53 kg/m3 simulerte borefaststoffer. Den overskytende WRDF ble deretter fortrengt av en løsning som inneholdt 5% enzym i 1066,5 kg/m<3> NaCI-saltløsning, med 6,55 MPa overbalanse. Denne løsningen fikk deretter gjennomgå en oppbløting i 8 timer. Etter oppbløtingen med enzym, ble fortrengningen med stor strømningsmengde utført ved å injisere en 2,5% VES løsning i saltløsning ved 6,55 MPa differansetrykk, ved en ringromshastighet på -45,72 m/min. En 20/40 gruspakkeslurry som besto av et nylig utviklet VES-fluid som inneholdt CAS og enzym ble deretter plassert, og fikk gjennomgå en oppbløting i 6 timer med en overbalanse på 4,137 MPa og en ytterligere i 72 timer ved balanserte tilstander. Til slutt, injeksjon av saltløsning resulterte i en injeksjonspermeabilitet på 4,8 md; dvs. en tilbakeholdt permeabilitet ved injeksjon på 94%. De initiale trinn av injeksjon med saltløsning inneholdt et felleløsemiddel (10%) for å bryte VES-fluidet og følgelig øke hastigheten ved den endelige reduksjon i dets viskositet på grunn av fortynning med saltløsning. En tilbakeholdt injeksjonspermeabilitet som var ekvivalent til den som fremkom i eksperiment 2 kunne følgelig fremskaffes uten at dette krevet en produksjonsperiode.

I det femte eksperiment ble en Bereakjerne på ~512 md saltløsningspermeabilitet brukt. For å eliminere effekter av relativ permeabilitet, ble kjernen vakuummettet 100% med saltløsning. RDF-filtreringen og fortrengning av overskytende slam til HEC-pille og deretter til saltløsning ble begge deler utformet på den samme måte som i de tidligere eksperimenter. RDF inneholdt borefaststoffer av lignende type og konsentrasjon. Istedenfor bakoverstrøm eller en enkelttrinns CAS/enzym-oppbløting, ble det utført en totrinns behandling: en enzymoppbløting fulgt av en CAS-behandling. Dette resulterte i en tilbakeholdt injektivitet på 3%, etter oppbløtingen med CAS. Det samme eksperiment ble deretter gjentatt, med det eneste unntak å inkludere et trinn med fortrengning med stor strømningsmengde med et viskøst fluid (i dette tilfelle VES-fluid) etter oppbløtingen med enzym (eksperiment 6), fulgt av en oppbløting med CAS, som i det foregående eksperiment. Dette resulterte i en tilbakeholdt permeabilitet ved injeksjon på ~82%, en vesentlig forbedring i forhold til det forrige tilfelle hvor trinnet med fortrengning med stor strømningsmengde med et viskøst fluid var utelatt.

Det siste eksperiment (eksperiment 7) benyttet en syntetisk kjerneplugg som initialt var vakuummettet med saltløsning, og deretter fortrengt til olje, fulgt av et annet trinn med injeksjon av saltløsning, hvilket resulterte i en basis-saltløsningspermeabili-tet på 30,4 md ved restoljemetning. Testtemperaturen var 82,22 °C. Den samme WRDF-formulering som inneholdt borefaststoffer av samme type og konsentrasjon som i test 4 ble brukt til å danne en filterkake statisk ved 4,137 MPa differansetrykk i 16 timer. Overskytende WRDF ble deretter erstattet med en løsning med 5% enzym i 1066,5 kg/m<3> NaCI saltløsning, for å tillate en overbalansert oppbløting (4,826 MPa) i 8 timer. Det overskytende fluid ble deretter fjernet, og en 20/40 gruspakkeslurry med det samme VES/CAS/enzym bærefluid og en skjerm som var viklet av tråd med en utvendig diameter på 2,05 mm ble plassert, med noe overskytende bærefluid oppå skjermen, som i test 4. Oppbløtingen fortsatte ved 4,137 MPa overbalanse i 6 timer, fulgt av balansert trykk i 72 timer. Dette ble deretter fulgt av injeksjon av saltløsning, som initialt inneholdt et fellesløsemiddel (10%), fulgt av kun saltløsning. Den resulterende saltløsningspermeabilitet var 0,8 md; dvs. kun 2,6% tilbakeholdt injeksjonspermeabilitet, sammenlignet med 94% i test 4. Bemerk at dette eksperimentet nært fulgte den samme prosedyre som i test 4, med den eneste store forskjell at mat hoppet over trinnet med fortrengning med stor strømningsmengde mellom trinnene med enzym og chelatdanner.

