RU2530141C2 - Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему - Google Patents
Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему Download PDFInfo
- Publication number
- RU2530141C2 RU2530141C2 RU2012143553/03A RU2012143553A RU2530141C2 RU 2530141 C2 RU2530141 C2 RU 2530141C2 RU 2012143553/03 A RU2012143553/03 A RU 2012143553/03A RU 2012143553 A RU2012143553 A RU 2012143553A RU 2530141 C2 RU2530141 C2 RU 2530141C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- zone
- area
- formation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 66
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 53
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 36
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 27
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 claims abstract description 23
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 claims abstract description 23
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 22
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 15
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 claims description 11
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 239000012053 oil suspension Substances 0.000 claims 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 60
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 39
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 33
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 29
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 27
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 24
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 24
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 24
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 21
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 20
- -1 borate ions Chemical class 0.000 description 18
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 10
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 10
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 10
- 210000002287 horizontal cell Anatomy 0.000 description 10
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 6
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 5
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 5
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 5
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 5
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 5
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 5
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002902 organometallic compounds Chemical class 0.000 description 4
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 4
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 4
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001639 boron compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical class Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001854 alkali hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001860 alkaline earth metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 2
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Chemical class OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N methyl hydrogen carbonate Chemical class COC(O)=O CXHHBNMLPJOKQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M sodium bromate Chemical compound [Na+].[O-]Br(=O)=O XUXNAKZDHHEHPC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N (z)-4-hydroxypent-3-en-2-one;zirconium Chemical compound [Zr].C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O.C\C(O)=C\C(C)=O YOBOXHGSEJBUPB-MTOQALJVSA-N 0.000 description 1
- XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;titanium Chemical compound [Ti].OCCN(CCO)CCO XHHXXUFDXRYMQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GCGWQXSXIREHCF-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(2-hydroxyethyl)amino]ethanol;zirconium Chemical compound [Zr].OCCN(CCO)CCO GCGWQXSXIREHCF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 2-hydroxypropanoate;zirconium(4+) Chemical compound [Zr+4].CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O.CC(O)C([O-])=O LYPJRFIBDHNQLY-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- LBTNMWYMGJVEPT-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxypropanoic acid;n-propan-2-ylpropan-2-amine Chemical compound CC(O)C(O)=O.CC(C)NC(C)C LBTNMWYMGJVEPT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDTSJMKGXGJFGQ-UHFFFAOYSA-N 3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 GDTSJMKGXGJFGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical class COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical class [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ILOZMGXKMDMJNC-UHFFFAOYSA-N CC(C)[Ti]C(C)C.OCCN(CCO)CCO.OCCN(CCO)CCO Chemical compound CC(C)[Ti]C(C)C.OCCN(CCO)CCO.OCCN(CCO)CCO ILOZMGXKMDMJNC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004343 Calcium peroxide Substances 0.000 description 1
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000002464 Galactosidases Human genes 0.000 description 1
- 108010093031 Galactosidases Proteins 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N Magnesium peroxide Chemical compound [Mg+2].[O-][O-] SPAGIJMPHSUYSE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N Zinc dication Chemical compound [Zn+2] PTFCDOFLOPIGGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FZQSLXQPHPOTHG-UHFFFAOYSA-N [K+].[K+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 Chemical compound [K+].[K+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 FZQSLXQPHPOTHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910001420 alkaline earth metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004974 alkaline earth metal peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N azane;2-hydroxypropanoic acid;titanium Chemical compound [NH4+].[Ti].CC(O)C([O-])=O GDFLGQIOWFLLOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N calcium peroxide Chemical compound [Ca+2].[O-][O-] LHJQIRIGXXHNLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019402 calcium peroxide Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical class OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002016 disaccharides Chemical group 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N hydrogen peroxide;zinc Chemical compound [Zn].OO DLINORNFHVEIFE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052809 inorganic oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N levoglucosan Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]2CO[C@@H]1O2 TWNIBLMWSKIRAT-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229960004995 magnesium peroxide Drugs 0.000 description 1
- 150000008146 mannosides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000004972 metal peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 description 1
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical class CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010979 pH adjustment Methods 0.000 description 1
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 125000002467 phosphate group Chemical group [H]OP(=O)(O[H])O[*] 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000003340 retarding agent Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M sodium bisulfate Chemical compound [Na+].OS([O-])(=O)=O WBHQBSYUUJJSRZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910000342 sodium bisulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])[O-] QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N tetrasodium dioxidoboranyloxy(dioxido)borane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])OB([O-])[O-] DPUZPWAFXJXHBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910001428 transition metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- BIKXLKXABVUSMH-UHFFFAOYSA-N trizinc;diborate Chemical class [Zn+2].[Zn+2].[Zn+2].[O-]B([O-])[O-].[O-]B([O-])[O-] BIKXLKXABVUSMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940105296 zinc peroxide Drugs 0.000 description 1
- XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J zirconium(4+);dicarbonate Chemical compound [Zr+4].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O XJUNLJFOHNHSAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B26/00—Compositions of mortars, concrete or artificial stone, containing only organic binders, e.g. polymer or resin concrete
- C04B26/02—Macromolecular compounds
- C04B26/28—Polysaccharides or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/24—Bacteria or enzyme containing gel breakers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации - УВСПФ, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержит стадии, где: вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины путем отверждения указанной текучей среды; перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и обеспечивают гидравлический разрыв указанной зоны скважины путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий стадии, где: а) перфорируют продуктивную зону скважины; б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва указанной зоны; в) вводят в обсадную колонну над указанной зоной текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; г) изолируют зону этапа в) путем отвержден
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины, содержащей борированную галактоманнановую камедь в качестве временного герметичного уплотнения для осуществления зональной изоляции между интервалами ствола скважины и также в качестве альтернативы цементу.
Предпосылки создания изобретения
Обычно подземная формация, через которую проходит скважина, имеет множество зон или формаций, представляющих интерес. Во время вывода текучей среды из скважины обычно желательно создавать коммуникации только с зоной или формацией, представляющей интерес, так, чтобы стимулирующая обработка случайно не проникала в непродуктивную зону или в зону, представляющую меньший интерес. Избирательная стимуляция (например, гидравлическим разрывом пласта и кислотным стимулированием) становится преобладающей, по мере того как срок службы скважины сокращается и ее продуктивность уменьшается.
Обычно избирательное стимулирование или интенсификация проводится посредством одного или больше стреляющих перфораторов, при этом перфоратор перемещается на кабеле или трубе в скважину и располагается рядом с зоной и/или формацией, представляющей интерес, и затем избирательно стреляет для перфорации зоны и/или формации. Стреляющий перфоратор затем снова перемещается на кабеле в другую зону или формацию, и эта зона или формация избирательно перфорируется. Эта процедура повторяется до перфорации всех зон и/или формаций, представляющих интерес. Далее стреляющий перфоратор возвращается на поверхность посредством кабеля. Когда гидравлический разрыв пласта был желателен, тогда текучая среда для гидроразрыва пласта закачивалась в скважину под давлением, превышающим давление, при котором зона и/или формации подвергаются разрыву. Для предотвращения прохождения текучей среды для гидроразрыва пласта в зоны, имеющие более значительную пористость и/или более низкое давление, сначала устанавливают механическое устройство, например разобщающий пакер, или пробку, или песчаное наполнение в скважину между зоной, только что подвергнутой гидроразрыву, и зоной, которая будет подвергнута разрыву, для изолирования стимулированной зоны от дальнейшего контакта с текучей средой для гидроразрыва пласта. Эта процедура повторяется до перфорации и гидроразрыва всех зон, представляющих интерес.
После завершения операции каждая пробка должна быть удалена бурением или иначе из скважины для выхода текучей среды на поверхность через скважину. Спускоподъемные операции в стволе скважины для перфорации и стимуляции каждой из многих зон и использование таких пробок для изоляции уже обработанных зон и/или формаций от дальнейшего контакта с обрабатывающей текучей средой являются длительными и дорогими операциями.
Известны различные способы и устройства для осуществления зональной изоляции между интервалами ствола скважины, которые не зависят от перемещения перфорирующего оборудования в скважину и из скважины при завершении обработки множества зон, представляющих интерес. В то же самое время такие способы и устройства обеспечивают изолирование выбранных заданных продуктивных интервалов в стволе скважины от непродуктивных интервалов.
В последнее время использование изолирующих устройств обеспечивает зональную изоляцию, что позволяет избирательно проводить обработку продуктивных (или прежде продуктивных) интервалов в стволах скважин со многими интервалами. Например, патент США № 6386288 раскрывает механическую систему зональной изоляции, которая может быть расположена с наружной стороны обсадной колонны (прикрепленной цементом к стволу скважины), что позволяет завершить создание интервала и его стимуляцию и/или обработку независимо от других интервалов. Таким образом, выбранные интервалы подземной формации могут быть стимулированы и/или обработаны. Такие устройства могут включать в себя использование створчатых клапанов, расположенных между стреляющими перфораторами.
Патент США № 7575062 раскрывает изолирующее устройство, содержащее окруженные экраном муфты и множество разбухающих разобщающих пакеров, размещенных в колонне из труб, и инструмент в этой колонне труб для смещения отверстий для регулирования потоков текучих сред из ствола скважины.
Устройства для зональной изоляции стоят дорого. Когда такие устройства закрепляются в нужном месте цементной массой, они могут быть удалены из ствола скважины только при их повреждении или разрушении. Требуются альтернативные способы, которые бы удерживали обсадную колонну в нужном месте в стволе скважины.
Кроме того, проводился поиск альтернатив для крепления обсадной колонны к стволу скважины. Традиционно использовались цементные массы для прикрепления скважинных труб и обсадных колонн к стволу скважины. Обычно такая цементная масса закачивается внутрь трубы или обсадной колонны и поддерживает наружную часть трубы или обсадной колонны внутри кольцевого промежутка между наружной стороной обсадной колонны и стволом скважины. Цементной массе затем дают возможность застыть и затвердеть для удерживания обсадной колонны в заданном месте. Использование обычных цементных масс нежелательно для применения с устройствами для зональной изоляции, так как при их удалении из скважины нужно будет нарушать или разрушать устройство для зональной изоляции.
Сущность изобретения
Текучая среда для обработки скважины, которая здесь описывается, обеспечивает изоляцию во время завершения скважины и может быть удалена после или во время окончания работ. В результате текучая среда для обработки скважины может быть удалена с поверхности формации фактически без нежелательных изменений после проведения гидравлического разрыва.
Текучая среда для обработки скважины содержит галактоманнановую камедь, сшивающий агент и предпочтительно разрушитель. Борированный полигалактоманнан перед вулканизацией или отверждением посредством сшивающего агента содержит ионы бората. Борированный полигалактоманнан может закачиваться в скважину, которая проходит в формацию, не гидратированным в воде, как порошок или как углеводородная суспензия.
Предпочтительными галактоманнанами являются гуаровая камедь и ее производные, например, производные карбоксиметилового эфира и производные гидроксиалкилового эфира. Кроме того, также может быть предпочтительным непроизводный гуар.
Гидратация текучей среды для обработки скважин может регулироваться изменением рН и/или сшивающим агентом, например сшивающим агентом с тепловой задержкой. Таким образом, гидратация текучей среды для обработки скважины может быть задержана, пока текучая среда не достигнет самого нижнего положения. Следовательно, текучая среда для обработки скважины может быть эффективно размещена для предпочтительной закупорки или блокирования продуктивных зон в формации, так как задержанная гидратация текучей среды может быть отрегулирована до нескольких часов.
Эти текучие среды особенно пригодны для обработки формаций, имеющих множество продуктивных зон. Обычно обрабатываемая скважина содержит систему зональной изоляции в зоне, представляющей интерес. Обрабатывающая текучая среда может использоваться в вертикальных и в невертикальных скважинах. В таких случаях скважина может перфорироваться и затем подвергаться гидравлическому разрыву без использования цемента.
Краткое описание чертежей
На чертежах, на которые приведены ссылки в подробном описании настоящего изобретения, показано следующее.
Фиг.1 иллюстрирует использование текучей среды для обработки горизонтальной скважины, которая содержит систему зональной изоляции.
Фиг.2 иллюстрирует влияние различных уровней рН на начало гидратации геля.
Фиг.3 иллюстрирует влияние замедлителя на начало гидратации геля.
Фиг.4 иллюстрирует влияние различных уровней рН с замедлителем на начало гидратации геля.
Фиг.5 иллюстрирует влияние различных уровней рН с замедлителем на начало гидратации геля.
Фиг.6 иллюстрирует способность геля сохранять высокую вязкость в условиях слабого сдвига для изоляции.
Фиг.7 иллюстрирует условия испытаний, применяемых в примерах.
Подробное описание предпочтительных вариантов
Борированной галактоманнановой камедью, используемой в текучих средах для обработки скважины, описанных здесь, являются галактоманнановые камеди, которые перед проведением сшивания или отверждения имели введенные в них ионы бората. Такие борированные галактоманнановые камеди описаны в патенте США № 3808195, включенном в данное описание путем ссылки. Борированный полигалактоманнан может быть получен введением галактоманнана в материал, содержащий ион бората, т.е. материал, который может отдать ион бората в реакцию.
Негидратированный борированный галактоманнан может закачиваться в виде порошка или суспензии в воде или в минеральном масле, добавленном в воду. Обычно количество борированного галактоманнана, закаченное в формацию, составляет от около 100 до около 1000 фунтов на тысячу галлонов воды, предпочтительно от около 250 до около 750 фунтов на тысячу галлонов воды. Когда используется углеводородная суспензия, количество борированного галактоманнана в углеводородной суспензии составляет от около 3 фунтов на галлон углеводорода до 5 фунтов на галлон углеводорода.
Предпочтительными галактоманнами для использования в изобретении являются гуаровая смола и ее производные, включая природный гуар или непроизводный гуар, гуаровая смола, обработанная ферментом (полученная обработкой природной гуаровой смолы с галактозидазой, маннозизадой или другим ферментом), и полученный гуар. Производные полигалактоманнов включают в себя водорастворимые производные, такие как карбоксиалкиловые эфиры, например производные карбоксиметилового эфира, производные гидроксиалкилового эфира, такие как гидроксиэтиловые эфиры и гидроксипропиловые эфиры полигалактоманнана, карбамилэтиловые эфиры полигалактоманнана, катионные полигалактоманнаны и деполимеризованные полигалактоманнаны.
Кроме того, подходящими гуарами являются гуары, полученные обработкой природной гуаровой смолы реагентами для ввода карбоксильных групп, гидроксилалкиловых групп, сульфатных групп, фосфатных групп и т.д. Предпочтительными являются или гидроксилалкилированный гуар (такой как гидрооксипропиловый гуар, гидроксиэтиловый гуар, гидроксибутиловый гуар), или модифицированные гидроксиалкилированные гуары, подобные карбоксилированным гуарам, таким как карбоксиалкилированные гуары, подобные карбоксиметиловому гуару, а также карбоксилированные алкилированные гидроксиалкиловые гуары, такие как карбоксиметиловый гидроксипропиловый гуар (КМГПГ), включая гуары, имеющие молекулярную массу от около 1 до около 3 миллионов. Содержание карбоксила в таких гуаровых производных может выражаться степенью замещения и диапазоном от около 0,08 до около 0,18, и содержание гидроксипропила может выражаться молярным замещением (определяемым числом молей гидроксиалкиловых групп на моль ангидроглюкозы) и диапазоном от около 0,2 до около 0,6.
