RU2361897C2 - Способы и композиции для обработки подземных участков - Google Patents
Способы и композиции для обработки подземных участков Download PDFInfo
- Publication number
- RU2361897C2 RU2361897C2 RU2006113121/04A RU2006113121A RU2361897C2 RU 2361897 C2 RU2361897 C2 RU 2361897C2 RU 2006113121/04 A RU2006113121/04 A RU 2006113121/04A RU 2006113121 A RU2006113121 A RU 2006113121A RU 2361897 C2 RU2361897 C2 RU 2361897C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- source
- water
- polymers
- iron
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 131
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 101
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 55
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 46
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims abstract 7
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims abstract 7
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims abstract 7
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 claims abstract 2
- YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M sodium;oxidooxy(oxo)borane Chemical compound [Na+].[O-]OB=O YKLJGMBLPUQQOI-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 92
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 52
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 229910001448 ferrous ion Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 32
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 26
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 21
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 20
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 20
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 20
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 12
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 11
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 239000012418 sodium perborate tetrahydrate Substances 0.000 claims description 8
- IBDSNZLUHYKHQP-UHFFFAOYSA-N sodium;3-oxidodioxaborirane;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[Na+].[O-]B1OO1 IBDSNZLUHYKHQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 229910021577 Iron(II) chloride Inorganic materials 0.000 claims description 6
- -1 ferrous compound Chemical class 0.000 claims description 6
- NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N iminodiacetic acid Chemical compound OC(=O)CNCC(O)=O NBZBKCUXIYYUSX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L iron dichloride Chemical compound Cl[Fe]Cl NMCUIPGRVMDVDB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L iron(ii) gluconate Chemical compound [Fe+2].OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O.OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)C([O-])=O VRIVJOXICYMTAG-IYEMJOQQSA-L 0.000 claims description 6
- 239000001509 sodium citrate Substances 0.000 claims description 6
- NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K sodium citrate Chemical compound O.O.[Na+].[Na+].[Na+].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O NLJMYIDDQXHKNR-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000004222 ferrous gluconate Substances 0.000 claims 5
- 235000013924 ferrous gluconate Nutrition 0.000 claims 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 15
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 150000004685 tetrahydrates Chemical class 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 25
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 13
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910001447 ferric ion Inorganic materials 0.000 description 5
- TUJKJAMUKRIRHC-UHFFFAOYSA-N hydroxyl Chemical compound [OH] TUJKJAMUKRIRHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 5
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 5
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 5
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229960004887 ferric hydroxide Drugs 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- IEECXTSVVFWGSE-UHFFFAOYSA-M iron(3+);oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Fe+3] IEECXTSVVFWGSE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 2
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 2
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 2
- CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N tert‐butyl hydroperoxide Chemical compound CC(C)(C)OO CIHOLLKRGTVIJN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000005979 Citrus limon Nutrition 0.000 description 1
- 244000131522 Citrus pyriformis Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000011790 ferrous sulphate Substances 0.000 description 1
- 235000003891 ferrous sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 150000002506 iron compounds Chemical class 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- LWXVCCOAQYNXNX-UHFFFAOYSA-N lithium hypochlorite Chemical compound [Li+].Cl[O-] LWXVCCOAQYNXNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/921—Specified breaker component for emulsion or gel
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Способ для разрушающей обработки, применяемый для проведения интенсифицирующей обработки подземного пласта, включает получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7, введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 4 табл.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к способам и композициям для обработки подземных участков в пластах, в которые проникает ствол скважины, с использованием средств для замедленного разрушения полимера.
Жидкости для обработки пласта, содержащие средства для разрушения полимеров, применяют при проведении различных операций и при обработке нефтяных и газовых скважин. Пример заканчивания скважины, при котором используют средство для разрушения полимеров в высоковязкой жидкости, известен из области техники как гравийная набивка. При гравийной набивке твердые частицы балластировочного гравия, такие как песок, перемещаются по стволу скважины к подземному участку, где должна быть помещена гравийная набивка, с помощью вязкой гелеобразной жидкости-носителя. Иными словами, частицы твердого вещества (которые в данной области техники называют гравием) суспендируют в высоковязкой жидкости-носителе на поверхности и направляют к подземному участку, где должна быть помещена гравийная набивка. Как только гравий размещен в указанном участке, вязкую жидкость-носитель разрушают (снижают ее вязкость) и извлекают (возвращают на поверхность) путем включения в жидкость-носитель средства для замедленного разрушения полимеров, т.е. средства, снижающего вязкость жидкости. Полученная гравийная набивка играет роль фильтра, формируемого с целью отделения твердых горных пород от выработанных жидкостей, который позволяет выработанным жидкостям проникать в ствол скважины и перемещаться по стволу скважины.
При проведении процесса гравийной набивки в случае необсаженных стволов скважин может использоваться невязкая жидкость-носитель, содержащая средство для разрушения полимеров, которое разрушает применяющуюся для вскрытия продуктивного пласта жидкую фильтрационную корку, оставшуюся на стенках необсаженного ствола скважины после бурения скважины. Кроме того, вязкость жидкости-носителя, используемого для гравийной набивки в случае необсаженного ствола скважины, может быть увеличена. В этом случае замедленное разрушающее средство, находящееся в жидкости-носителе, разрушает жидкость-носитель и фильтрационную корку таким образом, что жидкость-носитель и фильтрационную корку можно затем извлечь из подземного участка.