Disse resultatene viste at den foreslåtte tre-trinnsprosess tillater høye injektiviteter uten produksjon. For vannbaserte RDF-er som inneholder CaC03 selvtettende stoffer, er disse trinn foretrukket: (1) Utførelse av en oppbløting med enzym eller et oksidasjonsmiddel for å hydrolysere de polymeriske komponenter i kaken, hvilke holder de faste partikler sammen; (2) Et trinn med fortrengning med stor strømningsmengde med et viskøst fluid for å plukke opp og transportere de faste partikler ut av brønnboringen; og (3) utføre en kjemisk behandling for å fjerne de selvtettende stoffer. I tilfelle av gruspakkede injeksjonsbrønner, kan og bør det siste trinn utføres samtidig med gruspakkeoperasjonen, for å sørge for fullstendig kontakt mellom bryteren og de gjenværende CaCCVpartikler. Det annet trinn utføres fortrinnsvis uten noen midler for oppløsning av selvtettende stoff, for å holde de selvtettende stoffer i poreinngangene for å hindre invasjon av formasjonen med borefaststoffer og i en viss utstrekning redusere tap, idet det sistnevnte også fremmes gjennom bruk av et ikke-skadelig viskøst fluid, hvilket brytes fullstendig når det utsettes for et fellesløsemiddel.

Syntetiske/oljebaserte reservoarborefluider

Testing med syntetiske/olje-baserte reservoarborefluider (synthetic/oil-based reservoir drilling fluids, S/OB-RDF) involverte lineære og radiale kjernetester. Enkelte av de viktigste tester er oppsummert nedenfor.

Lineær kjernetest

Lineære tester har blitt utført ved bruk av en modifisert HPHT-fluidtapscelle, hvilken tillot tverrstrøm for dynamisk filtrering og fortrengninger. I de første fire tester ble kjerner av Berea sandstein på 500 til 600 md (for saltløsning) brukt ved 65,56 °C. I den femte testen, i henhold til den foreliggende oppfinnelse, ble det brukt en feltkjeme på 1160 md (for saltløsning) ved 85 °C. Ingen gruspakker ble brukt i disse testene.

I alle testene ble det brukt kjerner som var mettet med 100% saltløsning. To oljebaserte RDF-er ble testet, en konvensjonell mineralolje-basert RDF og en reversibel mineralolje-basert RDF. Det sistnevnte system inneholder en pakke med overflateaktivt stoff som tillater filterkaken å reversere sin fuktningsgrad fra olje til vann, og følgelig tilveiebringer adkomst for vandige oppløsende kjemikalier, til de selvtettende stoffer med CaC03 som er i filterkaken. Begge RDF-er inneholdt selvtettende stoffer med CaCC«3 av samme størrelse og simulerte borefaststoffer av samme type (REV støv) og konsentrasjon (0 og 71,32 kg/m<3>). De fluidformuleringer som ble brukt i disse testene er gitt i tabell 2. Bemerk at forskjellene i konsentrasjoner for CaC03 og intern saltløsningsfase for de to systemene skyldes kravene til identisk tetthet (1138,4 kg/m<3>) og tilstrekkelig nærliggende reologiprofiler (dvs. viskositet i forhold til skjærhastighet, flytegrenser, plastisk viskositet, gelfastheter).