Вообще борированный галактоманнан приготавливают размачиванием полигалактоманнана в щелочном водном растворе материала, содержащего ионы бората, что обеспечивает поглощение полигалактоманнаном всего раствора, и последующим размалыванием и сушкой полигалактоманнана. Количество воды в щелочном водном растворе приблизительно равно количеству полигалактоманнана. Раствор делают щелочным посредством гидроксида щелочного или щелочноземельного металла. Концентрация гидроксида щелочного или щелочноземельного металла в растворе составляет от около 0,3 до 0,5% массовых от массы полигалактоманнана. После поглощения раствора полигалактоманнаном полигалактоманнан измельчается и сушится при температуре обычно от около 150 до около 250ºС до около первоначального уровня влажности в необработанном полигалактоманнане, обычно содержащем от около 9 до 12% массовых воды. Другие процессы получения борированного полигалактоманнана и его производных описаны в патенте США № 3808195.
Предпочтительным материалом, содержащим ион бората, являются соли щелочных металлов, щелочноземельных металлов и аммония с анионами бората. Анионы боратов включают в себя анионы тетрабората, метабората и пербората. Полагая, что молекулярная масса галактоманнанового звена составляет 200, замещающие группы находятся в молярном отношении от 0,1 до 3 в реакционных смесях, дающих молярное замещение по меньшей мере 0,1. Молярное замещение является средним числом замещающих радикалов, приходящихся на моль ангидрогексозного звена полигалактоманнановой смолы. Концентрация иона бората выражается в виде тетрабората натрия (боракса) Na2B4O7·10H2O.
Борированные гуары, полученные в результате реакции иона бората и полигалактоманнановой камеди, диспергируются в воде и показывают ограниченную способность к сшиванию, когда полигалактоманнан гидратируется и рН полученного золя является щелочным. Обычно полигалактоманнан будет диспергироваться в воде при том же значении рН, как и необработанный полимер. В связи с тем, что скорость гидратации борированного полигалактоманнана является наибольшей при почти нейтральном или кислотных значениях рН, борированный полигалактоманнан не гидратируется при более высоких значениях рН. Так как текучая среда для обработки скважины закачивается в формацию преимущественно только в лучшем случае частично гидратированной, то она имеет малую вязкость, которая минимизирует давление трения и обеспечивает такое позиционирование текучей среды для обработки скважины, как при низких скоростях закачки или при гибких трубах.
Посредством регулирования гидратации изменением значений рН и последующего сшивания борированного полигалактоманнана (предпочтительно посредством добавляемого сшивающего агента) вязкость текучей среды для обработки скважины может регулироваться и поддерживаться при заданной температуре. Подходящие агенты для изменения рН включают в себя безводную кальцинированную соду, гидроксид калия, гидроксид натрия, и карбонаты и бикарбонаты щелочных и щелочноземельных металлов могут использоваться для поддержания заданного рН. Типичное заданное рН для отверждения текучей среды для обработки скважины больше 8,0, более предпочтительно больше 9,0.
Текучая среда для обработки скважины очень эффективна при предпочтительной закупорке или блокировании продуктивных зон в формации, так как задержанная гидратация обрабатывающей текучей среды может регулироваться до нескольких часов посредством количества бората, используемого в гуаре или производном гуара, а также рН системы. Например, вязкость этой текучей среды может быть уменьшена обычно посредством использования рН или разрушителей, регулируемых температурой, когда больше не требуется пассивная изоляция зон. Подгонкой величины рН до сильнощелочных значений сшивание борированного полигалактоманнана можно еще больше задержать при высоких температурах, например до 120ºF и часто до такой высокой температуры как 350ºF.
Таким образом, сшивающий агент, используемый в текучей среде по изобретению, является обычно сшивающим агентом с задержкой (чтобы задержать гидратацию полигалактоманнана), хотя могут использоваться и другие сшивающие агенты. Во многих случаях гидратация может регулироваться в течение от 24 до 36 часов до образования геля с достаточной вязкостью, который бы функционировал как герметичный уплотнитель.
Особенно при высоких температурах сшивающим агентом является боракс (тетраборат натрия). Помимо тетрабората натрия могут применяться другие соединения, дающие ион бората, а также металлоорганическое соединение или металлоорганический комплекс, включающий в себя по меньшей мере один ион переходного металла или щелочноземельного металла, а также их смеси.
Соединения, отдающие ион бората, которые могут использоваться, включают, например, любое соединение бора, которое будет отдавать ионы бората в композицию, например борная кислота, бораты щелочных металлов, такие как диборат натрия, тетраборат калия, тетраборат натрия (боракс), пентабораты и т.п. и щелочные бораты и бораты цинка. Такие соединения, отдающие ионы бората, раскрываются в патентах США № 3058909 и № 3974077, приведенных здесь в ссылках. Помимо этого такие соединения, отдающие ионы бората, включают оксид бора (например, выбранный из Н3ВО3 и В2О3) и полимерные борированные соединения. Примером подходящего полимерного борированного соединения является полимерное соединение борной кислоты и щелочного бората, которое коммерчески доступно под торговой маркой Polybor® у фирмы Borax of Valencia (США, штат Калифорния). Также могут применяться смеси любого из названных соединений, отдающих ионы бората. Такие соединения, отдающие ион бората, обычно требуют щелочных значений рН (например, от 8,0 до 12), чтобы произошло сшивание.
Кроме того, предпочтительными сшивающими агентами являются такие реагенты, как металлорганические соединения и металлоорганические комплексы, которые могут отдавать ионы циркония IV, например, такие как лактат циркония, триэтаноламин лактат циркония, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония и диизопропиламинлактат, а также соединения, которые могут отдавать ионы титана IV, например, такие как аммониевый лактат титана, триэтаноламинтитан и ацетилацетонаттитан. В композицию могут также непосредственно добавляться Zr (IV) и Ti (IV), как ионы или окси-ионы.
Такие сшивающие агенты в виде металлоорганических соединений и металлоорганических комплексов, содержащих титан или цирконий с валентностью +4, описаны в патенте Великобритании № 2108122, приведенном здесь в ссылке, и их получают путем проведения реакции между тетраалкоголятами циркония и алканоламинами при существенно безводных условиях. Другие циркониевые и титановые сшивающие агенты описаны, например, в патентах США №№ 3888312, 3301723, 4460751, 4477360, в патенте Европы № 92755 и в патенте США № 4780223, которые, все, здесь приведены в виде ссылок. Такие металлоорганические соединения и металлоорганические комплексы, как сшивающие агенты, содержащие титан и цирконий с окисляющей валентностью +4, могут содержать один или больше алканоламиновых лигандов, таких как этаноламиновые (моно-, ди- или триэтаноламиновые) лиганды, например, такие как бис(триэтаноламин)бис(изопропил)титан (IV). Кроме того, эти соединения могут поставляться как неорганические оксиды, такие как диоксид циркония или диоксид титана. Такие сшивающие агенты обычно используются при рН также в диапазоне от около 6 до около 13.
