Search International and National Patent Collections
Some content of this application is unavailable at the moment.
If this situation persists, please contact us atFeedback&Contact
1. (EA201490868) ЦЕЛЛЮЛОЗНЫЕ НАНОВИСКЕРЫ ДЛЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ СКВАЖИН
Note: Text based on automatic Optical Character Recognition processes. Please use the PDF version for legal matters
Oписание


Область техники

[0001]  Изобретение относится к области добычи сырой нефти или природного газа из подземных пластов. Более конкретно, изобретения преимущественно относятся к обслуживанию скважин, включая использование нановискеров целлюлозы.

Предшествующий уровень техники

[0002]  Нефтяные и газовые скважины.

[0003]  В контексте добычи из скважины под упоминанием о нефти и газе следует понимать сырую нефть и природный газ. Нефть и газ представляют собой углеводороды, присутствующие в природе в некоторых подземных пластах.

[0004]  Подземные пласты, содержащие нефть или газ, могут быть расположены под землей или под морским дном вдали от берега. Нефтяные и газовые резервуары, как правило, находятся на уровнях от нескольких сотен футов (мелкие резервуары) до нескольких десятков тысяч футов (сверхглубокие резервуары) ниже поверхности земли или моря.

[0005]  Для добычи нефти или газа бурят скважину в подземном пласте, представляющем собой резервуар нефти или газа. Как правило, для того чтобы достичь резервуара нефти или газа, скважина должна быть пробурена на глубину сотен или тысяч футов под землей. В общем случае, чем больше глубина пласта, тем выше статическая температура и давление пласта.

[0006]  Как правило, обслуживание скважины включает широкий спектр операций, которые могут выполняться в нефтяных, газовых, геотермальных или водяных скважинах, например бурение, цементирование, заканчивание и внутрискважинные работы. Эти операции по обслуживанию скважины предназначены для облегчения или повышения добычи целевых текучих веществ, таких как нефть или газ, из подземного пласта или на всём его протяжении. Обслуживание скважин обычно включает введение скважинных жидкостей в скважину.

[0007]  Бурение и буровые растворы.

[0008]  В общем случае бурение представляет собой процесс бурения ствола скважины. После того как отверстие просверлено, по меньшей мере, в самых верхних участках ствола скважины размещают секции стальной трубы, которая имеет меньший диаметр, чем скважина, и носит название обсадной колонны. Обсадная колонна обеспечивает структурную целостность только что пробуренной скважины.

[0009]  Скважину создают путем просверливания отверстия в земле (или морском дне) с помощью буровой установки, которая вращает бурильную колонну с буровым инструментом, прикрепленным к ее нижнему концу. Обычно диаметр ствола буровой скважины в любом месте составляет примерно от 5 дюймов (13 см) до 36 дюймов (91 см). Диаметр скважины, как правило, становится тем меньше, чем глубже уходит скважина, поскольку ее верхние части крепят обсадными трубами или облицовкой, что означает, что все меньшие по размеру бурильные колонны и буровые долота должны быть использованы для того, чтобы пройти через верхнюю часть обсадной колонны или хвостовик.

[0010]  В процессе бурения нефтяной или газовой скважины буровой раствор циркулирует вниз по скважине через бурильную трубу к буровому долоту в нижнем конце скважины, выходя через буровое долото в ствол скважины, а затем обратно вверх по стволу скважины на поверхность через кольцевое пространство между бурильной трубой и стволом скважины. Назначение бурового раствора состоит в том, чтобы поддерживать гидростатическое давление в стволе скважины, обеспечивать смазку бурильной колонны и выносить буровой шлам из ствола скважины.

[0011]  Буровой раствор может быть на водной или на масляной основе. Растворы на масляной основе, как правило, имеют лучшие смазывающие свойства, чем растворы на водной основе, тем не менее, другие факторы могут склонять в пользу применения бурового раствора на водной основе.

[0012]  Кроме того, буровой раствор может быть загущен для того, чтобы способствовать суспендированию и выносу бурового шлама из ствола скважины. Величина частиц бурового шлама может варьировать от размеров иловых частиц до кусков, измеряемых в сантиметрах. Пропускная способность циркулирующего бурового раствора означает его способность транспортировать буровой шлам из ствола скважины. Другие термины для определения пропускной способности включают "способность к очистке ствола" и "несущую способность".

[0013]  Примером бурового раствора на водной основе является буровой раствор, содержащий водный раствор и нерастворенные твердые частицы (в виде твердых взвесей). Буровой раствор на водной основе может быть приготовлен на основе солевого раствора. Для увеличения плотности бурового раствора могут быть выбраны как растворенные, так и нерастворенные твердые вещества. Примером нерастворенного утяжелителя является барит (сульфат бария). Плотность бурового раствора может быть намного выше, чем у типичной морской воды или даже выше, чем у солевых растворов высокой плотности благодаря наличию в нем взвешенных твердых частиц.

[0014]  Цементирующие и гидравлические вяжущие композиции.

[0015]  Цементирование является обычной операцией по эксплуатации скважины. Например, гидравлические вяжущие композиции могут быть использованы в операциях цементирования, при которых трубу обсадной колонны или хвостовика цементируют в стволе скважины. Цемент укрепляет трубы в стволе скважины и предотвращает нежелательную миграцию жидкостей вдоль ствола скважины между различными зонами подземных пластов, через которые проходит ствол скважины. В случае, если скважины проникают в нефтегазоносную зону подземного пласта, то обсадная труба может быть перфорирована для того, чтобы позволить сообщение жидкости между зоной и стволом скважины. Цементированная обсадная колонна также позволяет последующее или исправительное разобщение или изоляцию одной или нескольких эксплуатационных зон ствола скважины, например, с помощью скважинных инструментов, таких как пакеры или тампоны, или другими методами, такими как формирование песчаных пробок или размещение цемента в перфорациях. Гидравлические вяжущие составы также могут быть использованы во внутрискважинных работах, например таких, как тампонирование высокопроницаемых зон или трещин в зонах, которые могут выделять слишком много воды, закупорка трещин или отверстий в колоннах обсадных труб и прочее.

[0016]  При выполнении цементирования гидравлическую вяжущую композицию закачивают в виде жидкости (обычно в форме суспензии или шлама) в нужное место в стволе скважины. Например, при цементировании обсадной колонны или хвостовика гидравлическую вяжущую композицию закачивают в кольцевое пространство между внешней поверхностью обсадной трубы и скважиной (т.е. стенкой ствола скважины). Вяжущей композиции дают возможность застыть в кольцевом пространстве, тем самым позволяя образоваться кольцевой оболочке из твердого, по существу, непроницаемого цемента. Затвердевший цемент поддерживает и ставит в правильное положение обсадную трубу в стволе скважины и связывает внешние поверхности обсадной трубы со стенками ствола скважины.

[0017]  Гидравлический цемент является материалом, который при смешивании с водой затвердевает или со временем схватывается благодаря химической реакции с водой. Поскольку это химическая реакция с водой, гидравлический цемент способен твердеть даже под водой. Гидравлический цемент, воду, а также любые другие компоненты смешивают с образованием композиции гидравлического цемента, представляющего собой в исходном состоянии суспензию, которая должна оставаться жидкостью в течение достаточного времени перед началом перекачивания композиции в ствол скважины и размещения ее в целевом месте ствола скважины.

[0018]  Заканчивание скважины или внутрискважинные работы.

[0019]  После бурения и цементирования обсадной колонны проводят заканчивание, представляющее собой процесс подготовки скважины к добыче или нагнетанию. Оно главным образом включает подготовку зоны ствола скважины в соответствии с обязательными техническими условиями, обкатку насосно-компрессорной колонны и связанного с ней скважинного оборудования, а также перфорацию и интенсификацию нефтедобычи по мере необходимости.

[0020]  Внутрискважинные работы представляют собой любую операцию, проводимую в скважине во время или в конце ее продуктивной жизни, изменяющую состояние скважины или ее геометрию, обеспечивающую диагностику скважины или управляющую добычей из скважины. В широком смысле понятие "ремонт скважин" можно отнести к любым видам внутрискважинных работ, которые предполагают использование таких инвазивных технологий, как канатная техника, применение гибких насосно-компрессорных труб или спуск бурильного инструмента в скважину под давлением. Более конкретно, однако, ремонт скважин упоминается в связи с процессом подъема инструмента из скважины и является альтернативой заканчивания.

[0021]  Обычная обработка скважин в обслуживании скважин.

