Номер патента: 7712

Опубликовано: 29.12.2006

Авторы: Моррис Лиз, Парлар Мехмет, Прайс Пол, Чен Иянь

Есть еще 7 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:

бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;

подъем буровой колонны;

спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;

установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;

заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной к буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида;

добыча флюида из скважины.

2. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:

бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;

подъем буровой колонны;

спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов, одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;

установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;

вытеснение в обратном направлении, по меньшей мере, части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудование скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера;

переход к позиции заполнения скважинного фильтра гравием и заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида;

добыча флюида из скважины.

3. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии:

бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе;

подъем буровой колонны;

спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе;

установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию;

введение в положении заполнения скважинного фильтра гравием не повреждающего оборудования скважины водного флюида, нечувствительного к буровому раствору на углеводородной основе, в качестве верхней подушки;

заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться в присутствии добываемого флюида;

добыча флюида из скважины.

4. Способ по п.3, в котором после стадии вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудования скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера, не повреждающий оборудование скважины водный флюид, нечувствительный к буровому раствору на углеводородной основе, используют в качестве верхней подушки.

5. Способ по любому из пп.2, 3 или 4, в котором указанный не повреждающий оборудования скважины водный флюид, нечувствительныйк буровому раствору на углеводородной основе, выбран из группы, включающей водный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, водный раствор ксантана и водный раствор очищенного ксантана.

6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором буровым раствором на углеводородной основе является буровой раствор на основе инвертной эмульсии.

7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкая жидкость-носитель на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества включает эффективное количество четвертичной аммониевой соли амина, соответствующей формуле

Рисунок 1

в которой R1 означает, по меньшей мере, C16 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, каждая из групп R2, R3 и R4 независимо означает от C1 до примерно С6 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, которая придает группе R2 или R3 больше гидрофобности, ни одна из групп R1, R2, R3 или R4 не означает атом водорода, а группы R2, R3 и R4 могут образовать гетероциклическую 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и Х представляет собой неорганический анион.

8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностно-активный гель включает

Рисунок 2

в которой R1 означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y означает электроноакцепторную группу.

9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностно-активный гель содержит бетаин.

10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадию заполнения скважинного фильтра гравием осуществляют при давлении выше давления разрыва пласта.

 