Любой подходящий сшивающий ион металла, металлосодержащего вещества или смеси таких ионов и веществ также могут быть использованы. В предпочтительном воплощении сшивающим агентом для применения в термоизоляционной композиции по изобретению являются реагенты, способные отдать Zn (II), кальций, магний, алюминий, Fe (II) и Fe (III) в композицию. Они могут вноситься непосредственно в композицию как ионы или как соединения многовалентных металлов, такие как гидроксиды или хлориды, которые могут отдавать такие ионы.
Сшивающие ионы или вещества могут быть получены, как указано, растворением в растворе соединений, содержащих подходящие металлы или ион металла. Концентрация сшивающего агента зависит от таких факторов, как концентрация полимера и температура в затрубном кольцевом пространстве, и она обычно будет находиться в диапазоне от около 5 частей на миллион (чнм) до около 2000 чнм, предпочтительно от около 100 до около 900 чнм. Это важное преимущество изобретения, так как могут быть использованы более высокие уровни сшивающего металлического иона или металлосодержащего вещества, чтобы тем самым обеспечить улучшенное сшивание.
Кроме того, в текучую среду для обработки скважины, содержащую борированную галактоманнановую камедь, может вводиться разрушитель геля перед закачкой обрабатывающей текучей среды в формацию. При закачивании в формацию текучей среды с разрушителем в качестве компонента этой текучей среды количество разрушителя в ней зависит от типа и природы используемого разрушителя и обычно составляет от около 1 фунта на тысячу галлонов текучей среды до около 100 фунтов на тысячу галлонов текучей среды, если используется твердый окислитель с задержкой, предпочтительно от около 5 фунтов на тысячу галлонов до около 50 фунтов на тысячу галлонов. Альтернативно разрушитель может быть приведен в контакт с текучей средой для обработки скважины после закачки этой текучей среды в подземную формацию. В таких случаях количество разрушителя для геля, вводимое в формацию, составляет от около 50 до около 500 фунтов на тысячу галлонов твердого окислителя. Концентрация других разрушителей, таких как герметизирующие разрушители, зависит от скорости выделения активного разрушителя для того, чтобы вязкость поддерживалась для изоляции перед или во время стимулирующей обработки и гель разрушался после этого. Разрушитель облегчает деградацию борированной галактоманнановой камеди в текучей среде для обработки скважины, чтобы тем самым деградированная текучая среда могла быть удалена из подземной формации на поверхность скважины. Помимо этого разрушитель может также применяться в дополнительном этапе после завершения стимулирующей обработки для контактирования с текучей средой для обработки скважины, чтобы вызвать разрушение геля.
Любой материал, подходящий для придания снижающих вязкость свойств текучей среды, содержащей борированную галактоманнановую камедь, может использоваться в качестве разрушителя. Примеры подходящих материалов включают в себя, но не только, окисляющие агенты (такие как бромат натрия), амины, кислоты, кислые соли, кислотообразующие материалы, герметизированные разрушители и т.д. Подходящие кислые разрушители включают в себя хлористоводородную кислоту, муравьиную кислоту или сульфаминовую кислоту, а также кислые соли, такие как бисульфат натрия. Подходящие окисляющие агенты включают в себя перекиси щелочноземельных металлов и перекиси металлов (таких как перекись магния, перекись кальция и перекись цинка), герметизированные персульфаты, катализированные органические перекиси и хлористоводородные отбеливатели.
Предпочтительными разрушителями являются те ферментные разрушители, которые способны разорвать главную цепь сшитого геля на фрагменты моносахарида и дисахарида, и они включают в себя ферментные разрушители, такие как гуаровые специфичные ферменты, как галактоманназы.
Текучие среды для обработки скважин, содержащие борированную галактоманнановую камедь, применяются при обработке формаций, где имеется, как известно, большое число продуктивных зон. Например, в некоторых формациях, таких как сланцевая глина, может быть желательно произвести гидроразрыв формации посредством большого числа этапов, от 6 до 40. Текучая среда для обработки скважины может функционировать как изолирующая система в течение от нескольких часов до нескольких дней. Обрабатывающая текучая среда может использоваться в вертикальных, а также в невертикальных скважинах, но главным образом в горизонтальных скважинах.
Текучая среда для обработки скважины применяется в качестве пассивной химической кольцевой изолирующей системы для изоляции зон, представляющих интерес для интенсификации притока. Обрабатывающая текучая среда может быть введена в скважину, имеющую обсадную колонну-хвостовик, или в необсаженную скважину.
Текучая среда для обработки скважины используется вместе с механической зональной изолирующей системой. В таких способах обычно желательно перфорировать и гидроразрывать изолированную зону без применения какого-либо цемента.
Как показано на фиг.1, горизонтальная скважина 10, проходящая в формацию 12 и имеющая поверхностную обсадную колонну 15 и промежуточную колонну 20, снабжена трубопроводом 25 и механическим зональным изолирующим устройством 30. Текучая среда 27 для обработки скважины вводится в ствол скважины и заполняет пространство между трубопроводом 25 и колонной 15. После отверждения текучей среды колонна 20 в заданном месте перфорируется и формация 12 подвергается гидроразрыву, и в формации создаются разрывы 40. После завершения гидроразрыва вязкость текучей среды резко меняется из-за взаимодействия с разрушителем. После удаления текучей среды из скважины промежуточная колонна 20, трубопровод 25 и механическое зональное изолирующее устройство 30 также могут быть удалены из скважины.
В другом варианте воплощения сначала может перфорироваться продуктивная зона скважины, имеющей множество продуктивных зон. Затем в перфорированную продуктивную зону при давлении, достаточном для гидроразрыва перфорированной продуктивной зоны, может быть введена разрывающая текучая среда. Текучая среда для обработки скважины затем может вводиться в разорванную перфорированную продуктивную зону. Перфорированная продуктивная зона затем может быть изолирована посредством отверждения текучей среды для обработки скважины. Если это требуется, другая продуктивная зона скважины может быть перфорирована и процесс может быть повторен. Эта процедура обычно проводится при цементировании вертикальной скважины к кольцевому межтрубному пространству перед перфорацией первой зоны. Помимо этого одна или больше продуктивных зон могут содержать зональное изолирующее устройство, описанное выше.
В другом варианте воплощения изобретения текучая среда для обработки скважины может быть введена в заданную продуктивную зону скважины, содержащей множество продуктивных зон. Текучая среда в заданной продуктивной зоне отверждается для изоляции заданной продуктивной зоны от других зон скважины. Эта зона затем может быть перфорирована и подвергнута гидроразрыву, так как эта зона, представляющая интерес, герметично изолирована от других зон.
Обрабатывающая текучая среда, кроме того, может быть использована в способе, в котором также применяется механическое устройство, например, такое как пакер, пробка или песчаное заполнение. Такие механические устройства сначала могут быть установлены в скважине между зоной, которая будет подвергнута гидравлическому разрыву, и соседней зоной скважины. Этот способ более практичен для применения в невертикальных скважинах. Одинарное зональное изолирующее устройство может присутствовать в одной или нескольких зонах для гидравлического разрыва, при этом зона, ограниченная двумя пакерами, содержит одинарное зональное изолирующее устройство. Текучая среда для обработки скважины затем может быть введена в скважину. После затвердевания текучей среды для обработки скважины зона между первым и вторым пакерами герметично закупоривается для изоляции ее от других зон в скважине. Герметично закупоренная зона затем может быть подвергнута гидроразрыву. Это процесс затем может быть повторен через последовательные промежутки времени, чтобы гидравлически разорвать другие зоны скважины. После разрушения геля, образующего текучую среду для обработки скважины, любая зональная изолирующая система может быть удалена из скважины.