Процедуры по заканчиванию скважины, в которых применяют средства для разрушения полимеров, могут быть улучшены, если средства для разрушения полимеров будут оказывать замедленное действие на вязкость используемой для обработки пласта жидкости или на разрушение фильтрационной корки. Например, при проведении указанных операций используют разрушающие композиции, включающие персульфат натрия и гипохлорит лития, которые в общем случае позволяют замедлить разрушение в интервале времени от 0 до 2 час. Однако недавно было показано, что еще большие улучшения и дальнейшее упрощение процесса заканчивания скважины могут быть достигнуты в том случае, если еще больше отсрочить разрушение вязкости жидкости-носителя или нарушение целостности фильтрационной корки. В этом смысле и по тексту настоящего описания термин “сильное замедляющее действие”, который используют в связи с разрушением вязкости жидкости-носителя или нарушением целостности фильтрационной корки, означает замедление разрушения более чем на 3 час.
Было обнаружено, что при температурах в скважине, превышающих 150°F, гидропероксид трет-бутила играет роль средства, которое оказывает сильное замедляющее действие. Однако было показано, что если температура в скважине составляет ниже 150°F, то трудно добиться существенно увеличенного, регулируемого времени разрушения биополимерных компонентов вязких жидкостей или фильтрационной корки, таких как ксантановая камедь или сукциногликановая камедь. Попытки получить существенно увеличенное, регулируемое время разрушения полимера путем снижения концентрации средства для разрушения приводят к неполному разрушению полимера и могут ухудшать проницаемость продуктивного слоя.
Таким образом, сохраняется потребность в системах разрушающих средств для используемой для обработки пласта жидкости, которые могут обеспечить регулируемое, существенно замедленное разрушение загущенных биополимерами жидкостей, применяемых для обработки скважин, и фильтрационных корок при температурах в интервале от 80 до 150°F.
Подробное описание изобретения
Способы и композиции по настоящему изобретению обеспечивают средства для обработки подземных участков с использованием жидкостей на водной основе, которые содержат водорастворимые средства для замедленного разрушения полимеров. В соответствии с одним из способов осуществления настоящего изобретения готовят композицию используемой для обработки пласта вязкой жидкости на водной основе, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и композицию для замедленного разрушения полимеров, которая представляет собой смесь источника пероксида водорода, источника ионов двухвалентного железа и хелатообразующего агента. Композицию используемой для обработки пласта вязкой жидкости вводят в подземный участок через ствол скважины, проникающий в указанный участок, и средству для замедленного разрушения полимеров дают возможность разрушить используемую для обработки пласта вязкую жидкость с образованием разбавленной жидкости, которая имеет меньшую вязкость. После этого используемую для обработки пласта жидкость извлекают из подземного участка.
В соответствии с другим способом осуществления настоящего изобретения готовят композицию используемой для обработки пласта невязкой жидкости на водной основе, которая содержит воду и композицию для замедленного разрушения полимеров, которая представляет собой смесь источника пероксида водорода, источника ионов двухвалентного железа и хелатообразующего агента. Композицию используемой для обработки пласта жидкости вводят в подземный участок через проникающий в указанный участок необсаженный ствол скважины, на стенках которого имеется фильтрационная корка. Затем средству для замедленного разрушения полимеров дают возможность разрушить фильтрационную корку. После этого используемую для обработки пласта жидкость и разрушенный фильтр извлекают из подземного участка.
Наконец, в соответствии с другим способом осуществления настоящего изобретения готовят композицию используемой для обработки пласта вязкой жидкости на водной основе, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и средство для замедленного разрушения полимеров, которое представляет собой смесь источника пероксида водорода, источника ионов двухвалентного железа и хелатообразующего агента. Композицию используемой для обработки пласта вязкой жидкости вводят в подземный участок через проникающий в указанный участок необсаженный ствол скважины, на стенках которого имеется фильтрационная корка. Затем средству для замедленного разрушения полимеров в используемой для обработки пласта вязкой жидкости дают возможность разрушить используемую для обработки пласта вязкую жидкость и фильтрационную корку. После этого разрушенную жидкость, используемую для обработки пласта, и разрушенный фильтр извлекают из подземного участка.
Композиция используемой для обработки пласта жидкости на водной основе по настоящему изобретению включает воду и средство для замедленного разрушения полимеров, которое представляет собой смесь источника пероксида водорода, источника ионов двухвалентного железа и хелатообразующего агента. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения композиция используемой для обработки пласта жидкости включает повышающий вязкость полимер.
Композиции используемых для обработки пласта жидкостей на водной основе по настоящему изобретению можно использовать для получения гравийной набивки или для проведения других операций по заканчиванию скважины, интенсифицирующей обработке и переработке. При заполнении скважинного фильтра и при проведении других обработок подземных участков часто используют композиции жидкостей для обработки пласта на водной основе. В некоторых применениях композиции используемых для обработки пласта жидкостей должны обладать высокой вязкостью, которая обеспечивается за счет использования повышающих вязкость полимеров. Для того чтобы извлечь из подземного участка подобные вязкие композиции используемых для обработки пласта жидкостей, в состав жидкостей включают средства для замедленного разрушения полимеров. В других случаях композиции используемой для обработки жидкости на водной основе вводят в ствол скважины, на стенках которого образуется применяющаяся для вскрытия продуктивного пласта жидкая фильтрационная корка, и, по меньшей мере, одна из функций используемой для обработки пласта жидкости на водной основе, содержащей средство для разрушения полимеров, которое оказывает сильное замедляющее действие, заключается в том, чтобы разрушить фильтрационную корку.
Систему средства для замедленного разрушения полимеров, свойства которой можно регулировать в необходимых пределах, получают путем приготовления композиции, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, способный образовывать хелатное соединение с железом. Указанная многокомпонентная композиция разрушающего средства обеспечивает дополнительные возможности для осуществления регулирования за счет изменения концентрации и относительных соотношений различных компонентов.