Текст

Смотреть все

007712 Предпосылки создания изобретения Настоящее изобретение относится к заканчиванию скважины с необсаженным стволом, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе (БРУО). В частности, оно относится к гравийной набивке таких скважин с использованием жидкостей-носителей на водной основе без первичного вытеснения буровой жидкости на углеводородной основе водным флюидом. Более конкретно,оно относится к гравийной набивке методом альтернативного пути при использовании вязкоупругого флюида в качестве жидкости-носителя. Многие скважины, особенно на нефтяных месторождениях в глубоководных/подводных условиях,бурят с использованием синтетических/углеводородных буровых растворов. Вследствие чрезвычайно высокой стоимости инверсии и высокой производительности эти скважины требуют надежной технологии заканчивания, которая предотвращает проникновение песка в скважину и обеспечивает максимальную производительность скважины в течение всего периода ее эксплуатации. Одной из таких технологий является набивка скважины с необсаженным стволом гравием. Существует две основные технологии, используемые для заполнения гравием скважин с необсаженным стволом: технология альтернативного пути и технология заполнения водой. В последнем случае используют флюиды низкой вязкости, такие как соленые растворы для заканчивания для подачи гравия с поверхности и укладки его в кольцевые зазоры между защитным экраном, предотвращающим поступление песка, и стволом скважины. Технология альтернативного пути предусматривает использование вязких жидкостей-носителей, поэтому механизмы заполнения в этих двух технологиях значительно отличаются. Технология альтернативного пути позволяет обходить любые мостики, которые могут образоваться в кольцевом зазоре вследствие, например, больших затеканий в пласт из-за эрозии фильтрационной корки, превышения давления разрыва пласта, обрушения/набухания сланцев или локального разрыва формации на защитных экранах. В рыхлых пластах осуществляют меры по предотвращению поступления песка в скважину для предупреждения обрушения ствола скважины. Общепринятая практика предотвращения поступления песка включает установку гравийного фильтра для удержания пластового песка на месте. Гравийный фильтр обычно располагают вокруг перфорированной хвостовой части обсадной колонны или экрана. Гравийные фильтры фильтруют песок и одновременно позволяют протекать пластовым флюидам через гравий,экран и эксплуатационную трубу. Для облегчения прохождения длинных или наклонных интервалов,заполнение гравием скважинного фильтра может быть осуществлено по технологии альтернативного пути или шунтирующими инструментами. Такие инструменты включают перфорированные ответвления,приспособленные принимать гравийную суспензию при ее входе в кольцевое пространство вокруг экрана. Эти ответвления обеспечивают альтернативный путь, который позволяет доставлять гравийную суспензию, даже если в гравии образуется мостик до завершения работы. Большинство из разведанных недавно глубоководных месторождений содержит большую долю сланцев, которые чувствительны к воздействию воды, и поэтому при бурении используют (или будут использовать) буровые растворы на углеводородной основе. Хотя эти скважины также могут быть закончены скважинной набивкой с использованием флюида на углеводородной основе, но все, за исключением некоторых из них, до настоящего времени заполнялись гравием с использованием водных флюидов. Большая доля их закончена с использованием вязких флюидов по технологии альтернативного пути. Растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ВУПАВ) представляли собой наиболее широко использованные жидкости-носители при гравийной набивке скважин с необсаженным стволом по технологии альтернативного пути вследствие легкости их получения и низких показателей повреждения пласта и гравийного фильтра, низкого требуемого для них перепада давлений, их способности вводить очищающие реагенты фильтрационной корки в жидкость-носитель и их низкого фрикционного давления. Однако вследствие того, что растворы вязкоупругих поверхностно-активных веществ теряют свою вязкость и эластичность под воздействием большинства углеводородов, включая большинство буровых растворов на углеводородной основе, существует большая неопределенность в их успешном использовании в качестве жидкостей-носителей в тех случаях, когда экраны альтернативного пути спускают в ствол скважины, заполненный флюидами на углеводородной основе. Это связано с тем, что любые вытеснения флюида, осуществляемые до гравийной набивки, не обеспечивают эффективного вытеснения бурового раствора на углеводородной основе водным флюидом. Любой не вытесненный буровой раствор на углеводородной основе может заполнить, по меньшей мере, часть обводных труб при спуске экранов в ствол скважины. Потенциальным последствием такого неэффективного вытеснения является выпадение песка внутри обводных труб как раз в тот момент, когда обводные трубы необходимы для обхода любых кольцевых мостиков. Это происходит из-за того, что если какое-то количество бурового раствора на углеводородной основе не вытеснено, то гель ВУПАВ будет контактировать с этим буровым раствором на углеводородной основе. Так как известно, что большинство гелей ВУПАВ разрушается при контакте с углеводородами, поэтому операторы не будут использовать гели ВУПАВ в качестве жидкостей-носителей гравия в тех случая, когда они должны контактировать с буровыми растворами на углеводородной основе.-1 007712 Существует две альтернативы избежать этой проблемы. Первая состоит в вытеснении всего ствола скважины водными флюидами перед спуском экранов альтернативного пути в ствол. Этот подход успешно использован в Западной Африке более, чем в дюжине скважин. Большим недостатком такого подхода является то, что он часто требует предварительного бурения и установки нижней части обсадной колонны для стабилизации ствола скважины, поскольку вытеснения водными флюидами могут вызвать набухание сланцев и/или обрушение и препятствовать установке экранов на заданном участке, с чем столкнулись на нескольких скважинах в том же районе. Необходимость предварительного бурения и установки нижней обсадной трубы вносит дополнительный рейс, который дорогостоящ (время монтажа). Второй подход заключается в использовании полимерных растворов в качестве жидкостей-носителей гравийной набивки после установки экранов альтернативного пути в стволе с буровыми растворами на углеводородной основе в скважине. Поскольку полимерные жидкости сохраняют свою вязкость при загрязнении буровыми растворами на углеводородной основе, этот подход исключает риск потенциального выпадения песка в обводных трубах по сравнению с использованием обычных вязкоупругих растворов поверхностно-активных веществ. Однако в том случае, когда происходят потери при гравийной набивке,полимерные растворы, заполняющие пласт, повреждаются, и падает производительность скважины. Следует обратить внимание, что такие потери будут иметь место только в том случае, когда происходит вымывание фильтрационной корки или ее эрозия, или когда превышается давление разрыва пласта, что в обоих случаях приводит к активации обводных труб; т.е. обводные трубы не будут необходимы, если фильтрационная корка останется целой и давление в необсаженной секции скважины будет ниже давления разрыва пласта. Таким образом, было бы весьма желательно иметь способ гравийной набивки с использованием вязкоупругой жидкости-носителя на основе поверхностно-активного вещества, не чувствительной к буровому раствору на основе углеводородов, используемому при бурении подземной формации, при любом соотношении углеводорода к буровому раствору, что означает, что они могут сохранять достаточную вязкость для осуществления гравийной набивки, по меньшей мере, в течение отрезка времени для укладки гравия, и не разрушаться при контакте с углеводородами формации, по меньшей мере, в течение времени запуска скважины после гравийной набивки. Было бы также желательно иметь способ заканчивания скважины с необсаженным стволом с гравийной набивкой, пробуренной с использованием бурового раствора на углеводородной основе, менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкостью-носителем для гравийной набивки, которая является более доступной или менее дорогой. Менее нечувствительными водными ВУПАВ жидкостями-носителями для гравийной набивки являются те, которые стабильные в течение времени, достаточного для укладки гравия в присутствии БРУО при многих, но не всех, отношениях БРУО/ВУПАВ в условиях обработки. Термин менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для гравийной набивки также использован для тех ВУПАВ флюидов, которые менее стабильны при более высоких температурах или более высоких концентрациях соли, чем нечувствительные ВУПАВ флюиды. Краткое изложение существа изобретения Один вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу использования выбранных водных флюидов на основе ВУПАВ в качестве жидкости-носителя для укладки гравия в скважины с необсаженным стволом, которые были пробурены с использованием буровых растворов на углеводородной основе и в которые были спущены экраны альтернативного пути с обводными трубами без предварительного вытеснения БРУО. Определяющий аспект изобретения заключается в том, что ВУПАВ флюид и БРУО выбраны так, что ВУПАВ является более стабильным к действию бурового раствора, чем к извлекаемым углеводородам; ВУПАВ стабилен в буровом растворе достаточно длительно, чтобы успеть уложить гравий в условиях работы, но ВУПАВ разрушается под действием извлекаемых углеводородов в течение времени, достаточно короткого в условиях работы, чтобы обеспечить подходящую очистку во время подъема текучей среды. Для тех водных на основе ВУПАВ для гравийной набивки, которые не чувствительны к буровым растворам на основе углеводородов в условиях гравийной набивки, этот вариант осуществления изобретения не требует вытеснения буровых растворов на основе углеводородов, используемых для бурения скважины, перед гравийной набивкой. В этом варианте осуществления интервал скважины с необсаженным стволом, проходящий подземный пласт, заполняют гравием на стадиях бурения скважины в подземной формации бурильной колонной с использованием бурового раствора на основе углеводородов; поднимают бурильную колонну из скважины; спускают колонну, предназначенную для контроля песка и имеющую один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути в ствол скважины, содержащий буровой раствор на основе углеводородов; устанавливают пакер на или вблизи места прохождения скважины в подземную формацию; заполняют гравием скважинный фильтр с использованием водной вязкоупругой жидкости-носителя, содержащей поверхностно-активное вещество, которая присутствует в количестве, эффективном для обеспечения вязкости,достаточной для укладки гравия, и которая нечувствительна к буровому раствору на основе углеводородов в течение времени, достаточного для укладки гравия, и разрушается в присутствии добываемого флюида; и извлекают флюид из скважины. Этот вариант осуществления также может быть использован с менее нечувствительными водными вязкоупругими жидкостями-носителями, содержащими ПАВ, для-2 007712 заполнения скважинного фильтра гравием при достаточно низких температурах, когда ВУПАВ жидкость стабильна в буровом растворе в течение времени, достаточно длительного, чтобы осуществить укладку гравия в условиях работы. Интервал, подлежащий бурению, обычно представляет собой, но не ограничивается этим, сильно наклонный или горизонтальный участок, а буровой раствор на основе углеводородов обычно представляет собой, но не ограничивается, буровой раствор на основе инвертной углеводородной эмульсии. В зависимости от условий нечувствительная водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием содержит эффективное количество поверхностно-активного вещества,которое представляет собой четвертичную аммониевую соль амина, соответствующую формуле: в которой R1 представляет собой, по меньшей мере, C16 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной; каждая из групп R2, R3 и R4 независимо представляет собой алифатическую группу от C1 до С 6, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, придающей группе R2 или R3 больше гидрофобности; ни одна из групп R1, R2, R3 и R4 не является атомом водорода, а группы R2, R3 и R4 могут образовать гетероциклическую 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и Х означает неорганический анион. Предпочтительно четвертичная аммониевая соль амина представляет собой эруцил бис(2 гидроксиэтил)метиламмонийхлорид. Нечувствительная водная вязкоупругая жидкость-носитель, содержащая ПАВ, для заполнения скважинного фильтра гравием также может содержать эффективное количество поверхностно-активного вещества, которое имеет следующую амидную структуру: в которой R1 означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной,ароматической, алифатической или олефиновой, содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y означает электроноакцепторную группу. Предпочтительно электроноакцепторной группой является группа четвертичного амина или оксида амина. Более предпочтительно поверхностноактивным веществом является бетаин, имеющий структуру: в которой R означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной,ароматической, алифатической или олефиновой, содержит от 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; n равно примерно от 2 до примерно 4; р равно от 1 до примерно 5, и смеси этих соединений. Даже еще более предпочтительно, поверхностно-активным веществом является бетаин, в котором R означает С 17 Н 33 или C21H41, и n равно 3, а р равно 1; их называют ВЕТ-O-30 и ВЕТ-Е-40, соответственно. Наиболее предпочтительным поверхностно-активным веществом является ВЕТ-Е-40. В зависимости от условий, описанные выше поверхностно-активные вещества на основе четвертичного амина могут быть использованы иногда, а описанные выше бетаиновые поверхностно-активные вещества могут быть использованы всегда в данном варианте осуществления изобретения. В другом варианте осуществления, если водные ВУПАВ жидкости-носители, для заполнения скважинного фильтра гравием являются менее нечувствительными к буровым растворам на углеводородной основе в условиях и в течение времени, требуемого для укладки гравия, и если условия являются слишком жесткими, чтобы был применим способ без вытеснения любого бурового раствора на углеводородной основе, тогда способ требует простого вытеснения, которое необязательно должно быть общим. В данном варианте осуществления ВУПАВ флюид и БРУО подбирают так, чтобы ВУПАВ оставалось стабильным под воздействием бурового раствора достаточно длительно, чтобы осуществить заполнение гравием в условиях работы для большинства соотношений буровой раствор/ВУПАВ флюид, но необязательно для всех соотношений, и ВУПАВ флюид разрушается под действием добываемых углеводородов в течение времени, достаточного короткого в условиях работы, чтобы обеспечить соответствующую очистку при обратном потоке. В данном варианте осуществления БРУО внутри колонны, предназначенной для контроля песка, по меньшей мере, частично вытесняется водным раствором гидроксиэтилцел-3 007712 люлозы или другим флюидом, примерами которых являются водный раствор ксантана и водный раствор очищенного ксантана, который, как известно, не повреждает оборудования скважины и не чувствителен к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не меняет вязкость, что, в противном случае, происходит при загрязнении ВУПАВ флюидов БРОВ. Эту стадию осуществляют после установки пакера и перед стадией заполнения скважинного фильтра гравием. Необязательно, вместо или вдобавок к этой стадии может быть использован в качестве верхней подушки на стадии заполнения скважинного фильтра гравием водный раствор гидроксиэтилцеллюлозы или другой флюид, такой как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не подвержен снижению вязкости, которое, в противном, случае происходит при загрязнении ВУПАВ флюидов БРУО. Этот способ основан на действии менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, а также нечувствительной водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием. Описанные выше поверхностноактивные вещества на основе четвертичного амина и описанные выше поверхностно-активные вещества на основе бетаина всегда могут быть использованы в данном варианте осуществления и его модификациях. Интервал, подлежащий бурению, обычно представляет собой, но не ограничивается им, сильно наклонный или горизонтальный участок, и буровой раствор на углеводородной основе обычно представляет собой, но не ограничивается им, буровой раствор на основе инвертной углеводородной эмульсии. В других вариантах осуществления заполнение скважинного фильтра гравием может быть осуществлено при давлении выше давления разрыва, такая обработка также известна как гидроразрывное заполнение. Перфорированные нижние обсадные трубы не нужны ни в одном из вариантов осуществления изобретения. В других вариантах осуществления, хотя нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием стабильны под воздействием буровых растворов на углеводородной основе в течение промежутка времени, достаточного для заполнения гравием, они разрушаются в присутствии буровых растворов на углеводородной основе под влиянием