Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков



Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков
Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков
Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков
Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков
Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков

 


Владельцы патента RU 2432454:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. Способ обработки подземного пласта включает стадии (а) введения композиции через скважину в подземный пласт, где композиция содержит (i) растворитель, по существу состоящий из водорастворимого растворителя, включающего любой растворитель, который, по меньшей мере, на 25% мас., растворим в воде, при этом растворитель составляет от примерно 95,5% до примерно 99,9% мас. композиции; и (ii) отверждаемую смолу, которая составляет от примерно 0,01% до примерно 4,5% мас. композиции; при этом отверждаемая смола и растворитель совместно выбраны так, что для отношения отверждаемой смолы к растворителю отверждаемая смола растворима в растворителе; и (b) установки механического устройства для борьбы с поступлением песка в скважину в ствол скважины либо до, либо после введения композиции в скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - снижение миграции мелкодисперсных материалов с улучшением или сохранением скорости течения углеводорода. 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область техники

В общем, настоящее изобретение относится к композициям и способам обработки подземных пластов. В частности, настоящее изобретение относится к композициям и способам, предназначенным для использования при обработке подземных пластов с целью сдерживания движения измельченных твердых частиц, таких как пластовые пески и мелкие фракции.

Уровень техники

Углеводороды добывают из подземных пластов бурением скважины, которая проходит через несущий углеводород пласт. Желательно увеличить до максимума как скорость потока, так и общее количество потока углеводородов от подземного пласта до поверхности.

Скорость потока углеводородов и общее количество потока углеводорода уменьшаются, когда давление потока в забое скважины падает ниже точки росы. Когда это происходит, около скважины накапливается жидкая водная фаза. Накапливание этого конденсата, иногда называемого конденсатной блокировкой, снижает относительную проницаемость углеводородом и соответственно продуктивность углеводородной скважины. Кроме того, присутствие водных жидкостей, таких как данный конденсат, будет вызывать набухание водонабухаемых глин, содержащихся в пласте, что в дальнейшем снизит проницаемость пласта. Потеря производительности, вызванная увеличением количества конденсата, может быть очень значительной. В некоторых случаях производительность скважин может уменьшаться от 2 до 4 раз как результат накопления конденсата.

На скорость потока углеводородов и общее количество потока углеводорода можно воздействовать, когда в пласт нагнетают такие флюиды для обработки скважины, как жидкости для гидроразрыва, жидкости для процесса гравийного заполнения и водные жидкости для кислотной обработки. Жидкости для обработки скважины иногда уменьшают относительную проницаемость пласта углеводородами, по сравнению с другими флюидами в коллекторе, из-за ограниченного давления в коллекторе и действия капиллярных сил, плотно удерживавших жидкости для обработки в поровых полостях, ранее занимаемых углеводородом. Каверны с жидкостью для обработки, которые сблокированы углеводородом, очень трудно удалить из пласта без какой-либо возбуждающей скважину обработки.

Другой причиной снижения скорости потока углеводородов и общего количества потока углеводородов является образование мелкодисперсного материала, или миграция песка в пласте, или их осаждение. Высокой скорости в пористой среде вблизи ствола скважины иногда достаточно, чтобы сделать подвижным мелкодисперсный материал, который потом засоряет каналы в пласте. Чаще пластовые песок и мелкодисперсный материал становятся нестабильными и перемещаются в результате движения воды через пласт. Мелкодисперсный материал наиболее вероятно перемещается, когда водная фаза подвижна, потому что мелкодисперсные материалы являются водосмачиваемыми. Присутствие подвижной водной фазы может вызвать миграцию мелкодисперсного материала и последующее повреждение пласта. Желательно свести к минимуму перемещение мелкодисперсных материалов, поскольку мелкодисперсные материалы блокируют пути течения, подавляя потенциальную продуктивность скважины, а также повреждая скважинное и наземное оборудование, такое как сетчатые фильтры, насосы, трубопроводы, оборудование хранилищ и т.д.