[0022]  Обслуживание скважин может включать в себя различные виды обработки, которые обычно выполняются в стволе скважины или подземном пласте.

[0023]  Например, обработка для регулирования водоотдачи может быть использована в процессе любой из таких работ, как бурение, заканчивание и внутрискважинные работы. В процессе заканчивания или внутрискважинных работ интенсификация нефтедобычи является одним из видов обработки, которую проводят для того, чтобы увеличить или восстановить добычу нефти или газа из скважины. Методы обработки с целью интенсификации нефтедобычи можно разделить на две основные группы: гидравлический разрыв пласта и кислотная обработка пласта. Гидравлический разрыв пласта выполняют при давлении выше давления разрыва подземного пласта для того, чтобы создать или увеличить путь проникновения потоков с высокой проницаемостью между пластом и стволом скважины. Кислотную обработку пласта выполняют при давлении ниже давления разрыва пласта. Другие типы обработки при заканчивании или внутрискважинных работах могут включать, например, гравийную набивку, закрепление стенки ствола скважины и ограничение избыточного водопритока в скважину, а также предотвращение выноса песка или образования мелкодисперсных фракций. Кроме того, другие типы заканчивания или внутрискважинных работ включают, без ограничения, устранение повреждений, разобщение пластов, очистку ствола скважины, удаление твердых отложений и предотвращение их образования. Безусловно, другие методы обработки скважин и скважинные жидкости также хорошо известны в данной области техники.

[0024]  Обработка пачками раствора глушения.

[0025]  Жидкости, использующиеся в процессе перфорации скважины и после нее во время заканчивания или внутрискважинных работ, как правило, называют "пачки раствора глушения". Пачки раствора глушения могут быть на водной основе или на масляной основе. Типичная пачка раствора глушения на водной основе может состоять из солевого раствора, который соответствует требованиям, предъявляемым к плотности, и одного или нескольких следующих веществ: ксантанового полимера для регулирования вязкости, полимера крахмала для регулирования водоотдачи и просеянного через сито кальция карбоната для закупоривания открытых поровых пространств. Типичная пачка раствора глушения на масляной основе может состоять из базового углеводорода, солевого раствора в качестве внутренней фазы, пакета эмульгаторов, барита или просеянного через сито кальция карбоната, удовлетворяющих требованиям по плотности и закупоривающей способности, извести и органофильной глины для создания нужной щелочности и вязкости соответственно. Кроме того, в растворы на масляной основе также прибавляют добавки для регулирования водоотдачи.

[0026]  Гидравлический разрыв.

[0027]  Гидравлический разрыв пласта является распространенным методом обработки скважины для интенсификации добычи. Целью гидравлического разрыва пласта является обеспечение улучшенного пути проникновения потоков нефти или газа между пластом и стволом скважины. Жидкость для обработки пластов, приспособленная для этой цели, иногда называется жидкостью для гидроразрыва пласта. Жидкость для гидроразрыва пласта закачивают при достаточно высоких скорости потока и давлении в ствол скважины и в подземный пласт для создания или увеличения одной или нескольких трещин в подземном пласте.

[0028]  Вновь созданная или расширенная трещина имеет тенденцию закрываться после того, как закачка жидкости для гидроразрыва пласта прекращается. Чтобы предотвратить закрытие трещины, в нее, как правило, помещают материал, который поддерживает трещину открытой и обеспечивает в ней проводимость жидкости более высокую, чем проводимость материнской породы пласта. Вещество, использующееся для этой цели, называется расклинивающим агентом.

[0029]  Расклинивающий агент в виде твердых частиц, которые могут быть суспендированы в жидкости для гидроразрыва пласта, переносится в скважину и содержится в трещине, образуя пачку расклинивающего агента. Пачка расклинивающего агента поддерживает трещину в открытом состоянии, позволяя жидкости вытекать благодаря проницаемости пачки. Пачка расклинивающего агента в трещине обеспечивает образование пути потока с более высокой проницаемостью по сравнению с проницаемостью материнской породы окружающего подземного пласта для того, чтобы нефть или газ достигли ствола скважины. Этот путь потока с высокой проницаемостью увеличивает добычу нефти и газа из подземного пласта.

[0030]  Частицы вещества для использования в качестве расклинивающего агента обычно выбирают на основе характеристик их размеров, предела прочности на раздавливание и стабильности твердой фазы в тех типах жидкостей, которые встречаются или используются в скважинах. Предпочтительно, чтобы расклинивающий агент не плавился, не растворялся или не деградировал иным образом из твердого состояния в скважинных условиях.

[0031]  Гравийная набивка.

[0032]  Гравийная набивка широко используется в качестве метода борьбы с выносом песка для того, чтобы предотвратить вынос пластового песка или других мелкодисперсных фракций из плохо закрепленного подземного пласта. В этом контексте "мелкодисперсные фракции" представляют собой очень мелкие частицы, как правило, имеющие диаметр 43 мкм или меньше, которые имеют тенденцию проходить через пласт при добыче углеводорода. Мелкодисперсные фракции имеют тенденцию закупоривать небольшие поровые пространства в пласте и блокировать поток нефти. Поскольку все углеводороды стекаются с относительно большой области, окружающей ствол скважины, к сравнительно небольшой зоне вокруг ствола скважины, то мелкодисперсные фракции проявляют тенденцию плотно слеживаться и выпадать в область непосредственно вокруг ствола скважины или закупоривать эту область. Кроме того, мелкодисперсные фракции обладают высокими абразивными свойствами и могут наносить вред нефтеперекачивающему и другому нефтепромысловому оборудованию и работам.

[0033]  Размещение относительно больших частиц вблизи ствола скважины помогает отфильтровать песок или мелкодисперсные фракции и предотвращает их поток в скважину вместе с добываемыми жидкостями. Основная цель заключается в закреплении пласта с одновременным минимальным снижением производительности скважины.

[0034]  Частицы, использующиеся для этой цели, называются "гравий". В области добычи нефти и газа, а также в том значении, в каком он используется в настоящем изобретении, термин "гравий" относится к сравнительно крупным частицам в классификации песка по размерам, т.е. частицам диаметром от примерно 0,1 до примерно 2 мм. Как правило, для гравийной набивки используются частицы, обладающие свойствами, в том числе химической стабильностью, расклинивающего агента низкой прочности. Примером часто используемых для гравийной набивки материалов является песок, имеющий соответствующие размеры частиц.

[0035]  В гравийной набивке наиболее часто используемого типа механическое сито размещают в стволе скважины и окружающее кольцевое пространство заполняют частицами больше определенного размера, предназначенными для предотвращения прохождения песка или других мелкодисперсных фракций из пласта. Кроме того, распространенной является, например, гравийная набивка после процедуры гидроразрыва, и такую комбинированную процедуру иногда называют "гидроразрыв с установкой сетчатого фильтра".

[0036]  Регулирование водоотдачи.

[0037]  Водоотдача относится к нежелательной утечке жидкой фазы любого типа скважинной жидкости в проницаемую часть материнской породы зоны, причем эта зона может быть подвергнута обработке или быть необработанной. Регулирование водоотдачи относится к обработке, направленной на снижение такой нежелательной утечки. Обеспечение эффективного регулирования водоотдачи для скважинных жидкостей во время определенных стадий эксплуатации скважин, как правило, весьма желательно.

[0038]  Обычный подход к регулированию водоотдачи направлен на то, чтобы существенно уменьшить проницаемость материнской породы зоны с помощью материала для регулирования водоотдачи, который блокирует проницаемость на поверхности материнской горной породы зоны или вблизи этой поверхности. Например, материал для регулирования водоотдачи может быть в виде частиц, которые имеют размер, выбранный таким образом, чтобы тампонировать и закупорить поровые пространства материнской породы. При прочих равных условиях, чем выше концентрация частиц, тем быстрее будет происходить закупоривание. Когда жидкая фаза, несущая материал для регулирования водоотдачи, просачивается в пласт, материал для регулирования водоотдачи закупоривает поровые пространства материнской породы и скапливается на поверхности скважины или плоскости трещины или отчасти проникает в материнскую породу. Накопленные на стенках ствола скважины или трещины твердые частицы или материал для регулирования водоотдачи называют фильтрационной коркой. В зависимости от природы жидкой фазы и фильтрационной корки такая фильтрационная корка может помочь блокировать дальнейшую утечку жидкой фазы (называемой также фильтратом) в подземный пласт. Материал для регулирования водоотдачи специально предназначен, чтобы снизить объем фильтрата, который проходит через фильтрующую среду.