времени и температуры после завершения заполнения фильтра гравием, и таким образом способствуют эффективной очистке. Краткое описание чертежей Фиг. 1 представляет структуру поверхностно-активных веществ, используемых в способах настоящего изобретения; фиг. 2 - зависимость изменения вязкости вязкоупругого флюида, полученного с использованием подходящего поверхностно-активного вещества, в различных количествах бурового раствора на углеводородной основе; фиг. 3 представляет зависимость изменения вязкости вязкоупругого флюида, полученного с использованием другого подходящего поверхностно-активного вещества, в различных количествах бурового раствора на углеводородной основе. Подробное описание изобретения При добыче нефти из подземных формаций горизонтальные или значительно наклонные скважины увеличивают добычу нефти (в данном документе под термином горизонтальные скважины также подразумеваются скважины со значительным наклоном). Кроме того, в некоторых случаях пласты настолько толстые, что вертикальные или наклонные скважины, которые необязательно значительно наклонные,могут проникать в них на большие расстояния. Многие такие скважины (в толстых пластах или пройденных горизонтально) являются не обсаженными, потому что стоимость их заканчивания значительно ниже, чем стоимость заканчивания скважин с обсаженным стволом, а производительность не обсаженных стволов обычно значительно выше, чем производительность обсаженных стволов. Однако в разрыхленных пластах необходимо осуществлять меры контроля за поступлением песка в скважину для предупреждения обрушения ствола скважины, выноса песка из скважины при ее эксплуатации, выхода из строя оборудования и для оптимизации продуктивности скважины. В рыхлых пластах осуществляется контроль за поступлением песка в скважину в целях предупреждения обрушения ствола скважины. Очень распространенная практика в нефтегазовой промышленности для контроля миграции песка в скважины, проходящие через рыхлые пласты, включает установку гравийного фильтра для удержания на месте пластового песка. Гравийный фильтр обычно устанавливают вокруг перфорированного хвостовика колонны или защитного экрана. Гравийные фильтры отфильтровывают песок, сохраняя при этом возможность протекания пластовых флюидов через гравий, экран и эксплуатационную колонну на поверхность. В остальной части настоящего обсуждения будет дана ссылка на горизонтальные скважины, но следует иметь в виду, что обсуждение справедливо также для вертикальных или наклонных скважин. Один из способов горизонтального заполнения скважинного фильтра гравием представляет собой водное заполнение, двухстадийный процесс, предусматривающий использование низкой концентрации гравия в насыщенном растворе соли. На первой стадии, называемой -стадией, гравий, перемещающийся к дальнему концу, или носку горизонтального участка, более низкого участка скважины, укладывают до тех пор, пока либо не будет достигнут носок, либо не произойдет преждевременный отход защитного экрана.-4 007712 Преждевременное выпадение песка обусловлено образованием мостика вследствие повышенных скоростей подъема и, таким образом, пониженных скоростей возврата. Затем верхний участок скважины заполняется гравием на второй или -стадии, когда заполнение происходит в обратном направлении к началу горизонтального участка, пятке. Водное заполнение основывается главным образом на способности поддерживать высокие скорости циркуляции. Действительно, перенос гравия зависит, в основном, от скорости потока и скорее от турбулентного потока, чем вязкости флюида. Поэтому успех укладки гравия при водном заполнении скважинного фильтра основывается частично на существовании фильтрационной корки с низкой проницаемостью, что сводит к минимуму потери флюидов для укладки гравия в скважинный фильтр. При такой операции всеми силами необходимо избежать разрыва пласта. В противном случае происходит катастрофическая потеря флюида для укладки гравия в скважинный фильтр, что приводит к возникновению мостика и неполному заполнению ниже мостика. Учитывая, что в горизонтальных скважинах заполнению гравием подлежат участки длиной 3000 м, возникновение мостика вблизи пятки этого интервала (части интервала, ближайшего к поверхности ствола скважины) может привести к резкому снижению производительности скважины. Для решения проблем, возникающих при водном заполнении длинных или наклонных участков,второй общепринятый способ заканчивания скважин с необсаженным стволом заполнением гравия скважинного фильтра предусматривает использование вязкой жидкости-носителя для гравия. Конкретные технологии и условия закачивания суспензионной композиции для заполнения гравием в необсаженные стволы скважин известны специалистам в данной области. Используют оборудование для альтернативного пути. Технология альтернативного пути включает специальную экранную систему заполнения гравием, которая содержит перфорированные обводные трубы или альтернативные пути течения,присоединенные к боковым сторонам экранов. Перфорированные ответвления приспособлены для приема гравийной суспензии при ее поступлении в кольцевое пространство вокруг экрана. Эти обводные трубы обеспечивают эффективное заполнение гравием за счет течения флюида вокруг мостичной зоны, когда образуется гравийный мостик перед завершением операции. Таким образом, даже длинные горизонтальные участки могут быть заполнены гравием, даже если происходит большая потеря флюида. Полное описание типичного оборудования для процесса заполнения скважинного фильтра гравием по технологии альтернативного пути и его работу можно найти, например, в патенте США 4945991, который полностью включен в настоящее описание в качестве ссылки. Некоторые усовершенствования технологической операции и оборудования предложены, например, в патентах США 5082052; 5113935; 5341880; 5419394; 5435391; 5476143; 5515915 и 6220345. В отличие от водного заполнения, заполнение скважинного фильтра гравием по обводной технологии происходит от пятки к носку. Действительно, заполнение по этой технологии происходит при последовательном образовании мостиков, но образование этих мостиков обуславливается, и даже используются с выгодой, конструкцией оборудования. Как только участок кольцевого пространства между экраном и пластом и обводные каналы, обслуживающие этот сектор, заполнены, происходит отвод суспензии,перемещаемой все еще вязким флюидом, в следующий участок обводных труб, вследствие высокого сопротивления течению в заполненных отводных каналах. Таким образом, успех заполнения скважинного фильтра гравием по этой технологии определяется сопротивлением потока суспензии при течении через отводные каналы и не зависит ни от свойств пласта, ни от существования фильтрационной корки. Наиболее важно, что технология требует, чтобы была использована жидкость-носитель, которая бы оставалась достаточно вязкой в процессе обработки, так чтобы она могла транспортировать гравий со значительно меньшими используемыми скоростями течения (относительно водного заполнения). Если жидкость-носитель теряет свою вязкость, то процесс не пойдет. Следует понимать, что заполнение скважинного фильтра гравием обычно включает стадии инжекции верхней и нижней демпфирующих подушек и что, когда заполнение скважинного фильтра осуществляют вязкими жидкостями-носителями, верхняя и нижняя демпфирующие подушки обычно, но не всегда, представляют собой тот же флюид, что и жидкость-носитель, но без гравия. Хотя существует много преимуществ от использования вязкоупругих содержащих поверхностноактивное вещество (ВУПАВ) водных флюидов, в качестве жидкостей-носителей для заполнения скважинного фильтра гравием, но из-за возможности того, что ВУПАВ флюиды разрушатся при контакте с буровыми растворами на углеводородной основе (БРУО), особенно в обводных трубах альтернативного пути, обычно используют флюиды на полимерной основе. В прошлом, если желательно было использовать жидкости-носители на основе ВУПАВ, то предпринимались тщательные меры во избежание любого контакта между ВУПАВ флюидом и БРУО. Основные стадии в одном из использованных способов заполнения фильтра гравием скважин с необсаженным стволом с применением ВУПАВ флюидов и обводных труб заключались в следующем. (Следует понимать, что сюда включены не все стадии, и что специалист в данной области знает дополнительные стадии, которые необходимы или необязательны при такой обработке). 1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО. 2. Спуск обсадной колонны и цементирование ее на месте. 3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО.-5 007712 4. Подъем бурильной колонны. 5. Спуск хвостовика обсадной колонны для стабилизации ствола скважины от обрушения. 