Углеводородные скважины часто размещаются в подземных зонах, которые содержат несцементированные частицы, которые могут мигрировать внутри поземного пласта вместе с нефтью, газом, водой и/или другими флюидами, добываемыми из скважин. Рыхлые подземные зоны включают такие, которые содержат сыпучие материалы и такие, в которых связанные мелкие частицы не обладают достаточной прочностью связи, чтобы противостоять действию сил, возникающих при добыче флюидов через данные зоны.

Опорные устройства, такие как сетчатые фильтры и фильтры с щелевидными отверстиями, часто используют для обеспечения опоры данных рыхлых пластов, чтобы замедлить разрушение пласта. В некоторых случаях кольцевые пространства вокруг опорного устройства набивают гравием, чтобы снизить количество полостей между устройством и стенкой ствола скважины. Обычно так называемые «операции гравийной набивки» включают нагнетание и размещение количества желательного измельченного материала в рыхлый пласт в область, соседнюю со стволом скважины. Гравийная набивка образует фильтрующий слой вблизи ствола скважины, который действует как физический барьер для перемещения мелких частиц рыхлого пласта с добываемыми углеводородами. Данные опорные устройства обеспечивают опору для ствола скважины и гравийной набивки и предупреждают попадание мелкодисперсного материала в углеводородный поток в скважине.

Некоторые типы сетчатых фильтров предполагают их расширение и осуществление контакта со стенками ствола скважины либо с гравийной набивкой, либо без нее. Однако невозможно исключить все полости между сетчатым фильтром и стенкой ствола скважины. Мелкодисперсный материал заполняет данные полости, блокируя перемещение потока, а в некоторых случаях мелкодисперсный материал, протекающий через данные полости, вызывает разъедание сетчатого фильтра, разрушая его эффективность.

Один общепринятый тип операции гравийной набивки включает размещение сетчатого фильтра с гравийной набивкой в стволе скважины и набивку кольцевого пространства между сетчатым фильтром и стволом скважины гравием конкретного размера мешей, предназначенного предотвратить проникновение пластового песка. Сетчатый фильтр с гравийной набивкой обычно представляет собой фильтрующий узел, используемый для удерживания гравия в процессе операции гравийной набивки. Доступны сетчатые фильтры широкого ряда размеров и конфигураций, подходящие для свойств песка гравийной набивки. Аналогичным образом, доступен гравий широкого ряда размеров, подходящий к свойствам рыхлых или плохо сцементированных частиц в подземном пласте. Образующаяся конструкция является барьером для миграции песка из пласта и позволяет при этом флюиду течь.

Гравийные набивки могут быть затратными по времени и дорогостоящими для установки. Вследствие необходимых времени и затрат иногда желательно разместить сетчатый фильтр без гравия, и, особенно в тех случаях, когда размещают расширяемые сетчатые фильтры, может оказаться нереальным поместить слой гравия между расширяемым экраном и стволом скважины. Даже в условиях, в которых существует практическая возможность установки сетчатого фильтра без гравийной набивки, часто трудно определить соответствующий размер сетчатого фильтра для использования, так как пластовые пески имеют широкое распределение частиц песка по размерам. Когда небольшим количествам песка позволяют протекать через сетчатый фильтр, то эрозия сетчатого фильтра становится существенной проблемой. Как результат этого, часто необходимым становится размещение гравия, а также сетчатого фильтра для контроля пластовых песков.

Расширяемый сетчатый фильтр часто устанавливают для поддерживания диаметра ствола скважины для облегчения подъема в более позднее время путем исключения установки обычных сетчатых фильтров, гравийной набивки и другого оборудования. Однако возможность обеспечить универсальный сетчатый фильтр с размером в меш, который подходил бы для работы с пластовым песком с широким распределением частиц по размерам, является нереальной и даже невозможной.