I de første fire tester ble filterkakene med begge RDF-er dannet statisk med 6,895 MPa overbalanse i 2 timer. Den overskytende RDF ble deretter erstattet med basisolje, og filterkaken ble utsatt for oppbløting med 1,379 MPa overbalanse i 5 minutter. Den overskytende basisolje ble deretter bytter ut med bryterløsningen som besto av 10% eddiksyre som inneholdt 5% fellesløsemiddel og 0,25% korrosjonsinhi-bitor. Oppbløtingen med bryter ble utført ved 1,379 MPa overbalanse i 5 minutter, fulgt av balanserte tilstander i 1 time. Dette ble deretter fulgt av en strøm av saltløsning i injeksjonsretningen. De tilbakeholdte injeksjonspermeabiliteter ved fraværet av borefaststoffer var 48% med den reversible RDF (lineær test-1) sammenlignet med 0% for den konvensjonelle mineraloljebasert RDF (lineær test-2). Disse resultatene stemmer overens med de som er rapportert i litteraturen (se L.N. Morgenthaler, R.l. McNeil, R.J. Faircloth, A.L. Collins og CL. Davis: "Optimization of Mud Cleanup for Openhole Horizontal Wells," SPE Drill. & Completion (mars 2000) 14-18.) ved at de konvensjonelle oljebaserte borefluidfilterkaker ikke bare krever den riktige kjemi, men også skjær for effektiv fjerning av de selvtettende stoffer. I kontrast til dette krever filterkaken av den reversible mineraloljebaserte RDF ikke skjæring, og de selvtettende stoffer kan fjernes gjennom en statisk oppbløting. Bemerk at dette har vesentlige implikasjoner for gruspakkede kompletteringer, hvor filterkaken ikke kan utsettes for skjær med bryterløsningen etter gruspakking.

I de neste to eksperimenter ble 71,32 kg/m<3> REV-støv brukt til å simulere

borefaststoffer, idet alt annet var det samme som i de første to tester. De resulterende tilbakeholdte injeksjonspermeabiliteter var 22% for den reversible RDF (lineær test-3) mot 0% for den konvensjonelle mineraloljebaserte RDF (lineær test-4). Bemerk at en relativt høy tilbakeholdt permeabilitet ved injeksjon som ble observert med den reversible RDF (22%) sammenlignet med de resultater som tidligere er gitt for de vannbaserte RDF-er ved fraværet av fortrengninger med stor strømningsmengde (0 til 3%) skyldes tykkelsen og hardheten av kakene som har blitt dannet over lange tidsperioder (i vannbaserte tester), så vel som de typisk mye tynnere kaker (og følgelig mye lavere masse av faststoffer) som dannes av oljebaserte RDF-er under identiske tilstander. Tilsvarende tester som ble utført over lange filtrasjonsperioder resulterte typisk i tilbakeholdte injeksjonspermeabiliteter i området 5 til 10% med den reversible RDF, ved bruk av en opprenskningsbehandling, men inkluderte ikke et trinn med fortrengning med stor strømningsmengde før fjerning av det selvtettende stoff, sammenlignet med ingen injektivitet i det hele tatt med de konvensjonelle OB-RDF-er.

I det siste eksperiment (lineær test-5), som ble utført i henhold til den foreliggende oppfinnelse, ble reversibel mineralolje basert RDF-filtasjon utført ved 2,758 MPa i 8 timer. Dette ble fulgt av sirkulasjon med 3,048 m/min av basisolje, faststoff-fri RDF, HEC/fellesløsemiddel skyvepille, saltløsning og til slutt 10% eddiksyre, alle trinn i en kontrakttid på 15 minutter. Injeksjon av saltløsning uten noen produksjon resulterte i 85% tilbakeholdt injeksjonspermeabilitet.