6. Вытеснение БРУО с низа вверх, обычно водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению флюидами на углеводородной основе и поэтому не претерпевающий снижения вязкости, которая бы произошла при разрушении флюида, вызванном действием БРУО, на глубину установки пакера, которая обычно находится в обсадной колонне выше продуктивного пласта. 7. Подъем бурильной колонны наверх и заполнение обсадной колонны насыщенным раствором соли до уровня поверхности или вблизи него. 8. Спуск экранов альтернативного пути в предварительно установленный хвостовик обсадной колонны. При этом не используется кожух, как это обычно делают для защиты экранов альтернативного пути, для скважин с необсаженным стволом. Кожухи не используют, так как есть предварительно установленный хвостовик обсадной колонны. 9. Установка пакера. 10. Проведение теста на циркуляцию ВУПАВ флюида, предназначенного для использования в операции заполнения скважинного фильтра гравием. 11. Осуществление посредством заполнения фильтра гравием водной ВУПАВ жидкость-носителем с верхней и нижней демпфирующими подушками перед и после ВУПАВ флюид/гравийная суспензия,при этом обе верхняя и нижняя подушки представляют собой тот же ВУПАВ флюид, что использован для заполнения скважинного фильтра гравием, но без гравия. Основной недостаток этой операции заключается в необходимости спуска нижней трубы обсадной колонны, а затем спуске экранов и обводных труб на последующей стадии (вместо спуска экранов и обводных труб в кожухе в одну стадию). Многостадийный процесс должен быть проведен так, чтобы БРУО мог быть вытеснен водным флюидом без повреждения ствола скважины, но без обводных труб на месте. Если в прошлом проводили одностадийный процесс с БРУО в обводных трубах, то и основной трубопровод заполнялся БРУО, который затем разрушал ВУПАВ при попытке заполнения скважинного фильтра гравием. В настоящее время разработан способ, предусматривающий использование одного из двух типов жидкостей-носителей на основе ВУПАВ, чтобы избежать ранее возникавших проблем при попытке использования технологии альтернативного пути с водными ВУПАВ жидкостями-носителями для заполнения скважинного фильтра гравием в скважинах, законченных буровыми растворами на углеводородной основе. Идентифицированы нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкостиносители для заполнения скважинного фильтра гравием и разработаны способы, в которых используются эти флюиды. Нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием определены выше. В одном варианте осуществления (далее по тексту называемым первым основным вариантом осуществления изобретения) способ предусматривает использование водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, которая нечувствительна к БРУО. В этом случае колонна для контроля песка с обводными трубами альтернативного пути с кожухом опускается непосредственно в необсаженный ствол, содержащий БРУО. В этом способе исключена стадия спуска нижней трубы обсадной колонны, а также исключена стадия вытеснения БРУО. Ключевой момент заключается в том, что экраны для песка спускают в ствол с флюидами на углеводородной основе. Типичная практика осуществления этого варианта заключается в следующем, хотя могут быть использованы различные варианты в пределах объема притязаний способа настоящего изобретения, и следует понимать, что сюда включены не все стадии и что специалист в данной области знает дополнительные стадии, которые необходимы или необязательны при такой обработке: 1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО. 2. Спуск обсадной колонны и цементирование ее. Эту стадию выборочно можно осуществить после вскрытия продуктивного пласта и установки обсадной колонны над продуктивным пластом. 3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО. 4. Выборочное кондиционирование БРУО пропусканием его через вибрационные сита с более мелкими отверстиями для установления максимального размера частиц в БРУО и предотвращение, таким образом, последующей закупорки сит для защиты от попадания песка в скважину частицами БРУО. 5. Выборочное вытеснение необсаженного ствола скважины (и обсаженного ствола скважины, если позволяют экономические параметры, т.е. требуются не очень большие объемы) не содержащим твердого вещества флюидом на углеводородной основе до некоторого уровня в обсадной колонне (обычно выше глубины установки пакера). 6. Подъем бурильной колонны из ствола скважины. 7. Спуск в ствол скважины колонны экранов, предотвращающих попадание песка в скважину, обводные трубы и кожух. 8. Установка пакера.-6 007712 9. Выборочное, но предпочтительное, вытеснение флюида на углеводородной основе из бурильной трубы и закачка в кольцевое пространство обсадной колонны/бурильной трубы с использованием нечувствительного ВУПАВ флюида согласно изобретению в обратном положении. Осуществляют эту операцию или нет, зависит от материально-технического обеспечения (наличия отдельных резервуаров для хранения флюида и смешения). 10. Переключение в позицию заполнения скважинного фильтра гравием. 11. Использование нечувствительного ВУПАВ флюида согласно изобретению, закачивание ВУПАВ верхней подушки, ВУПАВ/гравийная суспензии и ВУПАВ нижней подушки (верхняя и нижняя подушки представляют собой только ВУПАВ флюиды и не содержат гравия) вниз по бурильной трубе в необсаженный ствол скважины и обычно (но не необязательно) прием возвратного флюида через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и бурильной трубой. Этот способ является успешным, потому что, хотя технология не гарантирует отсутствие контакта ВУПАВ флюида с БРУО, он достаточен для снижения потенциального контакта в той степени, которая безопасна для использования с нечувствительными ВУПАВ системами. При нечувствительных ВУПАВ он приемлем, чтобы допустить возможность такого контакта. Не ограничивающие объема притязаний примеры соответствующих поверхностно-активных веществ, пригодных для использования при получении нечувствительных вязкоупругих гелей на основе поверхностно-активного вещества, целесообразных для осуществления изобретения, раскрыты в патенте США 6482866, патенте США 6435277 и патентной заявке США 2002/0023752, которые полностью включены в данное описание, и которые все переданы тому же правопреемнику, что и настоящее изобретение. Эти материалы также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества,соли, низкомолекулярные спирты и другие добавки для увеличения прочности и стабильности геля, как описано в выше цитированных ссылках. Одно ценное свойство состоит в том, что они являются не чувствительными к концентрации солей и могут быть использованы в воде в пределах от чистой воды до концентрированных рассолов. (ВЕТ-O-30 (см. ниже) не образует геля в концентрированных минерализованных растворах без дополнительного поверхностно-активного вещества, такого как додецилбензолсульфонат натрия). Кроме того, они также могут содержать другую добавку к пластовому флюиду, такую как регулятор содержания железа, антиоксиданты, моющие агенты, ингибиторы коррозии, регуляторы содержания глины, усилители течения и ингибиторы образования отложений. Они могут быть вспенены, например, азотом. Что касается всех флюидов, используемых на месторождении, то поверхностноактивные вещества и добавки должны всегда быть испытаны, чтобы гарантировать, что флюиды ведут себя желательным образом, и что добавки не влияют на эксплуатационные свойства или не вызывают проблем до, в процессе или после обработки. Такое тестирование хорошо известно специалистам в данной области. Предпочтительные поверхностно-активные вещества имеют следующую амидную структуру в которой R1 означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной,ароматической, алифатической или олефиновой, и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y означает электроноакцепторную группу. Предпочтительно электроноакцепторной группой является четвертичный амин или оксид амина. Более предпочтительно поверхностно-активным веществом является бетаин, имеющий структуру: в которой R означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной, ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; n равно примерно от 2 до примерно 4; и р равно от 1 до примерно 5; и смеси этих веществ. Еще более предпочтительно поверхностно-активным веществом является бетаин, в котором R представляет собой С 17 Н 33 или C21H41 и n равно 3 и р равно 1, их называют ВЕТ-O-30 и ВЕТ-O-40,соответственно. Наиболее предпочтительно поверхностно-активным веществом является ВЕТ-Е-40. Установлено, что в качестве не ограничивающих объема притязаний примеров ВЕТ-O-30 и ВЕТ-O40 цвиттерионные поверхностно-активные вещества являются