Наряду с обеспечением эффективной зональной изоляции после интенсификации текучая среда для обработки скважины также минимизирует цементирование природных разрывов. При использовании обычных цементов внутри ствола скважины обычным является, когда цемент входит в природные разрывы после бурения и/или перфорации формации. Это вызывает закупорку природных разрывов. В качестве альтернативы цементу текучая среда для обработки скважины может быть использована вместо цемента или как дополнение к цементу.
В таких случаях текучая среда, содержащая суспензию борированного галактоманнана, может быть введена в кольцевое пространство скважины между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в скважине. В предпочтительном варианте воплощения в обсадной колонне расположено зональное изолирующее устройство. В таких случаях после отверждения текучей среды может быть перфорирована изолированная продуктивная зона в пределах зонального изолирующего устройства. Зональным изолирующим устройством может быть известное многоинтервальное устройство для гидравлической разрывной обработки, например устройство, раскрытое в патенте США № 6386288. Скважина затем может быть подвергнута гидравлическому разрыву при давлении, которое достаточно для разрыва изолированной продуктивной зоны. В таких случаях скважина может быть невертикальной скважиной.
В альтернативном варианте воплощения скважина содержит только трубопровод и не содержит обсадной колонны. Механическое изолирующее устройство присоединено к трубопроводу.
Текучая среда обеспечивает пассивную зональную изоляцию тем, что борированный галактоманнан может быть удален из скважины при разрушении геля. Текучая среда, поэтому, может быть использована вместо механического пакера. Способы пассивной зональной изоляции, описанные здесь, поэтому обеспечивают кольцевую изоляцию, как обычные цементы, без повреждения формации. Таким образом, в предпочтительном режиме работы кольцевая изолирующая система, обеспечиваемая сшитым гелем, выводится из скважины во время последующей работы по освоению скважины, и поверхность формации фактически остается неповрежденной для производства после гидроразрыва формации.
Следующие примеры иллюстрируют некоторые воплощения настоящего изобретения. Другие воплощения в пределах объема формулы изобретения являются также очевидными для специалистов в данной области из приведенного описания. Подразумевается, что описание вместе с примерами считаются такими, если они соответствуют объему и смыслу изобретения, указанным в нижеприведенной формуле изобретения.
В примерах все проценты являются массовыми за исключением указанных иначе.
ПРИМЕРЫ
Следующие материалы используются в нижеприведенных примерах.
Полимер относится к борированному гуару, коммерчески доступному как GW-26 у фирмы Baker Hughes Incorporated.
Тетраборат натрия (боракс) используется как добавка, замедляющая гидратацию (который также действует как сшивающий агент).
GBW-25, разрушитель, является броматом натрия, коммерчески доступным у фирмы Baker Hughes Incorporated.
Вязкость измерялась высокотемпературным вискозиметром высокого давления 5550 фирмы Chandler.
Пример 1. Влияние различных уровней рН на начало гидратации геля проверялось посредством использования замеров вязкости. Результаты приведены на фиг.2. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величина рН посредством раствора гидроксида натрия (10% массовых в воде) доводилась до значений 9,5, 9,75 и 10,1. Эта суспензия помещалась в вискозиметр, и измерялась вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 2500F (1F=5/9 С) в течение двух часов и затем сохраняли постоянной при 2500F еще один час. Фиг.2 показывает влияние рН на вязкость следующим образом:
рН выше 9,75 не вызывает гидратацию геля, и он совсем не становился вязким;
при рН 9,5 вязкость геля начинает повышаться через 60-65 минут, но эта вязкость была кратковременной; и
при рН 8,84 вязкость геля начинает повышаться после 30 минут, также как и его характеристики при комнатной температуре в водопроводной воде.
На фиг.2 также показано, что время начала гидратации может регулироваться посредством рН.
Пример 2. Используя вышеуказанную процедуру, исследовалось влияние добавления боракса, как замедлителя, при поддержании рН 9,5. Результаты показаны на фиг.3. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде и гидроксида натрия для регулирования рН. Боракс добавлялся в 1, 2, 3% массовых от массы полимера как замедляющий агент. Суспензия вводилась в вискозиметр и вязкость измерялась при скорости сдвига 100 сек-1. Температура вискозиметра повышалась от 70 до 250ºF в течение двух часов и затем поддерживалась постоянной еще в течение часа. Результаты показывают, что боракс сам по себе (без какой-либо регулировки рН) мало влияет на задержку гидратации, однако при сочетании его с повышением величины рН от 8,84 до 9,5 создавалась значительная разница в замедлении скорости гидратации. Получены следующие результаты:
контрольная серия испытаний геля при естественном его рН 8,84 и 2% массовых боракса от массы полимера показала незначительную разницу в гидратации;
гель с величиной рН, доведенной до 9,4, с 1% массовым боракса от массы полимера задержался с гидратацией до около 80 минут;
гель с величиной рН, доведенной до 9,5, с 2% массовыми боракса от массы полимера задержался с гидратацией до около 120 минут; и
гель с величиной рН, доведенной до 9,5, с 3% массовыми боракса от массы полимера задержался с началом гидратации до около 100 минут, при этом полная гидратация была задержана на 140 минут.
Для дальнейшей иллюстрации гель был доведен до величины рН 9,5 примера 1, и это также было отмечено на фиг.3. Ясно, что добавление замедлителя вместе с увеличением значения рН до 9,5 позволяет лучше контролировать время начала гидратации.
Пример 3. Исследовалось влияние рН и замедлителя на время гидратации и результаты показаны на фиг.4. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величины рН более низких значений получали добавлением уксусной кислоты, пока не получали значения рН 8,5 и 8,75. Величины рН более высоких значений получали добавлением раствора гидроксида натрия (10% массовых в воде), пока не получали значения рН 9 и 9,2. Эту массу вводили в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 100ºF в течение 30 минут и затем поддерживали постоянной при 100ºF (37,8ºС) еще в течение 90 минут. В некоторых сериях испытаний добавлялся боракс в качестве замедлителя. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено посредством рН. Получены следующие результаты:
гель при естественном рН 8,84 и с 3% массовыми боракса от массы полимера показывает малую разницу в гидратации;
гель без замедлителя и с величиной рН, подогнанной до 9,2, и гель при рН 8,75 с 1% замедлителя не показывали заметной гидратации; и
гель без замедлителя и с величиной рН, составляющей до 9,0, гель без замедлителя и при величине рН, составляющей до 8,75, и гель с 1% замедлителя с величиной рН, составляющей до 8,5, все гели показывали задержку гидратации, но время начала гидратации (где вязкость начинает возрастать и достигает предельного минимума 1000 сП) изменялось от 25 до 52 минут.
Пример 4. Используя вышеуказанную процедуру, исследовалось влияние как рН, так и замедлителя на время гидратации. Для каждой серии испытаний создавался гель с использованием 100 чнм полимера в воде. Эта суспензия имела рН 8,84. Величину рН повышали раствором гидроксида натрия (10% массовых в воде) до 9 и 9,25. Эту массу затем вводили в вискозиметр и измеряли вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 150ºF в течение 30 минут и затем поддерживали постоянной при 150ºF (65,6ºС) еще в течение 90 минут. Результаты показывают, что время гидратации может быть изменено при изменении как концентрации замедлителя, так и величины рН. В частности, время начала гидратации изменялось от 35 до 90 минут, это большее изменение, чем было показано в примере 3.