[0039]  Однако после применения фильтрационной корки может возникнуть необходимость восстановления проницаемости пласта. Если проницаемость пласта в заданной продуктивной зоне не восстанавливается, уровень добычи из данного пласта может значительно снизиться. Любая фильтрационная корка или любая фильтрация твердого или полимерного вещества в материнскую породу данной зоны, возникшие в результате обработки для регулирования водоотдачи, должны быть устранены для того, чтобы восстановить проницаемость пласта, предпочтительно, по меньшей мере, до исходного уровня. Это часто называют очисткой скважины.

[0040]  Различные материалы для регулирования водоотдачи были использованы и оценены на пригодность их для регулирования водоотдачи и очистки, в том числе пены, растворимые в углеводородах смолы, кислоторастворимые твердые частицы, сортированные солевые шламы, линейные вязкоупругие полимеры и полимеры, сшитые ионами тяжелых металлов. Их соответствующие сравнительные эффекты полностью документированы.

[0041]  Материалы для регулирования водоотдачи иногда используются в буровых растворах или для обработок, которые были разработаны для регулирования водоотдачи. Пачка раствора для регулирования водоотдачи представляет собой жидкость, которая предназначена или используется для того, чтобы обеспечить определенную степень регулирования водоотдачи. Благодаря сочетанию вязкости, закупориванию твердыми частицами и росту глинистой корки на пористой породе эти пачки зачастую способны существенно снизить проницаемость зоны подземного пласта для водоотдачи. Кроме того, они, как правило, повышают накопление фильтрационной корки на поверхности пласта, уменьшая поток жидкости в пласт из ствола скважины.

Увеличение вязкости скважинных жидкостей

[0042]  Жидкость-носитель для твердых частиц.

[0043]  Увеличение вязкости скважинной жидкости может быть полезно для нескольких целей.

[0044]  Например, в процессе бурения буровой шлам должен переноситься вверх по стволу скважины с помощью бурового раствора и уходить из скважины. Буровой шлам обычно имеет удельный вес больше 2, что значительно выше, чем удельный вес многих буровых растворов. Этот шлам с высокой плотностью имеет тенденцию очень быстро отделяться от воды или углеводородов.

[0045]  Кроме того, расклинивающий агент, использующийся при разрыве пласта или гравий, применяющийся в гравийной набивке, может иметь совершенно другую плотность, чем жидкость-носитель. Например, песок имеет плотность около 2,7, тогда как вода имеет плотность 1,0 в стандартных лабораторных условиях для температуры и давления. Расклинивающий агент или гравий, имеющие плотность отличную от плотности воды, будут иметь тенденцию очень быстро отделяться от воды.

[0046]  Поскольку многие скважинные жидкости имеют водную основу, то отчасти для того, чтобы облегчить суспендирование частиц более высокой плотности, а также по другим известными в данной области причинам, плотность использущейся в скважине жидкости может быть увеличена за счет прибавления к воде хорошо растворимых в ней солей, таких как хлорид калия. Однако увеличение плотности скважинной жидкости лишь в редких случаях будет достаточно или действенно для того, чтобы соответствать плотности частиц.

[0047]  Повышение вязкости жидкости для суспендирования частиц.

[0048]  Увеличение вязкости скважинной жидкости может помешать частицам, имеющим плотность, отличную от плотности внешней фазы этой жидкости, быстро отделиться от внешней фазы.

[0049]  Для того чтобы повысить способность жидкости суспендировать и переносить материал в виде частиц в скважиннной жидкости, могут быть применены агенты для повышения вязкости. Агент для повышения вязкости может быть использован для других целей, таких как повышение эффективности кислотной обработки для закупорки пласта или обеспечение максимального охвата пласта при обработке скважин.

[0050]  Агент для повышения вязкости иногда определяют в данной области как загущающий агент, загуститель, средство для сгущения, гелеобразующий агент или суспендирующий агент. В общем случае, любой из этих терминов относится к агенту, который обладает, по меньшей мере, свойством увеличения вязкости жидкости, в которой он диспергирован или растворен. Есть несколько видов агентов для повышения вязкости и связанных с ними методов повышения вязкости жидкости.

[0051]  В общем случае, в связи с большим объемом жидкости для гидроразрыва пласта, обычно использущейся в операциях по гидравлическому разрыву пласта, для того, чтобы эффективно увеличить вязкость жидкости для гидроразрыва пласта до заданного значения вязкости, следует использовать настолько малое количество агента для повышения вязкости, насколько это возможно. Кроме того, предпочтительными являются относительно недорогие материалы. Поскольку можно использовать лишь небольшую концентрацию агента для повышения вязкости, то для достижения заданной вязкости в большом объеме жидкости для гидроразрыва пласта потребуется меньшее количество агента для повышения вязкости.

[0052]  Полимеры для увеличения вязкости.

[0053]  Для повышения вязкости жидкости могут быть использованы некоторые виды полимеров. В общем случае, цель использования полимера заключается в том, чтобы повысить способность жидкости суспендировать и переносить материал в виде частиц. Полимеры для повышения вязкости жидкости предпочтительно являются растворимыми во внешней фазе жидкостями. Полимеры для повышения вязкости жидкости могут быть природными полимерами, такими как полисахариды, производными встречающихся в природе полимеров или синтетическими полимерами.

[0054]  Сшивание полимера для увеличения вязкости жидкости или образовывания геля.

[0055]  Вязкость жидкости при данной концентрации агента для повышения вязкости может быть значительно увеличена путем сшивания агента для повышения вязкости. Для этой цели может быть использован сшивающий агент, который иногда называют загуститель. Сшивающий агент взаимодействует по меньшей мере с двумя полимерными молекулами с образованием поперечных связей между ними.

[0056]  Полисахарид, будучи подвергнут сшиванию в достаточной степени, может образовывать гель с водой. Образование геля основано на множестве факторов, в том числе особенностях полимера и его концентрации, выборе конкретного сшивающего агента и их концентрации, степени сшивки, температуре и множестве других факторов, известных специалистам в данной области.

[0057]  Например, одим из наиболее распространенных агентов для повышения вязкости, используемых в нефтяной и газовой промышленности, является гуаровая камедь. Смесь гуаровой камеди с водой образует базовый гель, к которому может быть добавлен подходящий сшивающий агент с образованием гораздо более вязкой жидкости, которую затем называют жидкостью, загущённой сшитым полимером. Вязкость базовых гелей гуаровой камеди, как правило, от примерно 20 до примерно 50 сП. Если базовый гель подвергнут сшиванию, то его вязкость увеличивается от 2 до 100 раз в зависимости от температуры, типа испытательного оборудования для определения вязкости и метода испытания, а также типа использующегося сшивающего агента.

[0058]  Степень сшивки зависит от вида использующегося для повышения вязкости полимера, типа сшивающего агента, концентрации, температуры жидкости и т.д. Для того чтобы смешать базовый гель и сшивающий агент, обычно требуется усилие сдвига. Поэтому возможное количество поперечных связей и количество связей, образующихся в действительности, также зависит от величины усилия сдвига в системе. Точное число поперечных связей не известно, но оно может быть от всего одной до примерно десяти на молекулу полимера. Количество сшивок, как полагают, значительно изменяет вязкость жидкости.

[0059]  Что касается полимерного агента для повышения вязкости, то с ним может быть использован любой сшивающий агент, который пригоден для сшивания выбранных мономеров или полимеров.

[0060]  Проблема с некоторыми гидратируемыми агентами и некоторыми растворенными в воде ионами.

[0061]  Большинство, если не все, обычно использующихся водорастворимых агентов для повышения вязкости, водорастворимые вещества, уменьшающие трение, и водорастворимые агенты для повышения упругости являются гидратируемыми. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "гидратируемые" означает способность к гидратации при контакте гидратируемого агента с водой. Что касается гидратируемого агента, который содержит полимер, то, помимо прочего, это означает способность участков полимера связываться с молекулами воды и способность полимерной цепи распутываться и растягиваться в воде. Агенты для повышения вязкости, как правило, бывают непосредственно гидратированы в воде в той концентрации, в которой они используются в скважинной жидкости.