наиболее целесообразными для использования при получении нечувствительных ВУПАВ при любой концентрации электролита; эти материалы будут образовывать гели без добавления соли или даже в крепких соляных растворах. ВЕТ-O-30 обозначен таким образом, потому что от поставщика (Rhodia, Inc., Cranby, New Jersey, U.S.A.) он получен под-7 007712 названием Mirataine BET-O-30, так как он содержит сложноэфирную группу олеиловой кислоты (включающую С 17 Н 33 хвостовую группу) и содержит примерно 30% активного поверхностно-активного вещества; остальное по существу составляет вода, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. Аналогичный материал, ВЕТ-O-40, также поставляет Rhodia, и он содержит сложноэфирную группу эруковой кислоты (включающую C21H41 хвостовую группу) и представляет собой 40%-ный активнодействующий ингредиент, в котором остальную часть составляет также по существу вода, небольшое количество хлорида натрия и изопропанол. ВЕТ-O-40 показан на фиг. 1. Поверхностно-активные вещества поставляются в такой форме, со спиртом и гликолем, способствующих солюбилизации поверхностноактивного вещества в воде при таких высоких концентрациях, и поддерживающих поставленный концентрат в виде гомогенной жидкости при низких температурах. При использовании на месте разработки пласта после разбавления количества других компонентов в поставленных материалах становятся незначительными. BET поверхностно-активные вещества и другие описаны в патенте США 6482866. Предпочтительный концентрационный интервал вязкоупругого поверхностно-активного вещества согласно настоящему изобретению составляет от примерно 5 до примерно 15 процентов по объему. Другой вариант осуществления изобретения, который можно назвать вторым основным вариантом осуществления, также исключает стадию спуска предварительно свинченной нижней трубы обсадной колонны и стадии вытеснения БРУО в необсаженном стволе и установку обсадных труб перед спуском скважинных фильтров альтернативного пути и использование менее нечувствительных водных ВУПАВ жидкостей-носителей для заполнения скважинных фильтров гравием. Менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием представляют собой те, которые стабильны в присутствии БРУО при многих, но не всех, отношениях БРУО/ВУПАВ в условиях обработки. Менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием должны быть нечувствительны к низким температурам или меньшей минерализации, но должны быть менее нечувствительны при более высоких температурах или больших плотностях флюида. Этот второй основной вариант осуществления включает стадию, которая сведет к минимуму, но необязательно исключит, контакт между ВУПАВ и БРУО вытеснением БРУО из колонны, защищающей ствол скважины от проникновения песка. Основные стадии следующие, и вновь следует помнить, что сюда включены не все стадии и что любой специалист в данной области знает дополнительные стадии,которые необходимы или необязательны при такой обработке. 1. Бурение до кровли продуктивного пласта с использованием БРУО. 2. Спуск обсадной колонны и ее цементирование. Эта стадия может быть выборочно осуществлена после бурения продуктивного пласта и установки обсадной колонны над продуктивным пластом. 3. Бурение продуктивного пласта с использованием БРУО. 4. Подъем бурильной колонны. 5. Спуск скважинных фильтров альтернативного пути и обводных труб с кожухом. 6. Установка пакера. 7. Вытеснение БРУО водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который не оказывает вредного влияния на бурильный инструмент и не чувствителен к загрязнению флюидами на углеводородной основе (или использование водного раствора гидроксиэтилцеллюлозы и т.п. в качестве верхней подушки) в положении заполнения скважинного фильтра гравием через бурильные трубы в необсаженный ствол скважины и обычно (но не обязательно) подъем возвратного флюида через промывную трубу и кольцевые пространства между обсадной колонной и бурильной трубой. 8. Использование менее нечувствительных ВУПАВ флюида согласно изобретению, закачивание ВУПАВ верхней подушки (если на стадии 7 было выбрано использование раствора, не оказывающего вредного влияния на бурильный инструмент, в качестве верхней подушки), суспензии ВУПАВ/гравий и ВУПАВ нижней подушки (верхняя и нижняя подушки представляют собой только вязкие жидкости и не содержат гравия) вниз по бурильной трубе в необсаженный ствол и обычно (но не обязательно) подъем возвратного флюида через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и буровой трубой. Этот второй основной вариант осуществления не включает необязательные стадии первого основного варианта осуществления кондиционирования БРУО или замену его не содержащим твердых веществ флюидом на углеводородной основе. При желании нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в данном втором основном варианте осуществления изобретения. Следует обратить внимание, что данный второй основной вариант осуществления изобретения обеспечивает эффективное действие менее нечувствительной системы на основе поверхностноактивного вещества, аналогичное действию нечувствительной системы на основе поверхностноактивного вещества. Кроме того, авторы настоящего изобретения установили, что менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, которые слишком чувствительны, чтобы их использовать в первом основном варианте осуществления изобретения, при повышенных-8 007712 температурах, могут быть использованы в первом варианте осуществления изобретения при более низких температурах. Например, хотя не рекомендовано использовать менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, в которых ВУПАВ-ом является эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, в первом основном варианте осуществления изобретения при температурах выше примерно 65 С, целесообразно использовать такой флюид при температурах ниже примерно 65 С. Поскольку снижение вязкости ВУПАВ флюидов при загрязнении флюидами на углеводородной основе также зависит от времени, такие ВУПАВ системы, как эруцил бис(2 гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, также могут быть использованы на более коротких интервалах, которые могут быть обработаны за меньшие промежутки времени. Длина интервала, который может быть обработан менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкостью-носителем для заполнения скважинных фильтров гравием, зависит от температуры в забое ствола скважины. Не ограничивающие объема притязаний примеры соответствующих поверхностно-активных веществ, пригодных для использования при получении менее нечувствительных водных ВУПАВ жидкостей-носителей для заполнения скважинного фильтра гравием, подходящих для осуществления настоящего изобретения, описаны в патенте США 6435299, переданного тому же правопреемнику, что и настоящее изобретение, и полностью включены в настоящее описание. Целесообразные для использования менее нечувствительные поверхностно-активные вещества представляют собой анионные, катионные и неионогенные поверхностно-активные вещества, описанные в указанном патенте от столбца 20, строка 1,до столбца 24, строка 29. Этот патент раскрывает подходящие концентрации и описывает целесообразные для использования и совместимые добавки, в частности, соли, спирты и вспомогательные поверхностно-активные вещества, которые могут быть добавлены для повышения стабильности. Предпочтительные менее чувствительные поверхностно-активные вещества представляют собой цитированные катионные поверхностно-активные вещества; более предпочтительными являются четвертичные аммониевые соли некоторых аминов, как описано в патенте США 5979557, переданного тому же правопреемнику,что и настоящее изобретение, и полностью включенные в настоящее описание. Примерами являются четвертичные аммониевые соли амина, соответствующие формуле в которой R1 представляет, по меньшей мере, примерно С 16 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной; каждый из радикалов R2, R3 и R4 независимо означает от C1 до примерно С 4 алифатическую группу,которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, придающей R2 или R3 группе большую гидрофобность, ни одна из групп R1, R2, R3 или R4 не является атомом водорода, а группы R2, R3 и R4 могут образовать гетероциклическое 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и Х представляет собой неорганический анион. Наиболее предпочтительным менее чувствительным поверхностно-активным веществом является эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид. Рассматриваемые ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием также могут содержать вспомогательные поверхностно-активные вещества, соли, низкомолекулярные спирты и другие добавки для