Sammendraget av injektivitetseksperi mentene med lineære tester for oljebasert borefluid er gitt i tabell 3 nedenfor:

Radialtester av kjernen

Disse seriene av eksperimenter ble utført ved bruk av en radialsstrømnings-modell som tillater dynamisk og statisk filtrasjon så vel som fortrengninger ved strømningsmengder som er påkrevet ved felttilstander. Den tillater også plassering av forskjellige typer av skjermer for å simulere sandkontrollkompletteringer. I eksperimentene som er drøftet nedenfor, ble det brukt aloxittkjemer med 76,2 mm innvendig diameter, 111,125 mm utvendig diameter og en lengde på 152,4 mm, med et rør på 60,325 mm utvendig diameter plassert ved senteret, hvilket tillater en ringromshastighet på 91,44 m/min ved en sirkulasjon på 0,1590 kg/m<3>. Temperaturen var 65,56 °C i alle tester. Disse eksperimentene ble utført ved bruk av en syntetisk (ester)-basert RDF med en sammensetning som er gitt i tabell 4 nedenfor. I alle eksperimentene var kjernene mettet med 100% saltløsning ved starten av RDF-filtrasjonen.

En syntetisk basert RDF som var formulert ved en tetthet på 1342,1 kg/m<3 >med størrelsesgradert CaC03 som det selvtettende stoff/vektmiddel, og 68,47 kg/m<3 >REV-støv ble tilsatt for å simulere borefaststoffer. Tabell 2 viser sammensetningen av RDF-en. Den initiale saltløsningspermeabilitet ved 100% vannmetning var 750 md. RDF-en ble sirkulert ved 2,068 MPa overbalanse i 2 timer med en ringromshastighet på 45,72 m/min., fulgt av en statisk filtrasjonsperiode på 18 timer og en kort periode med dynamisk filtrasjon ved den samme strømningsmengde. En overbalanse på 2,068 MPa ble opprettholdt ved 65,56 °C gjennom hele filtrasjonssekvensen. Den overskytende RDF ble deretter fortrengt med basisolje ved en ringromshastighet på 91,44 m/min. i 15 minutter. Dette ble umiddelbart fulgt av sirkulasjon i de følgende trinn ved 91,44 m/min. ringromshastighet for hver test: • Radial test-1: En HEC/fellesløsemiddel skyvepille, fulgt av en brukerspesifikk blanding som inneholdt et fellesløsemiddel, CAS og et overflateaktivt middel. • Radial test-2: Den samme HEC/fellesløsemiddel skyvepille, fulgt av det samme brukerspesifikke fellesløsemiddel, og overflateaktivt stoff som i radial test-1; unntatt CAS. • Radial test-3: Den samme brukerspesifikke blanding inneholdende et felles-løsemiddel, CAS og et overflateaktivt middel, som i radial test-1; dvs. at skyvepilletrinnet ble utelatt.

Hver test inkluderte en periode med statisk oppbløting med sluttfluidtrinnet som spesifisert i sekvensene ovenfor. I alle testene var sluttrinnet saltløsningsinjeksjon for å bestemme de tilbakeholdte injeksjonspermeabiliteter, som var 57%, 3% og 56% for testene henholdsvis 1, 2 og 3.

I tillegg ble kjernene visuelt inspisert etter målingene av

injeksjonspermeabilitet. Den beste opprenskning ble oppnådd i test 1, hvor en kombinasjon av en skyvepille med en pakke med CAS/fellesløsemiddel/overflateaktivt stoff ble brukt. I test 3, selv om den tilbakeholdte ineffektivitet er den samme som for test 1, var noe filterkake tilbake på kjernens ytterflate. Faktisk, i områder som ikke hadde blitt rengjort, ble det funnet at tykkelsen av filterpakken var tilnærmet den samme som den opprinnelige tykkelse av filterkaken før rengjøring. I feltanvendelser kan høye strømningsmengder nær hæl-seksjonen resultere i erosjon av noe av den utvendige kake i ikke-rengjorte seksjoner og avsetning på formasjonens ytterflate, hvilket potensielt reduser injektiviteten. Dette viser viktigheten av ordentlige fortrengningstrinn, og gjentar betydningen av å inkludere viskøse skyvepiller.