[0062]  Распространенной проблемой при использовании гидратируемых агентов является то, что многие из наиболее часто использующихся для таких целей гидратируемых полимеров чувствительны к растворенным в воде ионам. Гидратируемые агенты чаще всего особенно чувствительны к двухвалентным катионам, таким как кальций и магний. Например, двухвалентные катионы, такие как кальций и магний, могут ингибировать процесс и увеличить время, необходимое для гидратации некоторых типов полимеров, обычно использующихся для таких целей. В контексте гидратируемых полимеров вода, в которой общее содержание растворенных твердых веществ составляет более 0,67 фунт/галлон (80 г/л), причем плотность воды с общим количеством растворенных твердых веществ составляет более 9,0 фунт/галлон (1078 г/л), считается, как правило, слишком концентрированной для многих типов гидратируемых полимеров. Некоторые гидратируемые полимеры могут быть чувствительны к более низким концентрациям общего количества растворенных твердых веществ.

[0063]  Проблема повреждения пачки расклинивающего агента под действием жидкости или проницаемости материнской породы.

[0064]  При обработке скважин с использованием вязких скважинных жидкостей вещества для повышения вязкости жидкости могут повреждать проницаемость пачки расклинивающего агента или материнской породы подземного пласта. Например, жидкость для гидроразрыва пласта может содержать полимерное вещество, которое осаждается в трещине или в материнской породе. В другом примере, жидкость может включать поверхностно-активные вещества, которые остаются в трещине в виде неразрушенных мицелл или изменяют смачиваемость пласта в зоне разрыва.

[0065]  Для уменьшения повреждающего действия жидкости на пласт во многих операциях по обработке скважины используют понизители вязкости. Однако понизители вязкости и другие виды обработки подвержены изменчивости результатов, увеличивают расходы и сложность обработки трещин, кроме того, могут сохранять, по меньшей мере, некоторое повреждающее действие жидкости на пласт.

[0066]  Понизители вязкости жидкости на основе полисахарида или сшитого полисахарида.

[0067]  После того как жидкость для обработки помещают в заданное место скважины и по истечении необходимого времени, жидкость, как правило, должна быть удалена из ствола скважины или пласта. Например, в случае гидравлического разрыва пласта жидкость должна быть удалена, причем расклинивающий агент должен остаться в трещине без повреждения проводимости слоя расклинивающего агента. Чтобы достигнуть такого удаления, вязкость жидкости для обработки следует уменьшить до очень низкого значения, предпочтительно около вязкости воды, для оптимального удаления из расклиненной трещины. Аналогичным образом, когда загущенную жидкость используют для гравийной набивки, эта загущенная жидкость должна быть удалена из гравийной набивки.

[0068]  Понижение вязкости загущенной жидкости называется "разжижение" жидкости. Химические вещества, использующиеся для уменьшения вязкости жидкостей для гидроразрыва пласта, называют понизители вязкости. Вязкость других типов загущенных скважинных жидкостей также должна быть понижена для удаления их из скважины или подземного пласта.

[0069]  Специального механизма, который обязательно подразумевается под этим термином, не существует. Например, понизитель вязкости может уменьшить молекулярную массу водорастворимого полимера путем разрезания длинных полимерных цепей. Если длина полимерной цепи уменьшается, вязкость жидкости снижается. Например, уменьшение молекулярной массы гуарового полимера из-за содержания более коротких цепей, имеющих молекулярную массу примерно 10000, преобразует эту жидкость в имеющую вязкость приблизительно, как у воды. Этот процесс может происходить независимо от любых поперечных связей, существующих между полимерными цепями.

[0070]  Например, в случае сшитого агента для повышения вязкости одним из способов уменьшения вязкости является разрушение поперечных связей. Например, боратные поперечные связи в полимере, сшитом боратными связями, могут быть нарушены при снижении рН жидкости. При рН выше 8 борат-ион существует, способен к реакции образования поперечных связей и приводит к увеличению вязкости или гелеобразованию. При более низком рН борат-ион вступает в реакцию с протоном и не способен к реакции образования поперечных связей, таким образом, увеличение вязкости при помощи поперечных боратных связей является обратимым. В отличие от этого поперечные связи, образованные соединениями циркония, титана, сурьмы и алюминия, являются необратимыми и расщепляются способами, отличными от регулирования рН.

[0071]  Таким образом, удаление жидкости для обработки облегчается при применении одного или нескольких понизителей вязкости жидкости.

[0072]  К сожалению, существует другой осложняющий фактор. Вследствие большого размера полимера на поверхности пласта или трещины в обычном пласте может происходить процесс фильтрации. Если водная жидкость, KCl и понизители вязкости переходят в материнскую породу пласта, то может образоваться фильтрационный осадок полимера. При тщательном изучении этого фильтрационного осадка, который может быть образован из сшитой или несшитой гуаровой камеди или другого полимера, обнаруживается полуэластичная, резиноподобная пленка. После того как такой полимер сконцентрировался, его трудно растворить. Жидкость, из которой образовался фильтрационный осадок, состоит примерно из 99,5% воды и 0,5% полимера. Соответственно, например, когда трещина при обработке с целью гидравлического разрыва пласта закрывается, проницаемость слоя расклинивающего агента или поверхности пласта может быть сильно снижена из-за полимерного фильтрационного осадка. Загущенные жидкости для гравийной набивки также требуют понизителей вязкости. Эти жидкости могут образовать или могут не образовать фильтрационный осадок на поверхности пласта.

[0073]  Понизители вязкости должны быть выбраны так, чтобы удовлетворять потребности каждой конкретной ситуации. Во-первых, важно понять общие критерии эффективности понизителей вязкости. При уменьшении вязкости жидкости для обработки до состояния разбавленной водой жидкости, понизитель вязкости должен поддерживать критическое равновесие. Преждевременное снижение вязкости во время перекачки жидкости для обработки может поставить данную обработку под угрозу. Недостаточное снижение вязкости жидкости после перекачки также может сократить добычу, если требуемая проводимость не соблюдается.

[0074]  Например, при образовании разрывов пласта, идеальный профиль вязкости по отношению к времени имел бы место, если бы вязкость жидкости поддерживалась при помощи расклинивающего агента на уровне 100% до тех пор, пока трещина не закрылась бы, а затем сразу же понизилась бы до состояния разжиженного раствора. В действительности происходит некоторое снижение вязкости в период от 0,5 до 4 ч, необходимый для перекачки большей части растворов для гидравлического разрыва пласта. Одно из правил выбора приемлемой схемы применения понизителей вязкости состоит в том, что к концу времени закачки необходимо поддерживать по меньшей мере 50% от вязкости жидкости. Это правило можно откорректировать в зависимости от времени работы, желаемой длины трещины и требуемой вязкости жидкости при данной температуре пласта. Типичным критерием понижения вязкости при гравийной набивке является как минимум 4-часовое время понижения вязкости.

[0075]  Химические понизители вязкости, использующиеся для уменьшения вязкости загущенной полимером жидкости или для других случаев подземного применения, как правило, сгруппированы в три класса: окислители, ферменты и кислоты.

Краткое описание изобретения

[0076]  Согласно одному воплощению изобретения предлагается способ для использования в различных работах по обслуживанию скважин, причем способ включает стадии:

[0077]  (а) создание или обеспечение скважинной жидкости, содержащей нановискеры целлюлозы; и

[0078]  (б) введение скважинной жидкости в скважину.

[0079]  Согласно другому воплощению изобретения предлагается способ для применения в различных работах по обслуживанию скважин, причем способ включает в себя стадии:

[0080]  (а) создание или обеспечение скважинной жидкости на водной основе, содержащей:

[0081]  (I) воду и

[0082]  (II) нановискеры целлюлозы; и

[0083]  (б) введение этой скважинной жидкости на водной основе в скважину.

[0084]  Эти способы могут быть применены, например, для повышения прочности цемента, для увеличения вязкости скважинной жидкости на водной основе, такой как жидкость для глушения скважины, жидкость для гидроразрыва пласта, жидкость для набивки гравием.

[0085]  Эти и другие воплощения и аспекты настоящего изобретения станут очевидны для специалистов в данной области техники после прочтения подробного описания, следующего ниже. Хотя изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные воплощения настоящего изобретения подробно описаны ниже и проиллюстрированы примерами. Следует, однако, иметь в виду, что они не ограничивают изобретение конкретными приведенными в этом описании формами, наоборот, изобретение охватывает все модификации и изменения, находящиеся в пределах его сущности и объема, согласно прилагаемой ниже формуле изобретения.

Подробное описание предпочтительных в настоящее время воплощений изобретения и

наилучшего способа осуществления изобретения

[0086]  Толкование и определения.

[0087]  Толкование в общем.

[0088]  Слова и термины, используемые в настоящем изобретении, имеют их обычное, общеупотребительное значение в области, к которой относится настоящее изобретение, за исключением тех, которые явно и четко определены в данном описании.