В общем случае, для разрушения полимера, такого как ксантановая камедь, необходимо вызвать определенное количество разрывов в цепи полимера или боковых ответвлениях полимера с тем, чтобы разрушить полимер и вызвать требуемое снижение вязкости жидкости. Следовательно, концентрацию окислителя, необходимого для того, чтобы разрушить ксантановую камедь в растворе ксантановой камеди, можно определить по количеству ксантановой камеди в растворе. Иными словами, количество молекул окислителя определяется количеством разрывов в цепи полимера, необходимых для обеспечения требуемого снижения вязкости жидкости.
Для того чтобы добиться существенно замедленного разрушения полимера, или для того, чтобы снизить скорость разрушения полимера при использовании сильного окислителя, требуется снизить концентрацию окислителя. Однако существует предельное значение для степени снижения концентрации окислителя, поскольку, как указано выше, для обеспечения требуемого снижения вязкости жидкости необходимо осуществить определенное количество разрывов в цепи полимера. Таким образом, для того чтобы получить систему средства для разрушения полимеров, оказывающего сильное замедляющее действие, требуется механизм регулирования, отличный от изменения одной лишь концентрации окислителя. Подобное регулирование осуществляют с использованием системы активации композиций по настоящему изобретению. В соответствии с настоящим изобретением в композициях для замедленного разрушения полимеров существенное замедление в скорости разрушения полимера достигается не за счет лишь снижения количества окислителя, а за счет изменения концентраций компонентов активатора.
Следует понимать, что если сильный окислитель добавляют к вязкому гелю, то сильный окислитель довольно быстро снижает вязкость геля и не обеспечивает значительного замедления разрушения геля. Напротив, в соответствии с настоящим изобретением в композициях для сильно замедленного разрушения полимеров используют слабый окислитель (пероксид водорода при рассмотренных температурах), который сам по себе не способен разрушить ксантановую камедь, и пероксид водорода под действием катализатора медленно превращается в сильный окислитель. В соответствии с настоящим изобретением в композициях для замедленного разрушения полимеров источник ионов двухвалентного железа в комбинации с пероксидом водорода генерирует гидроксильный радикал, который является сильным окислителем. Ион двухвалентного железа не расходуется в указанной реакции (а пероксид водорода расходуется), так что концентрация ионов двухвалентного железа определяет скорость генерирования гидроксильных радикалов. Однако в указанной системе при нейтральном значении рН из раствора в виде гидроксида железа осаждается ион трехвалентного железа. Чтобы предотвратить указанное осаждение ионов железа, добавляют цитратный анион, который образует комплекс с ионом двухвалентного железа. Однако цитрат проявляет тенденцию препятствовать образованию гидроксильного радикала. Таким образом, чем больше цитрата добавляют, тем большее мешающее воздействие он оказывает и тем медленнее генерируется сильный окислитель. Следовательно, ион двухвалентного железа и цитратный анион образуют систему активатора для композиций для сильно замедленного разрушения полимеров в соответствии с настоящим изобретением.
Вода, которая применяется в жидкостях, используемых для обработки пласта, может быть пресной водой или соленой водой. Термин “соленая вода” в настоящем описании означает ненасыщенные солевые растворы и насыщенные солевые растворы, включая рассолы и морскую воду. В общем случае, соль добавляют в воду с целью повысить прочность глины и увеличить плотность жидкости на водной основе. Примеры солей, которые могут использоваться, включают, но этим не ограничиваясь, хлорид натрия, бромид натрия, хлорид кальция, хлорид калия, хлорид аммония и их смеси. Используемая соль или используемые соли могут присутствовать в соленой воде в концентрации вплоть до приблизительно 66 мас.%, а соленая вода может иметь плотность вплоть до приблизительно 15,5 фунтов на галлон. Вода может включать любые другие обычные добавки, такие как расклинивающие наполнители, средства регулирования величины рН, бактерициды, стабилизаторы глины, поверхностно-активные вещества и т.п., которые не оказывают вредного воздействия на другие компоненты загущенных водных жидкостей, применяемых для обработки скважин, что могло бы затруднить проведение требуемой обработки подземного пласта.
В том случае, когда для обработки пласта применяют композицию вязкой жидкости, в соответствии с настоящим изобретением в композицию используемой для обработки пласта жидкости могут входить различные повышающие вязкость полимеры. Предпочтительную группу повышающих вязкость полимеров составляют биополимеры, такие как ксантановая камедь и сукциногликановая камедь.
Указанные биополимеры предпочтительно присутствуют в композициях вязкой жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 0,25% до приблизительно 1,5% мас. по отношению к количеству воды в композициях.
Предпочтительная композиция средства для замедленного разрушения полимеров в соответствии с настоящим изобретением эффективна для разрушения загущенных водных жидкостей, применяемых для обработки скважин при температурах окружающей среды и при величинах рН, больших, чем от 3,0 до 4,0, предпочтительно при величине рН 7,0. Композиция средства для замедленного разрушения полимеров содержит смесь ионов двухвалентного железа и пероксида водорода, которая ускоряет окисление органических соединений за счет генерирования гидроксильного радикала из пероксида водорода. Получение гидроксильного радикала, который является сильным окислителем, катализируется в присутствии ионов двухвалентного железа.
Источником ионов двухвалентного железа в предпочтительной композиции средства для замедленного разрушения полимеров может быть одно из соединений двухвалентного железа, таких как гептагидрат сульфата железа (II) (FeSO4·7H2O), хлорид железа (II) (FeCl2) и глюконат железа (II). Однако следует понимать, что могут применяться и другие источники ионов двухвалентного железа.
Кроме того, источником пероксида водорода в предпочтительной композиции средства для замедленного разрушения полимеров является тетрагидрат пербората натрия (NaBO3·4H2О) или концентрированный раствор пероксида водорода (Н2О2).
Предпочтительная композиция средства для замедленного разрушения полимеров предпочтительно включает также хлорид натрия (NaCl), который повышает скорость окисления органических соединений под действием гидроксильного радикала.