Другой способ, используемый для ликвидации мелких частиц в рыхлых пластах, включает цементирование подземной продуктивной зоны в жесткие проницаемые массы. Цементирование подземной пластовой зоны часто включает нанесение смолы с последующим введением распорного флюида, а затем катализатора. Данное нанесение смолы может оказаться проблематичным, когда, например, использовано недостаточное количество распорного флюида между нанесением смолы и нанесением внешнего катализатора. Смола может прийти в контакт с внешним катализатором в самом стволе скважины скорее, чем в рыхлой подземной продуктивной зоне. При контактировании смолы с внешним катализатором происходит экзотермическая реакция, которая может привести к быстрой полимеризации, потенциально повреждающей пласт вследствие закупоривания поровых каналов, усиленного нагнетания, когда ствол скважины забивается твердым материалом, или приводит к взрыву забоя скважины под действием теплоты полимеризации. Кроме того, данные традиционные процессы являются непрактичными для обработки длинных промежутков рыхлых областей из-за трудности определения того, успешно ли обработан весь интервал и смолой, и внешним катализатором.

Помимо песков рыхлых пластов, часто встречающихся в подземных пластах, измельченные материалы часто вводят в подземные зоны в связи с операциями увеличения проводимости и операций контроля песков. Операции увеличения проводимости и борьбы с поступлением песка могут быть осуществлены как отдельные обработки или, при желании, могут быть объединены.

Хотя данные способы обработки рыхлых пластов обеспечивают улучшенное регулирование поступления мелкодисперсных материалов, но необходимы множественные обработки, которые являются длительными по времени и дорогостоящими. Поэтому желательно разработать относительно простой и относительно недорогой способ обработки и композицию для улучшения или сохранения скорости течения углеводорода за счет снижения миграции мелкодисперсных материалов.

Краткое описание сущности изобретения

Настоящее изобретение относится к способу обработки подземного пласта, через который проходит скважина. Способ включает стадии (а) введения композиции через скважину в подземный пласт, причем композиция включает (i) растворитель, состоящий, преимущественно, из водорастворимого растворителя, включающего любой растворитель, который, по крайней мере, на 25% мас. растворим в воде, причем растворитель составляет от примерно 90% до примерно 99,9% мас. композиции; и (ii) отверждаемую смолу, причем отверждаемая смола составляет от примерно 0,01% до примерно 10% мас. композиции; при этом отверждаемая смола и растворитель взаимно выбраны так, что для отношения отверждаемой смолы к растворителю отверждаемая смола должна быть растворима в растворителе; и (b) установки механического устройства для борьбы с поступлением песка в скважину либо до, либо после введения композиции в скважину.

Данные и другие аспекты изобретения будут понятны специалистам в данной области во время изучения последующего подробного описания. Хотя настоящее изобретение может иметь множество модификаций и альтернативных форм, конкретные варианты его осуществления будут подробно описаны и показаны посредством примеров. Однако следует понимать, что изобретение не ограничивается конкретными показанными формами, а наоборот, охватывает все модификации и альтернативные варианты, охватываемые объемом притязаний и существом настоящего изобретения, как выражено в прилагаемой формуле изобретения.

Краткое описание чертежей

Фигура 1 является схемой поперечного разреза пояснительной конфигурации рабочей среды, в которой использованы варианты изобретения согласно настоящему изобретению, изображающие части ствола скважины с сетчатым фильтром и заполненные гравием, находящиеся в рыхлом подземном пласте, содержащем углеводороды.

Фигура 2 является схемой поперечного разреза опытного рукава, использованного для моделирования сетчатого фильтра и заполненной гравием части скважины, находящейся в рыхлом подземном пласте, содержащем углеводород.

На фигуре 3 представлен график падения давления по поперечному сечению опытных рукавов во время опытов по протеканию на необработанных и обработанных синтетических образцах пластового песка, набитого в пространство, отдаленное от фильтра для удерживания песка.