[0089]  Если имеется конфликт в определениях или употреблении слова или термина в данном описании и в одном или более патенте(ах) или других документах, которые могут быть включены посредством ссылок, то должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.

[0090]  Подразумевается, что слова "содержащий", "вмещающий", "включающий", "имеющий" и все их грамматические варианты имеют широкое, неограниченное значение. Например, если композиция содержит какой-либо компонент, то это не исключает содержания в ней дополнительных компонентов, если прибор содержит какую-либо деталь, то это не исключает возможности содержания в нем дополнительных деталей, а также если способ имеет какую-либо стадию, то это не исключает наличия в нем дополнительных стадий. Если используются такие термины, то композиции, аппараты и способы, которые "состоят в основном из" или "состоят из" указанных компонентов, деталей и стадий, специфически включают последние и раскрываются посредством их.

[0091]  Термины, использующиеся в единственном числе, означают один или несколько компонентов, деталей или стадий, вводимых этим термином.

[0092]  Каждый раз, когда в описании раскрывается численный диапазон степени или измерения с нижней и верхней границами, любое число и любой диапазон, попадающие в упомянутый диапазон, также считается специфически раскрытым.

[0093]  Например, каждый диапазон значений (в форме "от А до Б", или "от примерно А до примерно Б", или "от примерно А до Б", "от приблизительно А до Б", а также любые подобные выражения, где А и Б представляют собой численные значения степени или измерения), должно быть поняты, как содержащие каждое число и диапазон внутри более широкого диапазона значений.

[0094]  Такие термины, как "первый", "второй", "третий" и т.п., назначаются произвольно и предназначены только для различения двух или более компонентов, деталей или стадий, которые в других отношениях являются подобными или соответствующими по своей природе, структуре, функции или действию. Например, слова "первый" и "второй" не служат никакой другой цели и не являются частью названия или описанием последующего названия или описательными терминами. Само по себе использование термина "первый" не требует, чтобы существовал какой-либо "второй" подобный или соответствующий компонент, деталь или стадия. Аналогично, само по себе использование слова "второй" не требует, чтобы существовали какие-либо "первый" или "третий" подобные или соответствующие ему компоненты, детали или стадии. Кроме того, следует понимать, что само по себе использование термина "первый" не требует, чтобы этот элемент или стадия были самыми первыми в какой-либо последовательности, но только означает, что это по меньшей мере один из элементов или стадий. Аналогично, само по себе использование терминов "первый" и "второй" не обязательно требует существования какой-либо последовательности. Соответственно, само по себе использование таких терминов не исключает внедрения каких-либо элементов или стадий между "первым" и "вторым" элементом или стадией и т.п.

[0095]  Термины, относящиеся к скважине.

[0096]  Подземный пласт представляет собой массу горной породы, которая имеет достаточно выраженные отличительные черты и достаточно непрерывен (постоянен) для того, чтобы геологи могли его описать, картографировать и назвать.

[0097]  Подземный пласт, имеющий достаточную пористость и проницаемость для того, чтобы хранить и передавать жидкости, иногда называют резервуаром.

[0098]  Термин "скважина" включает в себя устье скважины и по меньшей мере один ствол скважины, проникающий от устья скважины сквозь землю. Термин "устье скважины" представляет собой конец ствола скважины, выходящий на поверхность, причем последняя может быть поверхность суши или морского дна. Термин "буровая" представляет собой географическое местоположение устья скважины. Она может включать в себя связанные с ней объекты, такие как резервуарный парк, сепараторы, компрессорные станции, отопительное или иное оборудование и резервуары для жидкостей. Если буровая расположена на шельфе, то она также может включать в себя платформу.

[0099]  Термин "ствол скважины" относится к пробуренной скважине, включая любые обсаженные или необсаженные части этой скважны. Термин "шпур", как правило, относится к внутренней стенке ствола скважины, т.е. к плоскости забоя или стене, ограничивающей просверленное отверстие. Ствол скважины может иметь части, которые являются вертикальными, горизонтальными или представляют собой нечто среднее между ними, также он может иметь части, которые являются прямыми, изогнутыми или разветвленными. В значении, использующемся в настоящем изобретении, термины "вверх по стволу скважины", "вниз по стволу скважины" и подобные им термины относятся к направлениям по отношению к устью скважины, независимо от того, являются части ствола скважины вертикальными или горизонтальными.

[0100]  В широком значении, использующемся в настоящем изобретении, "скважинная жидкость" относится к любой жидкости, приспособленной к тому, чтобы быть введенной в скважину для каких-либо целей. Скважинная жидкость может представлять собой, например, буровой раствор, композицию для цементирования, жидкости для обработки пласта или буферную жидкость. Если жидкость должна быть использована в сравнительно небольшом объеме, например менее чем примерно 200 баррелей (32 м 3), то ее иногда называют в данной области промывкой, сливом, пробкой или пачкой.

[0101]  В значении, использующемся в настоящем изобретении, слово "обработка" относится к любой обработке с целью изменения состояния части ствола скважины или смежного подземного пласта; однако слово "обработка" не обязательно подразумевает какую-либо конкретную цель обработки. Обработка обычно включает введение скважинной жидкости для обработки, которая в этом случае может быть названа жидкостью для обработки, в скважину. В значении, использующемся в изобретении, термин "жидкость для обработки пласта" представляет собой жидкость, использущуюся в процессе обработки. Если контекст не требует иного толкования, слово "обработка" в термине "жидкость для обработки" не обязательно подразумевает какую-либо специальную обработку или воздействие при помощи этой жидкости.

[0102]  Термин "зона" относится к участку породы вдоль ствола скважины, который отличается от зон, расположенных выше и ниже по стволу скважины, по содержанию углеводородов или на основании других свойств, таких как проницаемость, состав, наличие перфораций или других каналов связи жидкости со стволом скважины, сбросов или трещин. Зона ствола скважины, проникающая в нефтегазоносную зону, из которой можно вести добычу углеводородов, называется "эксплуатационной зоной". В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "зона обработки" относится к участку породы вдоль ствола скважины, в которую направляется скважинная жидкость с целью получения потока текучего вещества из ствола скважины.

[0103]  В значении, использующемся в настоящем изобретении, введение "в скважину" означает введение, по меньшей мере, в устье скважины и через него. В соответствии с различными технологиями, известными в данной области техники, оборудование, инструменты или скважинные жидкости могут быть направлены от устья скважины в любую заданную часть скважины. Кроме того, скважинная жидкость может быть направлена из какой-либо части ствола скважины в материнскую горную породу зоны. В значении, использующемся в данном изобретении, термин "в зону обработки" означает движение в устье скважины и через него, а также через ствол скважины и в зону обработки.

[0104]  Термин "расчетная температура" относится к оценке или измерению фактической температуры среды в скважине в ее нисходящем направлении во время обработки. То есть расчетная температура учитывает не только статическую температуру на забое скважины (СТЗС), но и воздействие на СТЗС температуры скважинной жидкости во время обработки. Поскольку скважинные жидкости могут быть значительно холоднее, чем СТЗС, различие между этими двумя температурами может быть достаточно большим. В конечном счете, если не производить дальнейшего вмешательства, подземный пласт вернется к СТЗС.

[0105]  Термины, относящиеся к жидкости.

[0106]  Физическое состояние или фаза вещества (или смеси веществ) и другие физические свойста определяются при температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм (при стандартных лабораторных условиях) без приложения каких бы то ни было усилий сдвига.

[0107]  В значении, использующемся в данном описании, "жидкость" представляет собой вещество, которое ведет себя как жидкость в стандартных лабораторных условиях, т.е. при температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм, а также при более высоких температурах и давлениях, обычно встречающихся в подземных пластах без приложения любых нагрузок сдвига.

[0108]  Каждая жидкость по своей природе имеет как минимум непрерывную фазу. Жидкость может иметь более чем одну фазу. Непрерывная фаза скважинной жидкости представляет собой жидкость при стандартных лабораторных условиях. Например, скважинная жидкость может быть в виде суспензии (диспергированных в жидкой фазе твердых частиц), эмульсии (жидких частиц, диспергированных в другой жидкой фазе) или пены (газовой фазы, диспергированной в жидкой фазе).

[0109]  В значении, использующемся в настоящем изобретении, термин "на водной основе" означает, что непрерывной фазой вещества является вода или водный раствор.