увеличения прочности и стабильности геля. Кроме того, они также могут содержать другие соответствующие добавки к пластовым флюидам, такие как добавки, способствующие обезжелезиванию, антиоксиданты, моющие вещества, ингибиторы коррозии, коагулянты глины, усилители потока и ингибиторы коркообразования. Они могут быть вспенены, например, азотом. Предпочтительный интервал концентраций в ВУПАВ для менее нечувствительных поверхностно-активных веществ в водных флюидах на основе ВУПАВ для заполнения скважинного фильтра гравием согласно настоящему изобретению составляет от примерно 5 до примерно 15 процентов по объему. Способ настоящего изобретения может быть реализован с использованием буровых растворов на углеводородной основе. Будет или нет водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием нечувствительной или менее нечувствительной к действию бурового раствора зависит от состава бурового раствора и добавок, состава ВУПАВ флюида и добавок, условий и продолжительности обработки. Является или нет водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием нечувствительной или менее нечувствительной к действию бурового раствора можно определить простыми лабораторными экспериментами, что известно специалистам в данной области. Предпочтительные буровые растворы представляют собой буровые растворы на основе эмульсионных углеводородных систем(также называемые инвертными буровыми растворами). Подходящие для использования БРУО коммерчески доступны под торговой маркой VERSAPRO от фирмы M-I Drilling Fluids, Houston, Nexas,U.S.A. VERSAPRO описывается поставщиком как буровой раствор для бурения продуктивного пласта на основе углеводородной системы, содержащий такую эмульгирующую систему, что раствор хлорида-9 007712 кальция, который он содержит, образует капли коллоидного размера, которые эмульгированы в непрерывной углеводородной фазе. Также может быть использован VERSACLEAN (также коммерчески доступный от фирмы M-I Drilling Fluids). VERSACLEAN описывается поставщиком как минеральномасляная система для районов с повышенными требованиями к защите окружающей среды, где запрещено использование дизельного топлива. VERSACLEAN имеет отношение углеводород/вода 80/20 и содержит 225000 м.ч. CaCl2. Природа солевого раствора в буровом растворе на основе инвертной углеводородной эмульсии при использовании в способах настоящего изобретения не важна. Другим целесообразным для использования буровым раствором является CARBOSEA, коммерчески доступный от фирмыBaker Hughes Inteq, Houston, Texas, U.S.A., и описанный поставщиком как низко токсичный буровой раствор на углеводородной основе. Проведено две серии опытов, одна из которых с менее нечувствительным ВУПАВ флюидом согласно изобретению, содержащим 5 процентов по объему эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорида, доступного от Ondeo-Nalco Energy Services, Sugar Land, Texas, U.S.A. (содержащий примерно 60% активнодействующего ингредиента, 5% воды и примерно 25% низших спиртов и гликолей для обеспечения низкотемпературной стабильности) и 4 процента по массе хлорида калия, и вторая серия с нечувствительным ВУПАВ флюидом согласно изобретению, содержащему 7,5 процента по объему полученного от поставщика ВЕТ-Е-40 и 9,8 фунтов на галлон (1,17 кг/л) CaCl2. Примерно 5 процентов по массе хлорида натрия и примерно 1 процент по массе модификатора вязкости на основе сульфированного полиэлектролита добавили сначала к полученному от поставщика концентрату ВЕТ-Е-40. Для каждой серии опытов каждый флюид загрязняли образцом углеводородного бурового раствора (БРУО) (коммерчески доступного под торговой маркой VERSAPRO от фирмы M-I Drilling Fluids) в различных объемных отношениях. Измеряли реологические свойства этих образцов и сравнивали со свойствами не загрязненных ВУПАВ и БРУО образцов при 170F (77C). В каждом эксперименте ВУПАВ флюид и БРУО нагревали по отдельности до 170F (77 С); затем их объединяли в бутылках, интенсивно встряхивали вручную в течение 30 с и измеряли вязкость на вискозиметре Фэнна 35. Результаты представлены на фиг. 2 и 3 для смесей с менее нечувствительным эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлоридом ВУПАВ флюидом и для смесей с нечувствительным ВУПАВ флюидом, ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюидом, соответственно. Как можно видеть, при этой температуре менее нечувствительный ВУПАВ флюид с эруцил бис (2 гидроксиэтил)метиламмонийхлоридом претерпевает существенное снижение вязкости при нескольких отношениях смешения с БРУО, а вязкость нечувствительного ВУПАВ ВЕТ-Е-40 флюида сохранялась в большой степени для всех испытанных отношений. Это особенно важно, потому что можно предполагать, что в способе, в котором ВУПАВ флюид вытесняет БРУО, отношения ВУПАВ флюида и БРУО могут быть самые разнообразные. Таким образом, чтобы способ, аналогичный первому основному варианту осуществления изобретения, можно было успешно реализовать, БРУО не должен разрушать ВУПАВ флюид (в течение времени, необходимого для заполнения гравием под действием флюида) при большинстве соотношений. Эти данные показывают, что флюид, содержащий эруцил бис(2 гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, не должен разрушаться до тех пор, пока, по меньшей мере, часть БРУО не будет предварительно вытеснена флюидом, не чувствительным к БРУО. Поэтому в условиях эксперимента следует использовать только второй основной вариант осуществления изобретения. Безусловно, в разных условиях или проведении целесообразных для повышения стабильности стадий этот флюид может представлять собой нечувствительный флюид. Такими стадиями могут быть добавление стабилизирующей добавки, такой как вспомогательное поверхностно-активное вещество, увеличение концентрации поверхностно-активного вещества, изменение концентрации электролита или другие меры, известные специалистам в данной области и легко тестируемые в лабораторных опытах. В условиях опыта ВУПАВ флюид на основе ВЕТ-Е-40 представляет собой нечувствительный флюид и будет подходить для использования в первом основном варианте осуществления изобретения, потому что не будет разрушаться под действием БРУО в течение времени, необходимого для заполнения гравием флюида при любом отношении. Естественно, он будет также целесообразен для использования во втором основном варианте осуществления настоящего изобретения. В другом эксперименте проводили тестирование водной ВУПАВ жидкости-носителя для заполнения скважинного фильтра гравием, содержащей 10 процентов по объему эруцил бис (2-гидроксиэтил) метиламмонийхлорида, доступного от фирмы Ondeo-Nalco Energy Services, Sugar Land, Texas, U.S.A.(содержащего примерно 60% активнодействующего ингредиента, 5% воды и примерно 25% низших спиртов и гликолей для обеспечения низкотемпературной стабильности) и 4 процента по массе хлорида калия. Для каждой серии опытов этот флюид загрязняли углеводородным буровым раствором CARBOSEA в различных объемных отношениях, начиная от 1 до 75% при 185F (85C). Измеряли реологические свойства этих образцов и сравнивали с не загрязненным ВУПАВ флюидом и образцами CARBOSEA при 185F (85C). В каждом эксперименте ВУПАВ флюид и CARBOSEA нагревали по отдельности до 185F (85C); затем их объединяли в бутылках, интенсивно перемешивали вручную в течение 30 с и измеряли вязкость на вискозиметре Фэнна 35. Установлено, что этот ВУПАВ флюид является менее нечувствительной водной ВУПАВ жидкостью-носителем для заполнения скважинного фильтра гравием при использовании с упомянутым БРУО при указанной температуре.- 10007712 В табл. 1 представлены результаты испытаний на совместимость с образцом сырой нефти с использованием нечувствительного ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюида. Как можно видеть, ВЕТ-Е-4- ВУПАВ флюид полностью разрушается под действием сырой нефти, как и менее нечувствительный, содержащий эруцил бис (2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид флюид (не показан). Это важно, потому что в способах настоящего изобретения ВУПАВ флюид должен разрушаться при контакте с сырой нефтью, так как через скважину протекает обратный поток для осуществления очистки оборудованной скважины, особенно гравийного фильтра. В экспериментах, которые не представлены, было установлено, что водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием, полученные с менее нечувствительными ВУПАВ-ми, такими как эруцил бис(2-гидроксиэтил)метиламмонийхлорид, также полностью разрушаются под воздействием той же сырой нефти. Хотя нечувствительные и менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра стабильны к воздействию буровых растворов на углеводородной основе в течение времени, достаточно длительного для укладки гравия с использованием соответствующего варианта осуществления способа настоящего изобретения, в других экспериментах, не показанных в данном описании, авторы изобретения установили, что они могут разрушаться в определенных условиях времени, температуры и отношения ВУПАВ/БРУО в присутствии буровых растворов на углеводородной основе в течение промежутков времени, превышающих необходимые для укладки гравийного фильтра. Хотя в этом нет необходимости, но это способствует очистке гравийного фильтра. Такое запоздалое разрушение ВУПАВ флюида под действием БРУО, когда оно происходит, является преимуществом, а не недостатком. Таким образом, можно использовать ВУПАВ флюид вариантов осуществления настоящего изобретения в качестве жидкости-носителя в условиях, когда экраны альтернативного пути спускают в ствол скважины в буровые растворы на углеводородной основе (т.