На фигуре 4 представлен график падения давления по поперечному сечению опытных рукавов во время опытов по протеканию на необработанных и обработанных образцах материалов рыхлых пластов с заполненным фильтром для удерживания песка.

На фигуре 5 представлен график падения давления на поперечном сечении опытного рукава во время опытов по протеканию на необработанных и обработанных образцах материалах рыхлых пластов с заполненным фильтром для удерживания песка.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение относится к улучшенным способам прохождения рыхлого или плохо сцементированного подземного пласта, через который проходит скважина.

Эти способы могут быть применимы для вертикальных, наклонных или горизонтальных скважин и в скважинах, не закрепленных обсадными трубами, и/или недорасширенных скважин, законченных бурением, а также для обсаженных скважин. Если способ применяется в обсаженной скважине, обсадная колонна является перфорированной, чтобы обеспечить для флюидов сообщение с зоной интереса в поземном пласте.

Термин «вертикальная скважина» используется в настоящем документе для обозначения части скважины в подземном пласте, которая располагается по существу вертикально или отклоняется от вертикали на угол до примерно 15°. Термин «горизонтальная скважина» используется в настоящем документе для обозначения части скважины в подземном пласте, которая располагается по существу горизонтально или под углом от вертикали в интервале от примерно 75° до примерно 105°. Термин «наклонная скважина» используется в настоящем документе для обозначения части скважины в подземном пласте, которая наклонена под углом, величина которого лежит между углом вертикальной или горизонтальной скважины. Так как настоящее изобретение применимо для вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин, термины «верхний и нижний», «устье и забой», использованные в настоящем документе, являются относительными терминами и относятся к указанию соответствующих положений внутри конкретной скважины, тогда как предполагается, что термин «уровни» относится к соответствующим отстоящим друг друга положениям вдоль скважины.

Способ настоящего изобретения предпочтительно дополнительно включает составление композиции на основе ультратонкой отверждаемой смолы, которая включает растворитель и отверждаемую смолу.

Растворитель предпочтительно состоит по существу из водорастворимого растворителя, включающего любой растворитель, который, по крайней мере, на 25% мас. растворим в воде. Растворитель составляет от примерно 90% до примерно 99,9% мас, композиции.

Отверждаемая смола составляет от примерно 0,01% до примерно 10% мас. композиции. Отверждаемая смола и растворитель взаимно выбраны так, что для отношения отверждаемой смолы к растворителю отверждаемая смола должна быть растворима в растворителе.

Настоящее изобретение может быть использовано с любым механическим устройством для удерживания песков, таким как перфорированный хвостовик, фильтр с щелевидными отверстиями, фильтр с проволочной обмоткой, нерасширяемый сетчатый фильтр и расширяемый сетчатый фильтр. Настоящее изобретение может быть использовано как с гравийной набивкой, так и без нее. Стадия контакта пласта с ультратонкой смолой может быть осуществлена как до, так и после установки сетчатого фильтра для песка и/или завершения операции гравийной набивки. Желательно использование способа, позволяющего преобразовывать мелкий пластовый песок или мелкодисперсный материал в крупные агрегаты без ухудшения их проницаемости при повышении их эффективности удерживания за сетчатым фильтром без его закупорки или разрушения.

Настоящее изобретение также включает стадию введения композиции через скважину в поземный пласт. Введением состава на основе ультратонкой отверждаемой смолы в подземный пласт замедляют миграцию микрочастиц из пласта через песчаный фильтр в ствол скважины. Предпочтительно, способ дополнительно включает стадию изолирования зоны, представляющей интерес. Более предпочтительно, после изолирования интересующей зоны, способ дополнительно включает стадию введения флюида в ствол скважины под давлением, достаточным для создания, по меньшей мере, одного разлома в подземном пласте. Также наиболее предпочтительно способ включает добычу углеводорода путем пропускания углеводородов через обработанный подземный пласт и через механическое устройство для контроля песка в скважину.