[0110]  В отличие от этого термин "на масляной основе" означает, что непрерывной фазой вещества является масло. В данном контексте в качестве масла в жидкости на масляной основе может быть использовано любое масло. В общем случае масло представляет собой любое вещество, которое находится в жидком виде в стандартных лабораторных условиях, является гидрофобным и растворимо в органических растворителях. Масла обладают высоким содержанием углерода и водорода и являются относительно неполярными веществами, например, имеющими индекс полярности Снайдера, равный 3 или менее. Это общее определение включает в себя такие классы, как нефтехимические масла, растительные масла и многие органические растворители. Источниками получения всех масел могут быть органические источники.

[0111]  Термины, относящиеся к растворимости.

[0112]  Вещество считается "растворимым" в жидкости, если по меньшей мере 10 г этого вещества можно растворить в 1 л жидкости при температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм при проведении испытания в течение 2 ч и считается "нерастворимым", если оно менее растворимо, чем вещество, растворимое при этих условиях.

[0113]  Как понимают специалисты в данной области техники, гидратируемость, диспергируемость или растворимость вещества в воде может зависеть от солености, рН или содержания других веществ в воде. Таким образом, соленость, рН и порядок добавления воды может быть изменен, чтобы улучшить гидратирумость, диспергируемость или растворимость вещества в водном растворе. Если нет специальных указаний, то гидратируемость, диспергируемость или растворимость вещества в воде определяется в деионизированной воде при нейтральном рН и в отсутствие других добавок.

[0114]  Термины, относящиеся к вязкости и гелям.

[0115]  Если не указаны другие условия, кажущаяся вязкость жидкости (за исключением наличия в ней любых взвешенных твердых частиц большего размера, чем частицы ила) измеряется с помощью вискозиметра Fann модели 50 с использованием ротора R1, боба-балансира В1 и торсионной пружины F1 при скорости сдвига 40 1/с, температуре 77°F (25°C) и давлении 1 атм. Для справки вязкость чистой воды составляет около 1 сП.

[0116]  Жидкость считается "поддающейся перекачке насосом", если она имеет эффективную вязкость менее 5000 сП (независимо от любых характеристик геля) или, если она еще не загустела, в случае цементной композиции.

[0117]  В значении, использующемся в настоящем изобретении, жидкость считается "вязкой", если она имеет эффективную вязкость 10 сП или выше. Вязкая жидкость считается или является разжиженной, если ее вязкость снижается до 3 сП или ниже.

[0118]  В техническом смысле "гель" представляет собой полутвердое, желеобразное физическое состояние или фазу, которая может иметь консистенцию от мягкой и разжиженной до твердой и упругой. Сдвиговые напряжения ниже определенного конечного значения не приводят к постоянной деформации. Минимальное напряжение сдвига, который будет производить остаточную деформацию, называют прочность на сдвиг или прочность геля.

[0119]  Физическое состояние геля создается за счет соединенных между собой в сетку молекул, таких как сшитый полимер или сетка мицелл. Сетка придает гелевой фазе ее структуру и определяет ее кажущийся предел текучести. На молекулярном уровне гель представляет собой дисперсию, в котором и сетка молекул, и жидкость являются непрерывными. Однофазный гель иногда рассматривается как единое физическое состояние или фаза.

[0120]  Однако в нефтяной и газовой промышленности термин "гель" может применяться для обозначения любой жидкости, содержащей агент для повышения вязкости, независимо от того, является ли она вязкой жидкостью или соответствует техническиму определению, данному для такого физического состояния как гель. "Базовый гель" является термином, использующимся в данной области техники для жидкости, которая включает в себя агент для повышения вязкости, такой как гуаровая камедь, но не включает сшивающих агентов. Как правило, базовый гель смешивают с другой жидкостью, содержащей сшивающий агент, причем эта смесь имеет целью образование сшитого геля. Аналогичным образом, термин "сшитый гель" может относиться к веществу, содержащему агент для повышения вязкости и являющемуся сшитым независимо от того, представляет ли оно собой вязкую жидкость или соответствует техническому определению, данному для такого физического состояния, как гель.

[0121]  Термины, относящиеся к твердым частицам.

[0122]  В настоящем изобретении термины "частица" или "материал в виде частиц" относится к материалу, находящемуся в физической форме отдельных частиц. Частицы представляют собой частицы, сгрупированные на основе одинаковых характерных свойств, включая химический состав и размеры частиц, распределение частиц по размерам или медианный диаметр частиц. В значении, использующемся в настоящем изобретении, частицы представляет собой группу частиц, имеющих одинаковый химический состав, а размер частиц может варьировать в диапазоне от примерно 1 мкм (например, микроскопические частицы глины или ила) до примерно 3 мм (например, крупные зерна песка).

[0123]  Частицы имеют распределение частиц по размерам (РЧР). В значении, использующемся в данном изобретении, "размер" частиц может быть определен с помощью способов, известных специалистам в данной области.

[0124]  Частицы могут быть твердыми или жидкими. Однако в значении, использующемся в настоящем изобретении, если его контекст не требует иного толкования, термин "частицы" относится к твердым частицам.

[0125]  Термины, относящиеся к измерениям.

[0126]  Если не указаны иные условия или если требования явно не оговорены в контексте, любое соотношение или процент означает соотношение или процент по отношению к массе.

[0127]  Если не указаны иные условия или если требования явно не оговорены в контексте, выражение "по отношению к массе воды" означает массу воды в непрерывной фазе жидкости, исключая массу любого агента для повышения вязкости, растворенной соли, взвешенных частиц или других материалов или добавок, которые могут присутствовать в этой воде.

[0128]  В случае любых сомнений относительно использования единиц измерения, когда имеется разница между единицами измерения, использующимися в США, и единицами британской системы мер и весов, необходимо использовать единицы измерения, принятые в США. Например, галлон/Мгаллон означает галлон США на тысячу галлонов США.

[0129]  Микрометр (мкм) в настоящем изобретении иногда называется микрон.

Нановискеры целлюлозы

[0130]  Целлюлоза является самым распространенным биополимером на Земле. Естественно, она является возобновляемым и подверженным биологическому разложению материалом. В природе она синтезируется растениями, а также некоторыми специализированными бактериями. Ее молекулярная структура состоит из линейного скелета, состоящего из остатков D-глюкозы, связанных β-1, 4-О-гликозильными связями в микроволокна. Микроволокна целлюлозы варьируют по длине в зависимости от вида целлюлозы.

[0131]  Вновь синтезированное микроволокно целлюлозы содержит кристаллическую часть, которая очень плохо растворима в воде, и некоторые участки, не являющиеся кристаллическими и называющиеся аморфной целлюлозой. Кристаллическая целлюлоза способна образовывать прочную сетку, которая, как полагают, построена на основе межмолекулярных водородных связей. Тем не менее, в своем наиболее распространенном природном состоянии, микроволокна целлюлозы содержат аморфную часть. Аморфная часть целлюлозных микроволокон дает возможность проникать воде.

[0132]  Нановискеры целлюлозы, которые иногда также называют нановолокнами целлюлозы или нанокристаллической целлюлозой, могут быть получены из природной целлюлозы путем частичного кислотного гидролиза (например, сильными кислотами, такими как H 2SO 4 или HCl), который действует только на аморфную целлюлозу, оставляя одни кристаллические нетканые микроволокна целлюлозы, известные также как нановискеры целлюлозы. Длина нановискеров изменяется в пределах от примерно 100 нм до примерно одного микрона (1000 нм). Ширина нановискеров изменяется в пределах от около 30 до примерно 50 нм.

[0133]  Поскольку нановискеры целлюлозы имеются в большом изобилии и производство их относительно недорого, они, как ожидается, станут экономически выгодной альтернативой углеродным нанотрубкам. Кроме того, целлюлоза является биоразлагаемым материалом, поэтому не существует экологических проблем, которые могли бы ограничить их использование в нефтяных и газовых скважинах.

[0134]  По механическим свойствам нановискеры целлюлозы намного прочнее, чем необработанная целлюлоза.

[0135]  Кроме того, некоторые нановолокна, как известно, принимают одноосное распределение при воздействии на них поля сдвига. Считают, что нитевидные нанокристаллы целлюлозы должны обладать этим свойством, которое было бы полезно для использования в обслуживании скважин и в скважинных жидкостях. Такой ответ на воздействие поля сдвига обеспечивал бы хорошие реологические свойства в скважинных жидкостях, в том числе, к примеру, эффект загущения с тиксотропным поведением. Полагают, что эти реологические свойства были бы достижимы в системах на основе солевого раствора, в том числе в системах на основе солевого раствора формиатов, поскольку системы на основе таких солевых растворов мешают действию полимеров, обычно применяемых для повышения вязкости жидкости.