В общем случае, когда величина рН композиций, которые включают источник ионов двухвалентного железа и источник пероксида водорода, достигает значения больше чем в интервале от 3,0 до 4,0, ионы трехвалентного железа, находящиеся в равновесии с ионами двухвалентного железа, осаждаются вместе с гидроксильными ионами в виде гидроксида трехвалентного железа. Осаждение гидроксида трехвалентного железа из композиции для сильно замедленного разрушения полимеров в соответствии с настоящим изобретением является нежелательным, и его предпочтительно избегают. Осаждение указанных соединений железа из раствора преимущественно предотвращают или замедляют путем добавления в композицию для сильно замедленного разрушения полимеров хелатообразующего агента, который образует комплекс с ионами трехвалентного железа и, таким образом, предотвращает или замедляет указанное осаждение. Хелатообразующий агент преимущественно сохраняет ионы трехвалентного железа в растворе и при этом не оказывает чрезмерного воздействия на окислительно-восстановительную активность Fe2+/Fe3+ при образовании гидроксильных радикалов. Предпочтительные хелатообразующие агенты, которые сохраняют ионы трехвалентного железа в растворе и не оказывают чрезмерного воздействия на окислительно-восстановительную активность, включают, но этим не ограничиваясь, лимонную кислоту, цитрат натрия и иминодиуксусную кислоту. Композиция средства для сильно замедленного разрушения полимеров предпочтительно включает молярный избыток хелатообразующего агента по отношению к ионам двухвалентного железа с тем, чтобы избежать осаждения гидроксида трехвалентного железа, и указанное отношение может использоваться как один из механизмов регулирования скорости разрушения полимера. Композиция средства для сильно замедленного разрушения полимеров наиболее предпочтительно включает отношение хелатообразующего агента к ионам двухвалентного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1.
В соответствии с настоящим изобретением отношение хелатообразующего агента к ионам двухвалентного железа в композиции для сильно замедленного разрушения полимеров может применяться для варьирования времени разрушения загущенных жидкостей на водной основе, применяемых для обработки скважин. Кроме того, варьирование концентрации источника пероксида водорода, хелатообразующего агента и ионов двухвалентного железа обеспечивает процессу высокую гибкость и позволяет регулировать время разрушения загущенных жидкостей на водной основе, применяемых для обработки скважин.
При практическом использовании настоящего изобретения композицию для сильно замедленного разрушения полимеров можно вводить вместе с жидкостью, применяемой для гравийной набивкм, или же, если композицию добавляют в жидкость-носитель, ее можно вводить в подземный пласт до инжектирования, одновременно с инжектированием или после инжектирования жидкости, применяемой для заполнения скважинного фильтра гравием. В общем случае композицию для сильно замедленного разрушения полимеров смешивают с жидкостью-носителем.
Используемое количество композиции для сильно замедленного разрушения полимеров соответствует такому количеству, которое необходимо для снижения вязкости загущенных жидкостей на водной основе, применяемых для обработки скважины при статической температуре в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F, до заданной низкой величины вязкости или до полного разрушения вязкости. Оптимальное или эффективное количество композиции для сильно замедленного разрушения полимеров, которое используют в соответствии с настоящим изобретением, зависит от таких факторов, как конкретный гелеобразующий агент и его концентрация, температура пласта и другие факторы. Однако обычно композицию средства для сильно замедленного разрушения полимеров применяют в диапазоне концентраций от приблизительно 0,01 до приблизительно 500 фунтов на 1000 галлонов загущенных жидкостей на водной основе, применяемых для обработки скважин.
В вязкие жидкости на водной основе, применяемые для обработки пласта, могут включаться суспендированные твердые частицы, такие как гравий, используемый для гравийной набивки. Частицы гравия суспендируют в вязкой жидкости на водной основе, применяемой для обработки пласта, и они осаждаются в подземном участке после разрушения вязкости вязкой жидкости на водной основе, применяемой для обработки пласта. Примеры пригодных к использованию частиц твердых веществ включают, но этим не ограничиваясь, фракционированный песок, бокситы, керамические материалы, стеклянные материалы, ореховую скорлупу, полимерные шарики и т.п. Из различных частиц твердых веществ, которые могут использоваться, обычно предпочтительным является фракционированный песок.
Предпочтительный способ обработки подземного участка в соответствии с настоящим изобретением включает следующие стадии: (а) получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент; (b) введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок; и (с) предоставление возможности композиции для сильно замедленного разрушения полимеров разрушить композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость, таким образом, чтобы ее можно было извлечь из подземного участка.
Другой предпочтительный способ обработки подземного участка включает следующие стадии: (а) получение композиции невязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, соединение двухвалентного железа и хелатообразующий агент; (b) введение композиции невязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через необсаженный ствол скважины, проникающий в указанный подземный участок, при этом на стенках ствола скважины имеется фильтрационная корка; и (с) предоставление возможности композиции для сильно замедленного разрушения полимеров разрушить фильтрационную корку таким образом, чтобы жидкость для обработки пласта и разрушенную фильтрационную корку можно было извлечь из подземного участка.
Наконец, еще один предпочтительный способ обработки подземного участка включает следующие стадии: (а) получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая представляет собой смесь источника пероксида водорода, соединения двухвалентного железа и хелатообразующего агента; (b) введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через проникающий в указанный подземный участок необсаженный ствол скважины, на стенках которого имеется фильтрационная корка; и (с) предоставление возможности композиции для сильно замедленного разрушения полимеров в вязкой жидкости для обработки пласта разрушить вязкую жидкость для обработки пласта и фильтрационную корку таким образом, чтобы разрушенную жидкость для обработки пласта и разрушенную фильтрационную корку можно было извлечь из подземного участка.