Ссылаясь на чертежи, на фигуре 1 показана горизонтальная необсаженная скважина 10. Скважина 10 проходит в рыхлый подземный пласт или зону 12 из обсаженной скважины, проходящей до поверхности. Хотя скважина 10 показана как горизонтальная, необсаженная, законченная бурением скважина, следует отметить, что настоящее изобретение применимо также и к вертикальным или наклонным скважинам и к обсаженным скважинам; например, как показано в патенте США №5341880, который включен в настоящее описание во всей полноте в качестве ссылки.

Песчаный фильтр 20 расположен внутри скважины 10. Песчаный фильтр 20 имеет перепускной проводник, подсоединенный к его верхнему концу, который подвешен на насосно-компрессорной трубе от поверхности или по спусковой колонне (не показано). Пакер 26 прикреплен к кроссоверу. Кроссовер и пакер 26 являются обычными инструментами для формирования и набивки гравия и хорошо известны специалистам в данной области. Пакер 26 использован, чтобы обеспечить перепуск в процессе набивки и изолировать часть скважины. Кроссовер обеспечивает каналы для циркуляции гравийной суспензии с образованием гравийной набивки 42 (показан частично сформированный) в кольцевом пространстве за сетчатым фильтром 20 и восстанавливает циркуляцию флюида через сетчатый фильтр 20 до грязевой трубы 28. Грязевая труба 28 присоединена к инструменту для набивки гравием и проходит внутри сетчатого фильтра 20. Грязевая труба 28 используется для принудительного течения флюида вокруг забойной секции сетчатого фильтра 20.

Песчаный фильтр 20 может быть цельным, но может и быть составлен из множества звеньев сетчатого фильтра 35, соединенных вместе резьбовыми муфтами или тому подобными (не показано). Как показано, каждое из звеньев сетчатого фильтра 35 идентично друг другу и состоит из основной перфорированной трубы с непрерывной проволочной обмоткой, что и образует в настоящем «секцию сетчатого фильтра». Основная труба может иметь многочисленную перфорацию, или могут быть использованы другие типы проницаемых основных труб, например фильтр с щелевидными отверстиями, без отклонения от существа настоящего изобретения.

Термин «устройство для борьбы с поступлением песка» использован в настоящем документе в общем значении и подразумевает все типы сходных конструкций, которые обычно используют для гравийной набивки при заканчивании скважин, что позволяет флюидам протекать через «фильтр» с одновременным блокированием потока мелких частиц (например, коммерчески доступные сетчатые фильтры; хвостовики или фильтры с щелевидными отверстиями или перфорированные; полученные спеканием металла сетчатые фильтры; калиброванные спеканием решетчатые фильтры; сетчатые трубы; предварительно уплотненные сетчатые фильтры, радиально-расширяемые сетчатые фильтры и/или хвостовики или их комбинации).

Один из вариантов осуществления изобретения описывает способ удерживания потока микрочастиц через скважинный фильтр, расположенный в подземном пласте, включающий ввод жидкости для предварительной промывки в часть подземного пласта, а затем ввод низковязкого раствора отверждаемой смолы в часть подземного пласта.

Способы настоящего изобретения могут использовать, но не обязательно требовать, жидкость для последующей промывки и при этом не страдать пониженной проницаемостью в части подземного пласта. Было обнаружено, что при введении относительно небольшого количества отверждаемой смолы, растворенной в тщательно выбранном водорастворимом растворителе, образуется тонкий слой отверждаемой смолы на поверхности пластового песка и мелкодисперсных частиц, так как растворитель захватывается пластовой водой или водой для предварительной промывки. Капиллярное давление, существующее между пластовыми микрочастицами, выталкивает раствор отверждаемой смолы, оставшийся в поровых полостях, так что обработка композицией из ультратонкой отверждаемой смолы не снижет проницаемости обработанных пластов.