е. без предварительного вытеснения флюидов на водной основе) для сохранения преимуществ по эффективности и производительности, связанными с этими типами водных, не содержащих полимеров жидкостей-носителей гравия. Кратко обобщая вышеизложенное, можно сказать, что в очень мягких условиях низких температур и/или коротких интервалов менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в первом основном варианте осуществления настоящего изобретения. В более жестких условиях, менее нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы с добавлением одной простой стадии сначала вытеснения БРУО водным раствором гидроксиэтилцеллюлозы или другим флюидом, таким как водный раствор ксантана или водный раствор очищенного ксантана, который известен как не повреждающий внутреннего оборудования скважины и не чувствительный к загрязнению углеводородными флюидами (или использование водного раствора гидроксиэтилцеллолозы или т.п. в качестве верхней подушки) в положении заполнения гравием через буровую трубу в необсаженный ствол скважины и обычно (но не обязательно) прием обратного потока через промывную трубу и кольцевое пространство между обсадной колонной и бурильной трубой (второй основной вариант осуществления). В жестких условиях нечувствительная водная ВУПАВ жидкость-носитель для заполнения скважинного фильтра гравием должна быть использована в любом из этих основных вариантах осуществления. Нечувствительные водные ВУПАВ жидкости-носители для заполнения скважинного фильтра гравием могут быть использованы в любых условиях в любом из этих основных вариантов осуществления. Как было сказано,специалист в данной области может использовать многие необязательные варианты основных описанных способов, и способы останутся в объеме притязаний изобретения, а простые лабораторные эксперименты, как те, что описаны выше, могут быть использованы для определения того, является ли конкретная жидкость-носитель на основе ВУПАВ нечувствительной или менее нечувствительной в предполагаемых условиях использования. Хотя способы, рассмотренные в настоящем описании, наиболее часто используются при добыче нефти, они также могут быть использованы в нагнетательных скважинах и для получения других флюидов, таких как вода и солевой раствор, диоксид углерода или гелий. Таблица 1. Испытания на совместимость ВЕТ-Е-40 ВУПАВ флюида с сырой нефтью при 170F ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии: бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе; подъем буровой колонны; спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе; установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию; заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной к буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида; добыча флюида из скважины. 2. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии: бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе; подъем буровой колонны; спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов,одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе; установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию; вытеснение в обратном направлении, по меньшей мере, части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудование скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера; переход к позиции заполнения скважинного фильтра гравием и заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностноактивного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени,достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться под действием добываемого флюида;- 12007712 добыча флюида из скважины. 3. Способ заканчивания интервала ствола скважины с необсаженным стволом, проходящей в подземную формацию, включающий следующие стадии: бурение скважины в подземной формации буровой колонной с использованием бурового раствора на углеводородной основе; подъем буровой колонны; спуск колонны, предназначенной для контроля песка, включающей один или несколько экранов и одну или несколько обводных труб альтернативного пути и кожух, в ствол скважины, содержащий буровой раствор на углеводородной основе; установка пакера на или вблизи места, в котором скважина проходит в подземную формацию; введение в положении заполнения скважинного фильтра гравием не повреждающего оборудования скважины водного флюида, нечувствительного к буровому раствору на углеводородной основе, в качестве верхней подушки; заполнение гравием скважинного фильтра с использованием водной вязкой жидкости-носителя на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, которое содержится в количестве, эффективном для обеспечения вязкости, достаточной для транспортировки гравия, при этом жидкость-носитель является нечувствительной, по меньшей мере, к частично вытесненному буровому раствору на углеводородной основе в течение времени, достаточного для укладки гравия, и способна разрушаться в присутствии добываемого флюида; добыча флюида из скважины. 4. Способ по п.3, в котором после стадии вытеснения по меньшей мере части бурового раствора на углеводородной основе не повреждающим оборудования скважины водным флюидом, нечувствительным к буровому раствору на углеводородной основе, вверх до пакера, не повреждающий оборудование скважины водный флюид, нечувствительный к буровому раствору на углеводородной основе, используют в качестве верхней подушки. 5. Способ по любому из пп.2, 3 или 4, в котором указанный не повреждающий оборудования скважины водный флюид, нечувствительный к буровому раствору на углеводородной основе, выбран из группы, включающей водный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, водный раствор ксантана и водный раствор очищенного ксантана. 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором буровым раствором на углеводородной основе является буровой раствор на основе инвертной эмульсии. 7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкая жидкость-носитель на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества включает эффективное количество четвертичной аммониевой соли амина, соответствующей формуле в которой R1 означает, по меньшей мере, C16 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной и которая может быть насыщенной или ненасыщенной, каждая из групп R2, R3 и R4 независимо означает от C1 до примерно С 6 алифатическую группу, которая может быть разветвленной или линейной, насыщенной или ненасыщенной и которая может быть замещена группой, которая придает группе R2 или R3 больше гидрофобности, ни одна из групп R1, R2, R3 или R4 не означает атом водорода, а группы R2, R3 и R4 могут образовать гетероциклическую 5-ти или 6-ти членную кольцевую структуру, которая включает атом азота амина, и Х представляет собой неорганический анион. 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностноактивный гель включает в которой R1 означает гидрокарбильную группу, которая может быть разветвленной или линейной,ароматической, алифатической или олефиновой и содержит от примерно 14 до примерно 26 атомов углерода и может содержать амин; R2 означает атом водорода или алкильную группу, содержащую от 1 до примерно 4 атомов углерода; R3 означает гидрокарбильную группу, содержащую от 1 до примерно 5 атомов углерода; и Y означает электроноакцепторную группу. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором вязкоупругий поверхностноактивный гель содержит бетаин. 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором стадию заполнения скважинного фильтра гравием осуществляют при давлении выше давления разрыва пласта.

МПК / Метки

МПК: C09K 8/36, C09K 8/02, E21B 43/04, E21B 43/02

Метки: набивки, способ, гравийной

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/15-7712-sposob-gravijjnojj-nabivki.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ гравийной набивки</a>

Похожие патенты