В соответствии с настоящим изобретением предпочтительная водорастворимая композиция жидкости на водной основе для обработки пласта включает воду и композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая представляет собой смесь источника пероксида водорода, соединения двухвалентного железа и хелатообразующего агента.
Другая предпочтительная водорастворимая композиция жидкости на водной основе для обработки пласта включает воду, повышающий вязкость полимер и композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая представляет собой смесь источника пероксида водорода, соединения двухвалентного железа и хелатообразующего агента.
С целью дальнейшего пояснения способов по настоящему изобретению приводятся следующие примеры.
ПРИМЕР 1
Чтобы обеспечить гидратацию полимера, растворы ксантановой камеди в воде получают при нагревании до 85°С, а затем охлаждают до комнатной температуры. Известные количества указанных растворов затем смешивают с разрушающей композицией, которая содержит различные количества растворов Fe2+/цитрат и пероксида водорода, как указано в Таблице 1. Все растворы содержат 0,05% ксантановой камеди, а их рН составляет от 4 до 5. Пероксид водорода получают разбавлением 3%-ного раствора.
Таблица 1 | |||
Раствор |
Концентрация ионов
двухвалентного железа, мол/л |
Концентрация
цитрата, мол/л |
Пероксид водорода, % вес./об. |
A | 5,2·10-4 | 1·10-3 | 0,075 |
B | 1,7·10-4 | 3,2·10-4 | 0,075 |
C | 1,7·10-4 | 3,2·10-4 | 0,225 |
D | 1,7·10-4 | 3,2·10-4 | 0,75 |
E | 5,2·10-4 | 1·10-3 | 0,75 |
Смеси растворов ксантановой камеди и разрушающих композиций затем помещают в стандартный вискозиметр Уббелоде, позволяющий проводить разбавление. Вязкость смесей определяется по ксантановой камеди. Время истечения при избытке растворителя (воды) является прямой мерой молекулярной массы ксантановой камеди, так что уменьшение значений времени истечения является мерой разрушения ксантановой камеди. Значения времени истечения, приведенные в Таблице 2, измеряют не позднее чем через 5 мин после смешивания и до тех пор, пока их значение не приблизится к времени истечения растворителя. Время истечения растворителя (воды) составляет 20,5 сек. Данные, приведенные в Таблице 2, которые измеряют при комнатной температуре, т.е. приблизительно при 72°F, ясно показывают, что ксантановая камедь разрушается при комнатной температуре в присутствии разрушающей композиции, которая включает растворы Fe2+/цитрат и пероксид водорода.
Таблица 2 | |||||||||
Раствор А | Раствор В | Раствор С | Раствор D | Раствор Е | |||||
Время реакции (мин) | Время истечения (сек) | Время реакции (мин) | Время истечения (сек) | Время реакции (мин) | Время истечения (сек) | Время реакции (мин) | Время истечения (сек) | Время реакции (мин) | Время истечения (сек) |
10 | 60 | 10 | 53,5 | 10 | 55 | 10 | 51,9 | 10 | 60 |
40 | 48,3 | 30 | 49,6 | 30 | 51,4 | 30 | 48,5 | 20 | 51,2 |
80 | 36,7 | 60 | 47 | 60 | 48,7 | 60 | 43 | 30 | 42 |
100 | 32 | 90 | 45 | 90 | 45 | 90 | 36,4 | 40 | 34,2 |
110 | 43,5 | 120 | 42 | 120 | 31,3 | 60 | 27,7 | ||
160 | 28,1 | 70 | 26,2 |
Оказывается, что при использованных концентрациях скорость разрушения ксантановой камеди является функцией относительных концентраций Fe2+/цитрат.
ПРИМЕР 2
Следующий стандартный буровой раствор на основе ксантановой камеди, который готовят для оценки эффективности различных композиций разрушающей композиции, приведен в Таблице 3.
Таблица 3 | |
Компонент | Количество |
Водопроводная вода | 332 мл |
Хлорид калия (KCl) | 10,5 г |
Ксантановая камедь | 0,85 г |
Крахмал | 7,4 г |
СаСО3 со срединным диаметром частиц 5 мкм | 10 г |
СаСО3 со срединным диаметром частиц 25 мкм | 25 г |
Буфер из оксида магния | 0,18 г |
Буровые растворы получают, добавляя водопроводную воду в чашу для смешивания смесителя Hamilton Beach и помещая чашу в смеситель, для которого задают высокую сдвиговую скорость (18000 об/мин). Затем в водопроводную воду добавляют KCl. После этого медленно добавляют ксантан и крахмал и оставляют перемешиваться при высокой скорости в течение 15 мин. Далее в указанном выше порядке добавляют другие компоненты (карбонат кальция и оксид магния). По окончании добавления буровой раствор помещают в герметичный сосуд, который на 16 час устанавливают на валковую печь (Fann Model 701) с температурой 150°F. После указанного горячего вальцевания буровые растворы готовы к использованию, как указано ниже, в качестве тестового субстрата.
Готовят различные разрушающие композиции в соответствии с составами, приведенными в Таблице 4.
Таблица 4 | |||
Компонент | Количество | Количество | Количество |
Водопроводная вода | 330 мл | 500 мл | 500 мл |
Тетрагидрат пербората натрия | 3,96 г | 6,00 г | 6,00 г |
Лимонная кислота | 1,23 г | 1,86 г | 0,94 г |
Хлорид натрия (NaCl) | 0,6 г | 1,00 г | 1,00 г |
Гептагидрат сульфата железа | 0,59 г | 0,45 г | 0,45 г |
Лимонная кислота:сульфат железа (молярное отношение) | 3:1 | 6:1 | 3:1 |
Время разрушения | 5-5,5 час | 5 час | 4,5 час |
Тетрагидрат пербората натрия, лимонная кислота, хлорид натрия и гептагидрат сульфата железа коммерчески доступны от компании Sigma-Aldrich, Inc.