Не желая ограничиваться какими-либо теоретическими обоснованиями, авторы изобретения полагают, что композиции настоящего изобретения преимущественно увеличивают расход углеводорода и все количество углеводородного потока в результате суммарного действия таких факторов, как (а) смешанное замещение воды растворителем со снижением или предотвращением подъема воды (водная «блокировка»), что сужает пути проникновения потока углеводорода; (b) стабилизация пластового мелкодисперсного материала отверждаемой смолой; (с) «смачивание» поверхности пласта отверждаемой смолой, что обеспечивает отталкивание воды из-за ее гидрофобности; и (d) предотвращение набухания мелкодисперсного пластового материала. Полагают, что вытеснение воды из пласта и введение отверждаемой смолы обеспечивает синергические преимущества для увеличения добычи углеводородов. Полагают, что результатом этих факторов является увеличение проходимости водных флюидов через обработанный композицией пласт, что позволяет вытеснить воду из материнской породы рядом со стволом скважины или торцовыми поверхностями разлома, окружающими расклинивающую набивку.

Было обнаружено, что растворитель, используемый в настоящем изобретении, увеличивает относительную проницаемость углеводорода по сравнению с другими водяными флюидами в пласте путем уменьшения количества водного конденсата и водных препятствий в подземном пласте. Растворитель эффективен для удаления и конденсата, и воды для восстановления газовой продуктивности пластов как с низкой, так и высокой проницаемостью. Растворитель, смешивающийся и с водой, и с конденсатом, удаляет их в результате многоконтактного вытеснения. Дальнейшее объяснение данной теории приведено в SPE 77546 под заголовком "Laboratory Measurements of Condensate Blocking and Treatment for Both Low and High Permeability Rocks" и в SPE 80901 под заголовком "A successful Methanol Treatment in a Gas-Condensate Reservoir: Field Application".

Также настоящее изобретение служит для стабилизации пластовых мелкодисперсных частиц сцементированием частиц в пласте, предотвращая, таким образом, миграцию частиц, что далее приводит к блокировке путей проникновения потока углеводорода. В частности, мелкодисперсные частицы стабилизированы отверждаемой смолой и таким образом предотвращают забивание пор пласта частицами, особенно после кислотной обработки. Кроме того, создаются условия для предотвращения появления мелкодисперсных частиц, нарушающих производственный план и повреждающих скважинное и наземное оборудования.

Ультратонкая отверждаемая смола преимущественно образует тонкое пленочное покрытие на частицах глины, инкапсулируя таким образом частицы глины и предотвращая набухание частиц и падение проницаемости.

Кроме того, отверждаемая смола композиции способна создавать покрытия на пластовых песках или микрочастицах, поверхности расклиненных или естественных разломов и/или поверхности расклинивающего наполнителя, таким образом «смачивая» поверхность отверждаемой смолой. Смачиваемость определяет адгезию флюида к поверхности. Смачиваемость играет главную роль в объяснении, как углеводороды и вода сосуществуют в порах пласта, и, следовательно, влияет на многочисленные свойства, такие как относительная проницаемость флюидов. Когда в проницаемой системе находится более одного флюида, поток каждого зависит от количества и распределения другого(их). В равномерно смоченных пластах относительная проницаемость одного флюида возрастает, когда система становится более смоченной другим флюидом.

В частности, отверждаемая смола образует смачиваемую нефтью поверхность в пласте. Смачивание нефтью поверхности породы будет стремиться снизить остаточную насыщенность водой и влиять на относительную проницаемость как водой, так и углеводородом. Снижение остаточной насыщенности водой должно увеличить эффективную проницаемость водой, а также эффективную проницаемость углеводородом. С увеличением проницаемости водных флюидов через пласт облегчается добыча водных флюидов. Желательно увеличивать проницаемость водных флюидов через пласт, потому что присутствие водных флюидов, в том числе естественной минерализованной воды, образующейся в результате конденсации или введенной для обработки, действует как преграда для движения углеводорода из пласта в скважину. Жидкости для обработки на водной основе могут насытить поровые пространства обработанной области, предотвращая движение углеводорода в те же поровые пространства и через них. Аналогичным образом, если скважина должна вырабатываться без первичного возбуждения, естественные водные флюиды в пласте на пути движения или на потенциальных путях движения флюидов могут затруднять добычу углеводорода.