I test 2, var ingen utvendig filterkake tilbake på kjernens ytterflate, men den tilbakeholdte permeabilitet ved injeksjonen var ekstremt dårlig: kun 3%. Dette var det eksperiment hvor fortrengninger med stor strømningsmengde ble utført ordentlig, men kjemikaliet for oppløsning av CaCC«3 (i dette tilfelle, CAS) ble utelatt.

Resultatene fra injiseringseksperimentene med syntetisk-baserte radialtester med fluider er gitt i tabell 5.

Disse testene viser klart at høye injektiviteter så vel kan oppnås uten noe forutgående produksjonstrinn med oljebaserte reservoarborefluider, ved å følge de samme prinsipper som tidligere drøftet for vannbaserte fluider: eliminering av utvendig kake gjennom sekvenser med basisolje og skyvepille (i motsetning til en oppbløting med et enzym eller et oksidasjonsmiddel, fulgt av et viskøst fluid for WB-filterkaker), og deretter eliminasjon av den innvendige kake gjennom en behandling med fjerning av selvtettende stoff (CAS, eddiksyre, osv.).

Basert på de ovenstående resultater, ble det vist at fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse tillater høy injektivitet uten at dette krever en produksjonsperiode før injeksjon.

Claims (10)

1. Fremgangsmåte for komplettering av en intervall i en åpenhulls injeksjonsbrønnboring som penetrerer en underjordisk formasjon, hvor brønnboringen er i kommunikasjon med formasjonen ved hjelp av en grenseflate som omfatter i det minst en filterkakeinvadert sone omfatter selvtettende materialer og andre innleirede faststoffmaterialer, og som ikke har blitt tillatt å produsere før kompletteringen, hvilken fremgangsmåte omfatter: a) injisering av et opprenskningsfluid og bringe det i kontakt med filterkaken over en tidsperiode som er tilstrekkelig til å løsne noen av de andre faststoffer som er innleiret i filterkaken; karakterisert ved at den videre omfatter: b) deretter fjerning av de løsnede faststoffer ved hjelp av et fluid for fortrengning med stor strømningsmengde omfattende suspenderende additiver; og c) deretter, injisering av et oppløsende fluid som omfatter en diverter og en effektiv mengde av et salt eller en syre som er i stand til å løse opp det selvtettende materiale.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den videre omfatter et trinn hvor brønnen tillates å produsere etter behandlingen som løser opp det selvtettende materiale.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at de suspenderende additiver i fluidet for fortrengning med stor strømningsmengde er valgt blant gruppen bestående av geler som er basert på overflateaktive stoffer eller polymerbaserte geler.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at diverteren i det oppløsende fluid er valgt fra gruppen bestående av et viskoelastisk overflateaktivt stoff, skummer eller polymergeldivertere.

5. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at det oppløsende fluid er en vandig basis som videre omfatter i det minst ett element valgt fra gruppen bestående av et chelatdannende middel, en syre og et salt i en umettet mengde.

6. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at opprenskningsfluidet omfatter minst én forbindelse valgt fra enzymer og oksidasjonsmidler.

7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at enzymene er valgt blant gruppen bestående av amylaser, glukosidaser, mannaser, galaktomannaser, hemicellualaser, cellulaser, xantanaser og skleroglukanaser.

8. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, karakterisert ved at oksidasjonsmiddelet er valgt blant gruppen bestående av persulfater, peroksider, hypokloritter, azo-forbindelser og oksidasjonsreduksjonssystemer.

9. Fremgangsmåte som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at det oppløsende fluid injiseres sammenblandet med et gruspakkefluid.

10. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved at gruspakken plasseres ved bruk av et gruspakkeverktøy med alternativt løp.