Разрушающие композиции готовят следующим образом: в подходящий химический стакан добавляют водопроводную воду, помещают в стакан якорь магнитной мешалки и устанавливают стакан на магнитную мешалку. В стакан в указанном порядке добавляют тетрагидрат пербората натрия, лимонную кислоту, хлорид натрия. После полного растворения компонентов в стакан опускают измерительный электрод рН-метра. Величину рН композиции регулируют, медленно добавляя 25%-ный раствор гидроксида натрия до тех пор, пока рН композиции не достигнет значения 7. Затем с целью завершения приготовления разрушающей композиции добавляют гептагидрат сульфата железа. Молярные отношения лимонной кислоты к иону двухвалентного железа в разрушающей композиции в указанных примерах составляют 3:1 и 6:1, как указано в Таблице 4.
Приблизительно 300 мл буровой жидкости вносят в систему динамической фильтрации Fann Model 90B, которая работает при температуре 150°F, при давлении в системе 800 фунтов на квадратный дюйм и дифференциальном давлении 500 фунтов на квадратный дюйм через фильтрующий слой 35 мкм. Fann Model 90B представляет собой динамическую фильтрующую систему для исследования способности буровых жидкостей образовывать фильтрационную корку. Установку программируют таким образом, чтобы получить значения давления в системе, дифференциального давления, температуры и сдвиговой скорости, необходимые для образования фильтрационной корки. Затем буровой раствор удаляют из машины, а фильтрационную корку оставляют на фильтрующем слое. Далее в установку помещают раствор разрушающего средства и установку программируют таким образом, чтобы можно было регулировать скорость просачивания через фильтрационную корку при температуре 150°F, при давлении в системе 800 фунтов на квадратный дюйм и дифференциальном давлении 50 фунтов на квадратный дюйм. Увеличение скорости просачивания является индикатором разрушения фильтрационной корки. Точка, в которой регистрируют повышение скорости просачивания, указана в Таблице 4 как “Время разрушения”. Подробное описание применения Fann Model 90B для проведения указанного тестирования приведено в документе SPE (Общество профессиональных инженеров) Paper No. 68968, озаглавленном “Laboratory Device for Testing of Delayed-Breaker Solutions on Horizontal Wellbore Filter Cakes”, который целиком включен в настоящее описание.
Несмотря на то что выше подробно описано лишь несколько примеров осуществления настоящего изобретения, для специалистов должно быть понятно, что возможны другие многочисленные модификации в вариантах осуществления настоящего изобретения, приведенных в качестве примеров, которые несущественно отступают от новых данных и преимуществ, приведенных в настоящем описании. Таким образом, следует понимать, что все подобные модификации входят в объем приведенной ниже формулы изобретения.
Claims (31)
1. Способ обработки подземного участка, включающий получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из терагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7,
введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость.
введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через ствол скважины, проникающий в подземный участок, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает композицию вязкой жидкости для обработки пласта с образованием разбавленной жидкости, имеющей низкую вязкость.
2. Способ по п.1, где источник ионов двухвалентного железа выбирают из группы, состоящей из гептагидрата сульфата железа (II), хлорида железа (II) и глюконата железа (II).
3. Способ по п.1, где хелатообразующий агент выбирают из группы, состоящей из лимонной кислоты, цитрата натрия и иминодиуксусной кислоты.
4. Способ по п.1, где растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров дополнительно содержит хлорид натрия.
5. Способ по п.1, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, выбранный из группы, состоящей из биополимеров и модифицированных камедей или целлюлозы и ее производных.
6. Способ по п.5, где повышающий вязкость полимер представляет собой ксантановую камедь.
7. Способ по п.1, где температура подземного участка составляет в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F.
8. Способ обработки подземного участка, включающий получение композиции невязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник соединения двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7,
введение композиции невязкой жидкости для обработки пласта через необсаженный ствол скважины, проникающий в указанный подземный участок, при этом на стенках ствола скважины имеется фильтрационная корка, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает фильтрационную корку с тем, чтобы извлечь жидкость для обработки и разрушенную фильтрационную корку из подземного участка.
введение композиции невязкой жидкости для обработки пласта через необсаженный ствол скважины, проникающий в указанный подземный участок, при этом на стенках ствола скважины имеется фильтрационная корка, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров разрушает фильтрационную корку с тем, чтобы извлечь жидкость для обработки и разрушенную фильтрационную корку из подземного участка.
9. Способ по п.8, где источник ионов двухвалентного железа выбирают из группы, состоящей из гептагидрата сульфата железа (II), хлорида железа (II) и глюконата железа (II).
10. Способ по п.8, где хелатообразующий агент выбирают из группы, состоящей из лимонной кислоты, цитрата натрия и иминодиуксусной кислоты.
11. Способ по п.8, где растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров дополнительно содержит хлорид натрия.
12. Способ по п.8, где температура подземного участка составляет в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F.
13. Способ обработки подземного участка, включающий
получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7,
введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через проникающий в указанный подземный участок необсаженный ствол скважины, при этом на стенках ствола скважины имеется фильтрационная корка, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров в вязкой жидкости для обработки пласта разрушает вязкую жидкость для обработки пласта и разрушает фильтрационную корку с тем, чтобы разрушенную жидкость для обработки пласта и разрушенную фильтрационную корку извлечь из подземного участка.
получение композиции вязкой жидкости на водной основе для обработки пласта, которая содержит воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, содержащую источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7,
введение композиции вязкой жидкости для обработки пласта в подземный участок через проникающий в указанный подземный участок необсаженный ствол скважины, при этом на стенках ствола скважины имеется фильтрационная корка, причем
композиция для сильно замедленного разрушения полимеров в вязкой жидкости для обработки пласта разрушает вязкую жидкость для обработки пласта и разрушает фильтрационную корку с тем, чтобы разрушенную жидкость для обработки пласта и разрушенную фильтрационную корку извлечь из подземного участка.