Пример 5. Используя вышеуказанную процедуру, был также исследован оптимальный результат вышеописанных примеров (3% боракса и рН 9,65) для определения, не может ли быть достигнута высокая вязкость для изоляции. Результаты показаны на фиг.6. Для этого испытания был создан гель с использованием 500 чнм полимера в воде, 10%-ного раствора гидроксида натрия для регулирования рН и боракса в качестве замедлителя. Эта суспензия вводилась в вискозиметр и измерялась ее вязкость при скорости сдвига 100 сек-1. Температуру вискозиметра повышали от 70 до 250ºF в течение двух часов и затем температуру поддерживали постоянной при 250ºF еще 6 часов. В этом испытании постоянный сдвиг уменьшили от 100 сек-1 до 0,1 сек-1 после начального двухчасового повышения температуры (для имитации статических условий блокирующего геля после его размещения). Это испытание показывает, что при условиях низкого сдвига результатом является вязкость выше миллиона сП.
Пример 6. Способность геля закачиваться в горизонтальное положение и удерживаться там при дифференциальном давлении определялась посредством использования двух ячеек водоотдачи высокого давления (длиной около восьми дюймов и диаметром два дюйма, 1 дюйм=2,54 см), одна ячейка расположена горизонтально, а другая вертикально. Эти ячейки были расположены так, как показано на фиг.7. Горизонтальная ячейка 50, которая будет содержать временный блокирующий гель, имеет добавление или в виде вставки 60а с канавками, или в виде керамического сердечника 60b с а<1 мд в конце 70 этой ячейки. Вставка с канавками стимулирует формацию с перфорацией. Керамический сердечник стимулирует формацию без перфорации. Если не указано иначе в этом примере, то преимущественно используется вставка с канавками. Когда это требуется, используется рычаг 65 для подъема или опускания горизонтальной ячейки до требуемого угла. Трубопровод 75 соединяет нижнюю часть вертикальной ячейки 55 с боковой стороной горизонтальной ячейки 50. Трубопровод 75 стимулирует приствольный участок ствола скважины. Вокруг горизонтальной ячейки размещается нагреватель для ее нагревания и регулирования температуры. Повышение температуры использовалось для нагревания геля в горизонтальной ячейке. Гель закачивался из вертикальной ячейки 55 в горизонтальную ячейку в виде суспензии в воде по трубопроводу, и его давление повышали до 100 фунтов на квадратный дюйм (7,03 кг/см2). После закачки геля в горизонтальную ячейку 50 и после двухчасовой выдержки при температуре сшивания геля вертикальная ячейка 55 заполнялась окрашенной водопроводной водой. Затем прикладывалось дополнительное давление к верхней части вертикальной ячейки, и потерянный объем воды из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку использовался в качестве меры изоляции. Кроме того, количество геля, экструдированное через вставку с канавками, также замерялось.
Пример 7. Пример 7 иллюстрирует способность текучей среды для обработки скважины по изобретению действовать в качестве блока в течение промежутка времени при давлении, как у формации без перфорации. Процедура испытаний была направлена на создание композиции геля, используемого в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Протокол был такой же, как и в примере 6, за исключением того, что был использован керамический сердечник с а<1 MD. Гель закачивался из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку и нагревался до 250ºF в течение двух часов при давлении 100 фунтов на квадратный дюйм для сшивания геля. Вертикальная ячейка заполнялась окрашенной водопроводной водой. Дополнительное давление в 500 фунтов на квадратный дюйм затем в течение одного часа прикладывалось к верхней части вертикальной ячейки. Прорыв воды не происходил после первоначального часа, и это указывало на хорошую изоляцию. Ячейку затем отключали на ночь при давлении 500 фунтов на квадратный дюйм и открывали снова на следующее утро. И снова не было прорыва воды. Давление снова повышали ступенчато по 100 фунтов на квадратный дюйм до 1000 фунтов на квадратный дюйм (70,3 кг/см2). Каждое давление поддерживалось в течение 5 минут для наблюдения за возможным прорывом воды, перед тем как перейти к следующему уровню. При дифференциальном давлении 1000 фунтов на квадратный дюйм ячейку контролировали в течение 6 часов, при этом не происходило какого-либо прорыва воды. Ячейку снова отключали на ночь при таких же условиях температуры и давления. На следующее утро ячейку снова открывали и наблюдали в течение 24 часов при 1000 фунтов на квадратный дюйм, при этом какого-либо прорыва воды не было. Этот пример иллюстрирует, что гель имеет способность быть блокирующим агентом.
Пример 8. Пример 8 иллюстрирует способность закачивать стимулирующую текучую среду через блокирующий гель в формацию с перфорацией. Процедура испытаний предусматривала создание композиции геля, используемого в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера, с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Протокол был такой же, как в примере 6 со вставкой с канавками, стимулирующей перфорацию. Гель закачивался из вертикальной ячейки в горизонтальную ячейку и нагревался до 250ºF в течение двух часов при давлении 100 фунтов на квадратный дюйм для сшивания геля. Вертикальная ячейка заполнялась окрашенной водопроводной водой. Когда давление повышали, происходил прорыв воды при давлении 125 фунтов на квадратный дюйм, в геле создавалась канавка для воды около центра гелевого заполнения. Этот пример показывает, что стимулирующая текучая среда может успешно закачиваться через блокирующий гель в формацию с перфорациями.
Пример 9. Целый ряд испытаний был разработан для оценки того, как можно разрушить гель, если он уже не используется как блокатор. Результаты приведены в таблицах 1 и 2. В этих испытаниях использовались два различных разрушителя с различными концентрациями. Процедура испытаний предусматривала создание композиции геля, используемой в примере 5 (500 чнм полимера и вода с 3% массовыми боракса от массы полимера с буфером для получения рН 9,65 при добавлении 10%-ного раствора гидроксида натрия). Разрушители, как описано в таблицах 1 и 2, добавлялись к гелям. 400 мл гелей затем вводились в горизонтальную ячейку, теряющую текучую среду, как описано выше, и нагревались до указанной температуры при давлении 1000 фунтов на квадратный дюйм. Ячейки периодически открывались, чтобы посмотреть, не были ли разрушены гели. В таблице 1 показаны результаты использования GBW-25 в качестве разрушителя, и в таблице 2 показаны результаты использования разрушителя High Perm CRB (капсулированный персульфат аммония).
| Таблица 1 GWB-25-разрушитель |
||||
| Температура | 250ºF | 250ºF | 250ºF | 250ºF |
| Концентрация | 50 чнм | 25 чнм | 25 чнм | 10 чнм |
| Время | 18 часов | 18 часов | 48 часов | 24 часа |
| Результат | Полностью разрушен | 250 мл из 400 мл разрушено | Большая часть структуры удалена, вязкость снижена | 100 мл из 400 мл разрушено |
| Таблица 2 High Perm CRB-разрушитель |
||||
| Температура | 150ºF | 150ºF | 150ºF | 150ºF |
| Концентрация | 10 чнм | 20 чнм | 30 чнм | 50 чнм |
| Время | 24 часа | 48 часов | 24 часа | 24 часа |
| Результат | Начало разрушения | Большая часть структуры удалена, вязкость уменьшилась | Полностью разрушен | Полностью разрушен |
Эти результаты показывают, что гель может быть разрушен и время разрушения может быть изменено, что обеспечивает изобретению большую гибкость.
Многочисленные изменения и модификации могут быть внесены в объем настоящего изобретения.
Claims (25)
1. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации.
2. Способ по п.1, в котором борированная галактоманнановая камедь является продуктом реакции иона бората и гуара.
3. Способ по п.1, в котором скважина является вертикальной скважиной.
4. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(б) изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины посредством отверждения текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной заданной продуктивной зоны скважины посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны.
(а) вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(б) изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины посредством отверждения текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной заданной продуктивной зоны скважины посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны.
5. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит сшивающий агент.
6. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит разрушитель.
7. Способ по п.4, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит агент для изменения величины рН.
8. Способ по п.4, в котором галактоманнановая камедь содержится в масляной суспензии.
9. Способ по п.4, в котором подземная формация является сланцем.
10. Способ по п.4, в котором скважина имеет от около 8 до около 40 продуктивных зон.
11. Способ по п.4, в котором заданная продуктивная зона изолирована от других зон скважины без цементирования скважины.
12. Способ по п.4, в котором скважина является горизонтальной скважиной.
13. Способ по п.4, в котором скважина является вертикальной скважиной.
14. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) перфорируют продуктивную зону скважины;
(б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной продуктивной зоны;
(в) вводят в обсадную колонну над перфорированной продуктивной зоной, подвергнутой гидроразрыву, текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(г) изолируют зону этапа (в) посредством отверждения текучей среды для обработки скважины; и
(д) повторяют этапы (а)-(г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины.
(а) перфорируют продуктивную зону скважины;
(б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны посредством введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной продуктивной зоны;
(в) вводят в обсадную колонну над перфорированной продуктивной зоной, подвергнутой гидроразрыву, текучую среду для обработки скважины, содержащую негидратированную борированную галактоманнановую камедь;
(г) изолируют зону этапа (в) посредством отверждения текучей среды для обработки скважины; и
(д) повторяют этапы (а)-(г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины.
15. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей подземной формации, в которую проходит скважина, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство;
(б) обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны посредством введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны.
(а) вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство;
(б) обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины;
(в) перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и
(г) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны посредством введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны.
16. Способ по п.15, в котором скважина является невертикальной скважиной.
17. Способ по п.15, в котором зональное изолирующее устройство является многоинтервальным изолирующим устройством для обработки разрывов.
18. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит сшивающий агент.
19. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит разрушитель.
20. Способ по п.15, в котором текучая среда для обработки скважины дополнительно содержит агент для изменения величины рН.
21. Способ по п.15, в котором борированный гуар содержится в масляной суспензии.
22. Способ по п.15, в котором подземной формацией является сланец.
23. Способ по п.15, в котором ствол скважины имеет от около 8 до около 40 продуктивных зон.
24. Способ по п.15, в котором заданная продуктивная зона изолирована от других зон ствола скважины без цементирования ствола скважины.
25. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей подземной формации, в которую проходит невертикальная скважина, содержащий следующие стадии, на которых:
(а) вводят первый пакер в скважину;
(б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства;
(в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером;
(г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины;
(д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе (г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и
(е) повторяют этапы от (а) до (д) в другой зоне скважины.
(а) вводят первый пакер в скважину;
(б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства;
(в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером;
(г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины;
(д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе (г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и
(е) повторяют этапы от (а) до (д) в другой зоне скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/723,509 US8636066B2 (en) | 2010-03-12 | 2010-03-12 | Method of enhancing productivity of a formation with unhydrated borated galactomannan gum |
| US12/723,509 | 2010-03-12 | ||
| PCT/US2011/027425 WO2011112519A1 (en) | 2010-03-12 | 2011-03-07 | Method of treating a wellbore having annular isolation system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012143553A RU2012143553A (ru) | 2014-04-20 |
| RU2530141C2 true RU2530141C2 (ru) | 2014-10-10 |
Family
ID=43855945
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012143553/03A RU2530141C2 (ru) | 2010-03-12 | 2011-03-07 | Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8636066B2 (ru) |
| EP (1) | EP2545135A1 (ru) |
| CN (1) | CN102791823B (ru) |
| AU (1) | AU2011224605B2 (ru) |
| BR (1) | BR112012023009A2 (ru) |
| CA (1) | CA2790840C (ru) |
| EC (1) | ECSP12012216A (ru) |
| MX (1) | MX2012010530A (ru) |
| NZ (1) | NZ601961A (ru) |
| RU (1) | RU2530141C2 (ru) |
| WO (1) | WO2011112519A1 (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10989011B2 (en) | 2010-03-12 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well intervention method using a chemical barrier |
| US9920609B2 (en) | 2010-03-12 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum |
| US9637675B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Use of composites having deformable core and viscosifying agent coated thereon in well treatment operations |
| US9580642B2 (en) | 2011-11-22 | 2017-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for improving isolation of flow to completed perforated intervals |
| US8899332B2 (en) | 2011-11-22 | 2014-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Method for building and forming a plug in a horizontal wellbore |
| US9663707B2 (en) | 2013-10-23 | 2017-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Stimulation method using biodegradable zirconium crosslinker |
| US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
| RU2682833C2 (ru) * | 2014-01-27 | 2019-03-21 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта с использованием борированной галактоманнановой камеди |
| CA2994540A1 (en) | 2015-08-03 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| US10087363B2 (en) | 2016-03-15 | 2018-10-02 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Using borated galactomannan to enhance swelling of superabsorbents for fracturing applications |
| US10550315B2 (en) | 2016-07-15 | 2020-02-04 | Ecolab Usa Inc. | Compositions and methods for delayed crosslinking in hydraulic fracturing fluids |
| USD946549S1 (en) * | 2021-05-14 | 2022-03-22 | Qiuhong Wang | Wireless headband |
| USD970466S1 (en) * | 2022-01-29 | 2022-11-22 | Shiming Hu | Wireless headband |
| USD970464S1 (en) * | 2022-01-29 | 2022-11-22 | Min Wang | Wireless headband |
| US11981864B1 (en) | 2023-02-22 | 2024-05-14 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Temporary isolation system for reservoirs |
| WO2024178041A1 (en) | 2023-02-22 | 2024-08-29 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Temporary isolation system for reservoirs |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2868664A (en) * | 1954-05-03 | 1959-01-13 | Stein Hall & Co Inc | Dry mannogalactan composition |
| US3058909A (en) * | 1957-07-23 | 1962-10-16 | Atlantic Refining Co | Method and composition for formation fracturing |
| US3766984A (en) * | 1968-05-20 | 1973-10-23 | Dow Chemical Co | Method for temporarily sealing a permeable formation |
| US3808195A (en) * | 1972-04-14 | 1974-04-30 | Gen Mills Chem Inc | Process for preparing dispersible polygalactomannan gum and derivatives |
| US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US6386288B1 (en) * | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
| US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| RU2378769C2 (ru) * | 2005-07-20 | 2010-01-10 | Самсунг Электроникс Ко., Лтд. | Система и способ передачи/приема информации выделения ресурсов в системе связи |
Family Cites Families (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3301723A (en) | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| US3794115A (en) * | 1972-01-14 | 1974-02-26 | Gen Mills Chem Inc | Process for forming borehole plugs |
