(11)	014147 (13) B1	Разделы: A B C D E F G H
(21)	200870562
(22)	2007.05.21
(51)	E21B 37/06 (2006.01) E21B 43/04 (2006.01)
(31)	60/802,725; 11/737,037
(32)	2006.05.23; 2007.04.18
(33)	US
(43)	2009.06.30
(86)	PCT/US2007/069346
(87)	WO 2007/140157 2007.12.06
(71)	(73) Эм-Ай Эл. Эл. Си. (US)
(72)	Гроукок Фредерик Б. (US)
(74)	Медведев В.Н. (RU)
(54)	СПОСОБ ФОРМИРОВАНИЯ ВРЕМЕННОЙ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ СКВАЖИНЫ

(57) 1. Способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины, содержащий следующие этапы:

растворение инертного газа в скважинной текучей среде для образования активированной текучей среды;

закачка активированной текучей среды в формацию при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины с образованием фильтрационной корки, по меньшей мере, частично изолирующей формацию; и

уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в активированной текучей среде для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, по меньшей мере, частично изолирующую формацию при обслуживании скважины или ее переводе в режим эксплуатации.

2. Способ по п.1, содержащий этап формирования инертного газа на месте в скважине.

3. Способ по п.1, в котором активированная текучая среда насыщается инертным газом при скважинном давлении и температуре.

4. Способ по п.1, в котором активированная текучая среда, по существу, насыщается инертным газом при скважинном давлении и температуре.

5. Способ по п.1, в котором инертный газ выбирается из группы, состоящей из азота, углекислого газа, гексафторида серы, гелия, аргона, неона, криптона, ксенона, радона, угарного газа, воздуха, кислорода, галогенопроизводных углеводородов, водорода, с С₁ по С₆углеводородов, оксидов азота и их комбинаций.

6. Способ по п.1, в котором при растворении инертного газа в скважинной текучей среде осуществляется контакт инертного газа и скважинной текучей среды в скважине.

7. Способ по п.1, в котором инертный газ растворяется или частично растворяется перед закачкой скважинной текучей среды в скважину.

8. Способ по п.1, в котором скважинная текучая среда является, по существу, свободной от нерастворенного газа при скважинном давлении и скважинной температуре.

9. Способ по п.1, в котором образованная паровая фаза содержит от 0,001 до 1,0 л пара на 1 л скважинной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.

10. Способ по п.1, в котором образованная паровая фаза содержит по меньшей мере от 0,005 л пара на 1 л скважинной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.

11. Способ по п.1, в котором при уменьшении скважинного давления уменьшают плотность скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины.

12. Способ по п.1, в котором при уменьшении скважинного давления уменьшают давление скважинного закачивающего насоса.

13. Способ по п.1, в котором скважинная текучая среда выбирается из группы, состоящей из буровых текучих сред, ремонтных текучих сред, завершающих текучих сред и их комбинаций.

14. Способ по п.1, содержащий этапы обработки фильтрационной корки кислотой, энзимами, хелирующими веществами, гликолями или их комбинациями.

15. Способ по п.14, в котором фильтрационная корка содержит частицы карбоната, энзимы, инкапсулированные кислоты, обратимые эмульсии или их комбинации.

16. Способ формирования временной фильтрационной корки при обслуживании скважины, содержащий следующие этапы:

циркуляция текучей среды по скважине, включающая введение скважинной текучей среды в скважину и контактирование ее с формацией и удаление части скважинной текучей среды из скважины;

растворение инертного газа в скважинной текучей среде для формирования активированной текучей среды путем контакта инертного газа и скважинной текучей среды в скважине при скважинном давлении и температуре;

создание в скважине повышенного давления для формирования фильтрационной корки, содержащей активированную текучую среду и, по меньшей мере, частично изолирующей формацию;

уменьшение скважинного давления ниже точки кипения растворенного газа в скважинной текучей среде посредством уменьшения плотности скважинной текучей среды по меньшей мере в части скважины для образования паровой фазы, разрушающей фильтрационную корку, изолирующую, по меньшей мере, частично формацию при завершении обслуживания скважины и ее переводе в режим эксплуатации.

17. Способ по п.16, в котором инертный газ выбирается из группы, состоящей из азота, углекислого газа, гексафторида серы, гелия, аргона, галогенопроизводных углеводородов, криптона, ксенона, радона, угарного газа, воздуха, кислорода, фреона, водорода, с C₁ по С₆ углеводородов, оксидов азота и их комбинаций.

18. Способ по п.16, в котором образованная паровая фаза содержит от 0,001 до 1,0 л пара на 1 л остаточной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.

19. Способ по п.16, в котором образованная паровая фаза содержит по меньшей мере от 0,005 л пара на 1 л остаточной текучей среды при скважинном давлении и скважинной температуре.