[0136]  Температурная стабильность нановолокон целлюлозы, полученных путем гидролиза при помощи H 2SO 4, как известно, достигает примерно 350°F (177°C). Такая ограниченная температурная стабильность, как полагают, обусловлена отчасти вредным воздействием заряженных R-SO 4 - групп на поверхности нановолокон. Считают, что когда нановискеры целлюлозы получают с использованием HCl, не оставляющим остатков сульфата на поверхности нановолокон, термическая стабильность может быть дополнительно повышена. Следовательно, полагают, что нитевидные нанокристаллы, полученные путем кислотного гидролиза HCl, можно применять для скважинных работ при значительно более высоких расчетных температурах, например при температурах выше 350°F.

[0137]  Присутствие гидроксильных групп на поверхности нановолокон делает этот материал пригодным для химических реакций замещения с различными органическими соединениями или сополимеризации с полимером. Следовательно, можно сделать замены в его органической молекуле, которые позволили бы подвергать нановолокна сшиванию. Например, селективное окисление первичной спиртовой группы (R-CH 3-OH) на поверхности целлюлозы до карбоновой кислоты (R-COOH), может быть использовано для реакции соединения с аминогруппами (R-NH 2), прикрепленными к другим химическим добавкам, с образованием мостиковой ковалентной связи (амидной связи). В другом примере две соседних карбоксильных группы могут быть обработаны основанием с образованием карбоксилат-анионов (R-COO -), которые, в свою очередь, могут образовать ионный мостик с двухвалентным катионом, например Ca 2+ или Mg 2+. Такая полимерная сетка, соединенная при помощи электростатических сил, даст возможность нановолокнам подвергнуться сшиванию при контакте при изменении определенных критических условий. При некоторых вариантах применения для обслуживания скважин механизм на основе ионных поперечных связей может быть сделан обратимым, таким образом, что он может быть при необходимости отключен (например, путем добавления кислоты, изменяющей рН или заменой солевого раствора двухвалентных солей на солевой раствор одновалентных солей), что приводит к понижению вязкости скважинной жидкости.

[0138]  Для оптимизации свойств этого материала в различных вариантах применения его в скважинных жидкостях может быть использована его химическая функционализация, в том числе для жидкостей на масляной основе, таких как буровые растворы, а также для эмульсий на водной или масляной основе. Например, замещение фенильным заместителем (R-C 6H 5) или алкильной группой с длинной цепью (R-(CH 2) n-CH 3) по месту любого из гидроксильных положений в основной цепи целлюлозы приводит к улучшению диспергируемости нановискеров в системах на масляной основе.

[0139]  Применение для обслуживания скважин.

[0140]  Скважинные жидкости, содержащие нановискеры целлюлозы, могут быть использованы в различных работах по обслуживанию скважин, в том числе в бурении, цементировании и внутрискважинных работах.

[0141]  Согласно одному воплощению изобретения предлагается способ для применения в различных работах по обслуживанию скважин, причем данный способ включает в себя стадии:

[0142]  (а) создание или обеспечение скважинной жидкости, содержащей нановискеры целлюлозы; и

[0143]  (б) введение этой скважинной жидкости в скважину.

[0144]  Согласно другому варианту осуществления предлагается способ для применения в различных работах по обслуживанию скважин, причем данный способ включает в себя стадии:

[0145]  (а) создание или обеспечение скважинной жидкости на водной основе, содержащей:

[0146]  (I) воду и

[0147]  (II) нановискеры целлюлозы; и

[0148]  (б) введение этой скважинной жидкости на водной основе в скважину.

[0149]  Эти способы могут быть применены, например, для повышения прочности цемента, для увеличения вязкости скважинной жидкости на водной основе, такой как жидкость для глушения скважины, жидкость для гидроразрыва пласта, жидкость для набивки гравием.

[0150]  Нановискеры целлюлозы могут быть применены, например, в качестве добавки для скважинной жидкости для того, чтобы исправить потерю циркуляции.

[0151]  Кроме того, выдающиеся механические свойства, проявляемые нановискерами целлюлозы, можно также использовать в составах для цементирования. Считают, что они могли бы использоваться для упрочнения цемента и как добавка, увеличивающая прочность. Полагают также, что в зависимости от способа получения они могли бы иметь высокую температурную стабильность, например выше 350°F (177°C).

[0152]  Нановискеры целлюлозы могут применяться в пачках раствора глушения скважины. Предпочтительно, чтобы пачка раствора глушения не включала крупные твердые частицы. В зависимости от способа получения считают, что нановискеры целлюлозы могли бы образовать лишенную твердых частиц пачку раствора глушения, которая является стабильной при расчетной температуре, по меньшей мере, вплоть до значения 350°F (177°C). Благодаря своим чрезвычайно малым размерам и способности к биологическому разложению ожидается, что нановискеры целлюлозы должны иметь небольшое влияние на проницаемость подземного пласта. Другими словами, они не будут оказывать повреждающего действия на проницаемость пласта.

[0153]  Способная к образованию поперечных связей нанокомпозитная структура, образующаяся из нановискеров целлюлозы, может быть использована в жидкости для гидроразрыва пласта. В зависимости от способа получения, полагают, что нановискеры могли бы также быть пригодны для применения при высоких температурах, например выше 350°F (177°C).

[0154]  Следует учитывать, что в любом из этих применений нановискеры целлюлозы имеют высокую способность к биологическому разложению.

[0155]  Отличительные характеристики.

[0156]  Нановискеры целлюлозы могут быть использованы в качестве термостойкого (>350°F (177°C)) биополимера для повышения вязкости широкого спектра скважинных жидкостей.

[0157]  Поскольку продукт не является высокорастворимым или является не растворимым в водном растворе, а его способность создавать вязкость осуществляется посредством водородных связей (по аналогии с глинистой системой), нановискеры целлюлозы могут применяться в воде или водных системах, таких как насыщенный солевой раствор формиата цезия. Поскольку продукт способен к одноосному выравниванию в поле сдвига, ожидается, что он демонстрирует высокотиксотропное поведение, но одновременно показывает хорошие суспензионные свойства в статическом состоянии.

[0158]  Биополимеры, использующиеся в настоящее время в пачках раствора глушения и жидкостях для гидроразрыва пласта, имеют относительно узкое окно температуры для их применения. Нановискеры целлюлозы имеют более широкий и высокий температурный диапазон применения, чем обычные биополимеры.

[0159]  Нановискеры целлюлозы образуют нанокомпозитный материал с высокой прочностью, низкой плотностью, температурной стабильностью, биоразлагаемостью, который может быть использован для улучшения свойств цемента в работах по обслуживанию скважин.

[0160]  Сырье для нановискеров является легко доступным, и способ их получения относительно недорог. Ожидается, что продукт достигнет намного меньшей цены, чем цена углеродных нанотрубок. Кроме того, также ожидается, что уровень токсичности будет гораздо меньше, чем таковой для углеродных нанотрубок.

Воплощения изобретения

[0161]  Нановискеры целлюлозы.

[0162]  Согласно одному воплощению изобретения нановискеры целлюлозы имеют температурную стабильность по меньшей мере к 350°F (177°C), и расчетная температура стадии введения является не большей, чем температурная стабильность нановискеров.

[0163]  Согласно другому воплощению изобретения нановискеры целлюлозы имеют температурную стабильность по меньшей мере к 350°F (177°C) и расчетная температура стадии введения является не большей, чем температурная стабильность нановискеров.

[0164]  Любая достаточно сильная кислота может быть использована для получения нановискеров. В одном воплощении изобретения нановискеры целлюлозы получают, используя меньшие концентрации H 2SO 4, которая оказывает вредное воздействие на термическую устойчивость нановискеров целлюлозы по сравнению с HCl, использующейся для получения нановискеров целлюлозы. Предпочтительно, если нановискеры целлюлозы получают с использованием HCl.

[0165]  Непрерывная водная фаза.

[0166]  Согласно изобретению скважинная жидкость предпочтительно представляет собой жидкость на водной основе.

[0167]  В некоторых воплощениях изобретения водная фаза, в том числе растворенные в ней вещества, может присутствовать в скважинных жидкостях, пригодных для использования в настоящем изобретении, в количестве от примерно 5 до 100% от объема скважинной жидкости.

[0168]  Предпочтительно, чтобы вода для использования в скважинной жидкости не содержала ничего, что могло бы негативно взаимодействовать с другими компонентами, использующимися в соответствии с настоящим изобретением, или с подземным пластом.