14. Способ по п.13, где источник ионов двухвалентного железа выбирают из группы, состоящей из гептагидрата сульфата железа (II), хлорида железа (II) и глюконата железа (II).
15. Способ по п.13, где хелатообразующий агент выбирают из группы, состоящей из лимонной кислоты, цитрата натрия и иминодиуксусной кислоты.
16. Способ по п.13, где растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров дополнительно содержит хлорид натрия.
17. Способ по п.13, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, выбранный из группы, состоящей из биополимеров и модифицированных камедей или целлюлозы и ее производных.
18. Способ по п.17, где повышающий вязкость полимер представляет собой ксантановую камедь.
19. Способ по п.13, где температура подземного участка составляет в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F.
20. Композиция жидкости для обработки пласта, содержащая
воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7.
воду, повышающий вязкость полимер и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7.
21. Композиция по п.20, где источник ионов двухвалентного железа выбирают из группы, состоящей из гептагидрата сульфата железа (II), хлорида железа (II) и глюконата железа (II).
22. Композиция по п.20, где хелатообразующий агент выбирают из группы, состоящей из лимонной кислоты, цитрата натрия и иминодиуксусной кислоты.
23. Композиция по п.20, где растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров дополнительно содержит хлорид натрия.
24. Композиция по п.20, где повышающий вязкость полимер представляет собой полисахарид, выбранный из группы, состоящей из биополимеров и модифицированных камедей или целлюлозы и ее производных.
25. Композиция по п.24, где повышающий вязкость полимер представляет собой ксантановую камедь.
26. Композиция по п.20, где температура подземного участка составляет в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F.
27. Композиция жидкости для обработки пласта, содержащая
воду и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7.
воду и растворимую в воде композицию для сильно замедленного разрушения полимеров, которая содержит источник пероксида водорода, источник ионов двухвалентного железа и хелатообразующий агент, где источник пероксида водорода выбирают из группы, состоящей из тетрагидрата пербората натрия и пероксида водорода, растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров имеет молярное отношение хелатообразующего агента к источнику ионов двухвалетного железа в диапазоне от 3:1 до 6:1 и рН в диапазоне от приблизительно 3 до приблизительно 7.
28. Композиция по п.27, где источник ионов двухвалентного железа выбирают из группы, состоящей из гептагидрата сульфата железа (II), хлорида железа (II) и глюконата железа (II).
29. Композиция по п.27, где хелатообразующий агент выбирают из группы, состоящей из лимонной кислоты, цитрата натрия и иминодиуксусной кислоты.
30. Композиция по п.27, где растворимая в воде композиция для сильно замедленного разрушения полимеров дополнительно содержит хлорид натрия.
31. Композиция по п.27, где температура подземного участка составляет в диапазоне от приблизительно 80°F до приблизительно 150°F.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/665,310 | 2003-09-19 | ||
US10/665,310 US7159658B2 (en) | 2003-09-19 | 2003-09-19 | Methods and compositions for treating subterranean zones |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006113121A RU2006113121A (ru) | 2007-10-27 |
RU2361897C2 true RU2361897C2 (ru) | 2009-07-20 |
Family
ID=34312871
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006113121/04A RU2361897C2 (ru) | 2003-09-19 | 2004-09-09 | Способы и композиции для обработки подземных участков |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7159658B2 (ru) |
CA (1) | CA2537920C (ru) |
RU (1) | RU2361897C2 (ru) |
WO (1) | WO2005028588A1 (ru) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20060280561A1 (en) * | 2005-06-09 | 2006-12-14 | Roesler Ronald H | Method of creating and sustaining earthen hard pan formations |
US7928040B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
US7923417B2 (en) * | 2007-01-23 | 2011-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications |
US7754658B2 (en) | 2007-02-22 | 2010-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crosslinked acids comprising derivatized xanthan and subterranean acidizing applications |
US9393602B2 (en) * | 2007-05-04 | 2016-07-19 | Solutions-Ies Inc. | In situ PH adjustment for soil and groundwater remediation |
CA2691804C (en) * | 2007-07-02 | 2016-06-07 | M-I Llc | Gravel-packing carrier fluid with internal breaker |
US7998906B2 (en) * | 2008-08-21 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations |
US7998910B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
WO2010099055A2 (en) * | 2009-02-27 | 2010-09-02 | Fmc Corporation | Peracid oil-field viscosity breaker and method |
US8167042B2 (en) * | 2009-11-18 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of forming self-diverting high-rate water packs |
US8584757B2 (en) | 2010-04-21 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and composition for treating fluids before injection into subterranean zones |
US9296939B2 (en) * | 2010-05-05 | 2016-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions for modifying rheological properties of cement systems |
FR2962479B1 (fr) | 2010-07-06 | 2013-02-15 | Inst Francais Du Petrole | Procede optimise de recuperation assistee chimique |
AR082347A1 (es) * | 2010-07-28 | 2012-11-28 | Chevron Usa Inc | Sistema y metodo de reutilizacion de agua de fluido de fractura |
US9062243B2 (en) * | 2011-06-22 | 2015-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of multi-chain polymer viscosified fluid |
US9644131B2 (en) | 2011-08-30 | 2017-05-09 | Cp Kelco Oy | Alternative ligand formulations for cellulose products |
EP3060747B1 (en) | 2013-10-25 | 2021-04-07 | Flex-chem Holding Company LLC | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using a metal complexing agent |
US9617458B2 (en) | 2013-10-31 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications |
US11339322B2 (en) * | 2013-12-31 | 2022-05-24 | Kemira Oyj | Cross-linked acrylamide polymer or copolymer gel and breaker compositions and methods of use |
EP3132112A4 (en) | 2014-04-14 | 2017-10-04 | Flex-chem Holding Company LLC | Stimulation of wells in nano-darcy shale formations |
CA2959664C (en) | 2014-09-04 | 2023-09-26 | Andrew Bryce Conway | Slick-water fracturing using time release metal-complexing agent |
WO2016153792A1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-09-29 | Arkema Inc. | Colored organic peroxide compositions and methods for breaking hydraulic fracturing fluids |
CN104927831A (zh) * | 2015-06-25 | 2015-09-23 | 陕西科技大学 | 一种高效定位双重作用的破胶剂及其制备方法 |
AU2016391064A1 (en) * | 2016-02-04 | 2018-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Food grade material as effective clay control agent |
US10723939B2 (en) * | 2016-06-27 | 2020-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating a subterranean formation with a polymeric additive composite |
GB2582192B (en) * | 2018-10-22 | 2023-01-11 | Chevron Usa Inc | Treating fluid comprising hydrocarbons, water, and polymer |
EP4041843A1 (en) | 2019-10-10 | 2022-08-17 | Flex-Chem Holding Company, LLC | Method for remediation of subterranean-formed metal-polymer complexes using peracetic acid |
EP4100485A1 (en) | 2020-02-07 | 2022-12-14 | Flex-Chem Holding Company, LLC | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
US11473002B2 (en) | 2020-02-07 | 2022-10-18 | Flex-Chem Holding Company, Llc | Iron control as part of a well treatment using time-released agents |
CN111849447B (zh) * | 2020-07-29 | 2022-04-26 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种改性黄原胶的方法及改性黄原胶驱油剂 |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4083407A (en) * | 1977-02-07 | 1978-04-11 | The Dow Chemical Company | Spacer composition and method of use |
US4257483A (en) * | 1979-01-11 | 1981-03-24 | The Dow Chemical Company | Method of well completion with casing gel |
US4552675A (en) | 1983-08-19 | 1985-11-12 | Fmc Corporation | Composition and method for treating a subterranean formation |
US4633949A (en) | 1985-02-12 | 1987-01-06 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of preventing precipitation of ferrous sulfide and sulfur during acidizing |
US5128046A (en) * | 1990-04-16 | 1992-07-07 | Nalco Chemical Company | Water clarification through chelation |
US5065822A (en) * | 1990-09-14 | 1991-11-19 | American Cyanamid Company | Crosslinking water soluble polymers with iron to form gels for use in subterranean profile modification |
US5253711A (en) | 1992-03-02 | 1993-10-19 | Texas United Chemical Corp. | Process for decomposing polysaccharides in alkaline aqueous systems |
US5624886A (en) | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
US5607905A (en) * | 1994-03-15 | 1997-03-04 | Texas United Chemical Company, Llc. | Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake |
US5759964A (en) | 1994-09-28 | 1998-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | High viscosity well treating fluids, additives and methods |
US5645688A (en) * | 1995-01-30 | 1997-07-08 | Vinings Industries, Inc. | Bleaching compositions and processes employing sulfamates and polyaminocarboxylic acids |
US5564105A (en) * | 1995-05-22 | 1996-10-08 | Westinghouse Electric Corporation | Method of treating a contaminated aqueous solution |
US6924255B2 (en) * | 1999-05-13 | 2005-08-02 | Frank F. Chang | Composition and method for treating a subterranean formation |
US6213213B1 (en) | 1999-10-08 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and viscosified compositions for treating wells |
US6939483B2 (en) * | 2000-02-28 | 2005-09-06 | Pabu Services, Inc. | Brine fluids with improved corrosion properties |
CA2432160C (en) * | 2001-01-09 | 2010-04-13 | Bj Services Company | Well treatment fluid compositions and methods for their use |
US6861394B2 (en) * | 2001-12-19 | 2005-03-01 | M-I L.L.C. | Internal breaker |
US6923264B2 (en) * | 2003-03-05 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing subterranean zones, fracturing fluids and breaker activators therefor |
US6924254B2 (en) * | 2003-03-20 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscous well treating fluids and methods |
US6918445B2 (en) * | 2003-04-18 | 2005-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean zones using environmentally safe polymer breakers |
-
2003
- 2003-09-19 US US10/665,310 patent/US7159658B2/en active Active
-
2004
- 2004-09-09 WO PCT/GB2004/003842 patent/WO2005028588A1/en active Application Filing
- 2004-09-09 CA CA002537920A patent/CA2537920C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-09-09 RU RU2006113121/04A patent/RU2361897C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-01-12 US US11/653,038 patent/US8377855B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006113121A (ru) | 2007-10-27 |
US20050061504A1 (en) | 2005-03-24 |
CA2537920C (en) | 2009-12-15 |
CA2537920A1 (en) | 2005-03-31 |
US20070111898A1 (en) | 2007-05-17 |
US8377855B2 (en) | 2013-02-19 |
WO2005028588A1 (en) | 2005-03-31 |
US7159658B2 (en) | 2007-01-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2361897C2 (ru) | Способы и композиции для обработки подземных участков | |
EP1991633B1 (en) | Wellbore fluid comprising a base fluid and a particulate bridging agent | |
US10280353B2 (en) | Drilling fluid | |
US7584791B2 (en) | Methods for reducing the viscosity of treatment fluids comprising diutan | |
CA2471155C (en) | Improved internal breaker | |
US10087362B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
CA2461297C (en) | Viscous well treating fluids and methods | |
JPH0363599B2 (ru) | ||
US20190276728A1 (en) | Compositions and methods for filter cake removal | |
AU2011202356B2 (en) | Compositions and methods for breaking a viscosity increasing polymer at very low temperature used in downhole well applications | |
US20190100687A1 (en) | Methods and compositions for filter cake removal |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160910 |