| US3888312A (en) | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| AR247709A1 (es) | 1981-10-29 | 1995-03-31 | Dow Chemical Co | Producto reticulante para polisacaridos solvatables y composiciones reticulables que incluyen a dicho producto |
| US4447336A (en) * | 1981-12-18 | 1984-05-08 | Monsanto Company | Stabilized galactomannan gum compositions |
| NO824042L (no) | 1982-04-22 | 1983-10-24 | Key Fries Inc | Bisalkyl-bis(trialkanolamin)zirkonater. |
| US4477360A (en) | 1983-06-13 | 1984-10-16 | Halliburton Company | Method and compositions for fracturing subterranean formations |
| US4460751A (en) | 1983-08-23 | 1984-07-17 | Halliburton Company | Crosslinking composition and method of preparation |
| US4686052A (en) | 1985-07-08 | 1987-08-11 | Dowell Schlumberger Incorporated | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor |
| US4722397A (en) * | 1986-12-22 | 1988-02-02 | Marathon Oil Company | Well completion process using a polymer gel |
| US5055209A (en) * | 1989-05-01 | 1991-10-08 | Osca, Inc. | Reduction of the viscosity of solutions viscosified with Xanthan gum polymers |
| US5082579A (en) * | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| US5145590A (en) * | 1990-01-16 | 1992-09-08 | Bj Services Company | Method for improving the high temperature gel stability of borated galactomannans |
| US5067566A (en) * | 1991-01-14 | 1991-11-26 | Bj Services Company | Low temperature degradation of galactomannans |
| US5252234A (en) * | 1991-05-24 | 1993-10-12 | Zirconium Technology Corporation | Borate cross-linking solutions |
| US5226479A (en) * | 1992-01-09 | 1993-07-13 | The Western Company Of North America | Fracturing fluid having a delayed enzyme breaker |
| US5201370A (en) * | 1992-02-26 | 1993-04-13 | Bj Services Company | Enzyme breaker for galactomannan based fracturing fluid |
| US5226481A (en) * | 1992-03-04 | 1993-07-13 | Bj Services Company | Method for increasing the stability of water-based fracturing fluids |
| US5498436A (en) * | 1993-12-30 | 1996-03-12 | Fmc Corporation | Coprocessed galactomannan-glucomannan |
| US5547026A (en) * | 1995-04-19 | 1996-08-20 | Bj Services Company | Crosslinked guar based blocking gel system for use at low to high temperatures |
| US5671809A (en) * | 1996-01-25 | 1997-09-30 | Texaco Inc. | Method to achieve low cost zonal isolation in an open hole completion |
| US5806597A (en) * | 1996-05-01 | 1998-09-15 | Bj Services Company | Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation |
| US6006838A (en) * | 1998-10-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
| CA2318703A1 (en) * | 1999-09-16 | 2001-03-16 | Bj Services Company | Compositions and methods for cementing using elastic particles |
| JP2002184502A (ja) * | 2000-12-18 | 2002-06-28 | Jst Mfg Co Ltd | 電気コネクタ |
| US6659175B2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-12-09 | Core Laboratories, Inc. | Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production |
| US7138436B2 (en) * | 2001-06-13 | 2006-11-21 | 3M Innovative Properties Company | Uncrosslinked foams made from emulsions |
| US6752209B2 (en) * | 2001-10-01 | 2004-06-22 | Bj Services Company | Cementing system and method for wellbores |
| US20040055748A1 (en) | 2002-09-19 | 2004-03-25 | Reddy B. Raghava | Elastomeric admixtures for improving cement elasticity |
| US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| US7647970B2 (en) * | 2002-11-08 | 2010-01-19 | Bj Services Company | Self-sealing well cement composition |
| NO20034964L (no) | 2002-11-08 | 2004-05-10 | Bj Services Co | Sementsammensetning egnet for olje- og gassbronner |
| US7268101B2 (en) * | 2003-11-13 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formate based liquid gel concentrates |
| US7527095B2 (en) * | 2003-12-11 | 2009-05-05 | Shell Oil Company | Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore |
| US7347265B2 (en) * | 2004-03-26 | 2008-03-25 | Bj Services Company | Method of forming temporary blocking gel containing guar derivative |
| US8097567B2 (en) * | 2006-01-09 | 2012-01-17 | Clearwater International, Llc | Well drilling fluids having clay control properties |
| US8586508B2 (en) * | 2007-05-30 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polysaccharide based cement additives |
-
2010
- 2010-03-12 US US12/723,509 patent/US8636066B2/en active Active
-
2011
- 2011-03-07 CA CA2790840A patent/CA2790840C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-03-07 WO PCT/US2011/027425 patent/WO2011112519A1/en active Application Filing
- 2011-03-07 AU AU2011224605A patent/AU2011224605B2/en not_active Ceased
- 2011-03-07 CN CN201180013531.9A patent/CN102791823B/zh active Active
- 2011-03-07 NZ NZ601961A patent/NZ601961A/en not_active IP Right Cessation
- 2011-03-07 RU RU2012143553/03A patent/RU2530141C2/ru active
- 2011-03-07 EP EP11707989A patent/EP2545135A1/en active Pending
- 2011-03-07 BR BR112012023009A patent/BR112012023009A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2011-03-07 MX MX2012010530A patent/MX2012010530A/es active IP Right Grant
-
2012
- 2012-10-03 EC ECSP12012216 patent/ECSP12012216A/es unknown
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2868664A (en) * | 1954-05-03 | 1959-01-13 | Stein Hall & Co Inc | Dry mannogalactan composition |
| US3058909A (en) * | 1957-07-23 | 1962-10-16 | Atlantic Refining Co | Method and composition for formation fracturing |
| US3766984A (en) * | 1968-05-20 | 1973-10-23 | Dow Chemical Co | Method for temporarily sealing a permeable formation |
| US3808195A (en) * | 1972-04-14 | 1974-04-30 | Gen Mills Chem Inc | Process for preparing dispersible polygalactomannan gum and derivatives |
| US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US6386288B1 (en) * | 1999-04-27 | 2002-05-14 | Marathon Oil Company | Casing conveyed perforating process and apparatus |
| RU2378769C2 (ru) * | 2005-07-20 | 2010-01-10 | Самсунг Электроникс Ко., Лтд. | Система и способ передачи/приема информации выделения ресурсов в системе связи |
| US7575062B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПРОХОРОВ А.М. и др. Горная энциклопедия, . Москва,"Советсткаяэнциклопедия", т.2, 1986. с. 35,36, т.4, 1989, с.365 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2790840A1 (en) | 2011-09-15 |
| CN102791823B (zh) | 2015-06-17 |
| ECSP12012216A (es) | 2012-11-30 |
| NZ601961A (en) | 2015-01-30 |
| AU2011224605B2 (en) | 2014-04-03 |
| CA2790840C (en) | 2014-12-02 |
| BR112012023009A2 (pt) | 2016-05-31 |
| US8636066B2 (en) | 2014-01-28 |
| CN102791823A (zh) | 2012-11-21 |
| US20110220363A1 (en) | 2011-09-15 |
| AU2011224605A1 (en) | 2012-09-13 |
| MX2012010530A (es) | 2012-11-16 |
| EP2545135A1 (en) | 2013-01-16 |
| RU2012143553A (ru) | 2014-04-20 |
| WO2011112519A1 (en) | 2011-09-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2530141C2 (ru) | Способ обработки ствола скважины, имеющего кольцевую изолирующую систему | |
| US9920609B2 (en) | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum | |
| US10989011B2 (en) | Well intervention method using a chemical barrier | |
| US6380138B1 (en) | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use | |
| RU2471847C2 (ru) | Композиции и способ разрушения текучих сред гидравлического разрыва | |
| US9012378B2 (en) | Apparatus, compositions, and methods of breaking fracturing fluids | |
| US20140144635A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars | |
| US20140144633A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| US20140144634A1 (en) | Methods of Enhancing the Fracture Conductivity of Multiple Interval Fractures in Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| WO2016099502A1 (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
| US20190309217A1 (en) | Amaranth grain particulates for diversion applications | |
| US20240124764A1 (en) | Gas Generating Compositions And Uses | |
| CA3017486C (en) | Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing | |
| CA2938037C (en) | Method of re-fracturing using borated galactomannan gum | |
| US20190093000A1 (en) | Self-suspending materilal for diversion applications | |
| CA3073386C (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations | |
| CA2999255C (en) | Use of food grade particulates to form fractures having increased porosity and conductivity |