[0169]  В некоторых воплощениях изобретения водная фаза может включать пресную воду или воду, не являющуюся пресной. Источники воды, не являющейся пресной, могут включать поверхностную воду от солоноватой воды до морской воды, солевой раствор, оборотную воду (иногда называемую водой обратного потока), полученную от доставки скважинной жидкости в скважину, неиспользованную скважинную жидкость и добываемую воду. В контексте настоящего изобретения, солевой раствор относится к воде, имеющей общее количество растворенных твердых веществ по меньшей мере 40000 мг/л.

[0170]  В некоторых воплощениях изобретения водная фаза скважинной жидкости может содержать солевой раствор. Выбранный солевой раствор должен быть совместим с пластом и должен иметь достаточную плотность, чтобы обеспечить соответствующую степень регулирования скважины.

[0171]  В скважинные жидкости согласно настоящему изобретению необязательно могут быть включены соли для многих целей. В частности, соли могут быть добавлены к источнику воды, например, для образования солевого раствора, а также конечной скважинной жидкости, имеющей требуемую плотность. Соли могут быть необязательно включены по причинам, связанным с совместимостью скважинной жидкости с пластом и пластовыми текучими веществами. Чтобы определить, можно ли с пользой применить соль для целей совместимости, можно провести тест на совместимость для выявления потенциальных проблем, связанных с совместимостью. Путем таких испытаний любой специалист в данной области техники с помощью данного описания может определить, является ли соль, предназначенная для включения в состав скважинной жидкости, пригодной для использования в настоящем изобретении.

[0172]  Соответствующие соли могут включать, без ограничений, хлорид кальция, хлорид натрия, хлорид магния, хлорид калия, бромид натрия, бромид калия, хлорид аммония, формиат натрия, формиат калия, формиат цезия, их смеси и прочее. Количество добавляемой соли должно быть таким, какое необходимо для совместимости с пластом, в частности, для стабильности глинистых минералов, принимая во внимание температуру кристаллизации раствора, например температуру, при которой соль выпадает в осадок из солевого раствора при понижении температуры.

[0173]  Добавки к скважинной жидкости.

[0174]  Скважинная жидкость может содержать добавки, которые обычно используются в промысловых условиях при добыче нефти, известными для специалистов в данной области техники способами. Эти добавки включают, без ограничений, солевые растворы, неорганические водорастворимые соли, соли замещенных соединений (такие как триметиламмония хлорид), добавки регулирующие рН, поверхностно-активные вещества, сшивающие агенты, понизители вязкости, вспомогательные вещества для понижения вязкости, уловители кислорода, спирты, ингибиторы образования отложений, ингибиторы коррозии, антигидратные ингибиторы, добавки для регулирования потери жидкости, окислители, хелатирующие агенты, агенты для регулирования водоотдачи (такие как модификаторы относительной проницаемости), отверждающие реагенты; вещества, регулирующие обратный приток расклинивающего агента, агенты повышающие электропроводность, антикоагулянты глин, поглотители сульфидов, волокна, бактерицидные вещества и их комбинации.

[0175]  Скважинная жидкость, не содержащая крупных твердых частиц.

[0176]  В одном воплощении изобретения скважинная жидкость на водной основе не содержит твердых частиц более крупных, чем нановискеры целлюлозы.

[0177]  Стадия создания или обеспечения скважинной жидкости.

[0178]  Предпочтительно, чтобы стадия создания или обеспечения скважинной жидкости на водной основе осуществлялась на буровой площадке скважины.

[0179]  Стадия создания или обеспечения скважинной жидкости на водной основе может включать, например, следующие стадии:

[0180]  (а) создание или обеспечение первой жидкости, содержащей

[0181]  (I) воду и

[0182]  (II) нановискеры целлюлозы;

[0183]  (б) создание или обеспечение скважинной жидкости на водной основе, содержащей первую жидкость.

[0184]  Например, стадия создания или обеспечения скважинной жидкости на водной основе, содержащей первую жидкость, осуществляется на буровой площадке скважины. Следует иметь в виду, что первая жидкость может быть создана вне буровой площадки и доставлена на буровую площадку для использования в скважине в оставе скважинной жидкости.

[0185]  В некоторых воплощениях изобретения, подготовка скважинных жидкостей может быть выполнена на рабочей площадке способом, характеризующимся как выполнение "на лету". Термин "на лету", использующийся в настоящем изобретении, включает способы объединения двух или более компонентов, где текущий поток одного компонента непрерывно вводят в текущий поток другого компонента таким образом, что потоки объединяются и смешиваются, продолжая течь в едином потоке, как часть продолжающейся обработки. Такое смешивание может также быть описано как смешивание в "реальном времени".

[0186]  Стадия введения в скважину или зону обработки.

[0187]  Стадию доставки скважинной жидкости в скважину предпочтительно проводят в течение относительно короткого периода после образования скважинной жидкости, например менее чем от 30 мин до 1 ч. Более предпочтительно, чтобы стадию доставки скважинной жидкости проводили сразу же после стадии образования скважинной жидкости, т.е. "на лету". Следует понимать, что стадия доставки скважинной жидкости в ствол скважины может преимущественно включать использование одного или нескольких жидкостных насосов.

[0188]  Скважинная жидкость может быть приготовлена и введена в подземный пласт в некоторых воплощениях настоящего изобретения с помощью любых средств, известных в данной области техники. В некоторых воплощениях изобретения скважинная жидкость может быть введена в подземный пласт путем перекачки ее в ствол скважины, который проникает в данный участок подземного пласта.

[0189]  Обработка для гидравлического разрыва пласта.

[0190]  В некоторых воплощениях изобретения (например, в операциях по гидравлическому разрыву пласта) скважинная жидкость может быть введена в подземный пласт при величине давления, достаточной для создания или увеличения одной или нескольких трещин в участке подземного пласта или при значениях давления выше этой величины. В одном воплощении изобретения стадия введения включает введение жидкости в условиях, типичных для гидроразрыва в зоне обработки. Жидкость поступает в зону обработки со скоростью и давлением, которые, по меньшей мере, достаточны для разрыва этой зоны.

[0191]  Обслуживание скважины без проведения гидравлического разрыва.

[0192]  В одном воплощении изобретения стадия введения проводится со скоростью и давлением ниже давления гидроразрыва в зоне обработки. В одном воплощении изобретения стадия введения включает введение в условиях, приспособленных для гравийной набивки в зоне обработки. В другом воплощении изобретения стадия введения выполняется в условиях, приспособленных для использования при стабилизации ствола скважины и регулирования утечки жидкости в пласт или притока пластового текучего вещества, и скважинная жидкость приспособлена к таким условиям.

[0193]  Дополнительная стадия предоставления времени для обработки цементной композиции или снижения вязкости.

[0194]  В некоторых воплощениях изобретения способы могут включать предоставление времени на то, чтобы скважинная жидкость, представляющая собой цементную композицию, затвердела в скважине. В других воплощениях изобретения способы могут включать предоставление времени для того, чтобы в скважине произвести разжижение загущенной скважинной жидкости, имеющей повышенную вязкость благодаря временному сшиванию нановискерами целлюлозы.

[0195]  Стадия добычи углеводородов из подземного пласта.

[0196]  Предпочтительно, чтобы после стадии введения скважинной жидкости данный способ включал стадию добычи углеводородов из подземного пласта.

Заключение

[0197]  Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ как упомянутых в этом описании, так и тех, которые ему присущи.

[0198]  Конкретные воплощения изобретения, приведенные выше, являются лишь иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, известными для специалистов в данной области техники и делающими преимущества настоящего изобретения очевидными. Ввиду этого ясно, что конкретные наглядные воплощения изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения не ограничивают объем и сущность настоящего изобретения.

[0199]  Различные элементы или стадии, соответствующие раскрытым в настоящем изобретении элементам или стадиям, могут быть преимущественно объединены или использованы на практике в различных сочетаниях или подсочетаниях элементов или последовательностей стадий с целью повышения эффективности и достижения преимуществ, которые можно получить от изобретения.

[0200]  Настоящее изобретение, наглядно описанное выше, может быть соответствующим образом осуществлено на практике в отсутствие любого элемента или стадии, которые не раскрыты явно в настоящем изобретении или не находятся в пределах формулы изобретения.

[0201]  Кроме того, не существует никаких ограничений в отношении деталей конструкции, состава, проекта или стадий, раскрытых в настоящем описании, кроме тех, которые охватываются формулой изобретения.