Полагают, что отверждаемая смола связывается с поверхностью пласта микрочастицами или расклинивающими наполнителями, по меньшей мере, частично покрывая поверхность и тем самым увеличивая гидрофобность. Таким образом, покрытие из отверждаемой смолы, образованное на поверхности, способно оставаться на поверхности в течение длительного периода времени, обеспечивая долговременные преимущества. Таким образом, незначительное количество, если таковое имеется, отверждаемой смолы получают из пласта.

Способы настоящего изобретения позволяют закачать отверждаемую смолу без последующей промывки и восстановить проводимость, по меньшей мере, примерно 70%. Термин «восстановить проводимость» означает процент проводимости части поземного пласта после обработки; то есть это процент проводимости после обработки по сравнению с проводимостью до обработки.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения восстановленная проводимость составляет, по меньшей мере, 75%. В других вариантах осуществления настоящего изобретения восстановленная проводимость составляет, по меньшей мере, 80%. Еще в других вариантах осуществления настоящего изобретения восстановленная проводимость составляет, по меньшей мере, 85%. И еще в других вариантах осуществления настоящего изобретения восстановленная проводимость составляет, по меньшей мере, 90%.

Исключая необходимость проведения стадии последующей промывки, способы настоящего изобретения становятся более экономичными в осуществлении, менее неточными в том, может ли жидкость для последующей промывки попасть в ту же обработанную смолой область, менее опасными с точки зрения повреждения обрабатываемого пласта.

Способы настоящего изобретения способны существенно стабилизировать мелкие частицы, так что предотвращается смещение или миграция рыхлых или слабосцементированных мелких частиц после окончания обработки. Это особенно важно в контексте частей пластов, где желательно контролировать мелкие частицы без использования гравийной набивки. В таких случаях способы настоящего изобретения включают использование сетчатого фильтра или хвостовика (который может быть расширяемым, обычным сетчатым фильтром, или фильтром перфорированным, или с щелевыми отверстиями, или любым другим устройством, известным в данной области), с помощью которых можно контролировать мелкие частицы в достаточно высокой степени, так что гравийная набивка оказывается ненужной.

Таким образом, согласно способам настоящего изобретения, которые включают использование и композиций на основе отверждаемой смолы с низкой вязкостью, и сетчатого фильтра/хвостовика, отверждаемая смола с низкой вязкостью, inter alia, создает стабильную, проницаемую зону вокруг ствола скважины, которая предотвращает миграцию мелких частиц, в то же время сетчатый фильтр/хвостовик может быть использован, inter alia, для обеспечения механической опоры для предотвращения обвала ствола скважины. Такие варианты осуществления изобретения могут позволить использовать методы вскрытия пластов только с сетчатыми фильтрами или только с хвостовиками (без гравийной набивки) и сделать их более функциональным для более широкого спектра свойств пластов, чем считалось возможным ранее.

Способы настоящего изобретения могут быть использованы для широкого круга конкретных операций контроля. Например, они могут быть использованы в скважинах с расположенными в них сетчатыми фильтрами или хвостовиками, где жидкость для предварительной промывки и отверждаемая смола с низкой вязкостью размещаются в пласте путем введения их прямо через сетчатый фильтр или хвостовик. Кроме того, они могут быть использованы в скважинах с уже установленной гравийной набивкой (с установленным сетчатым фильтром или хвостовиком), где жидкость для предварительной промывки и отверждаемая смола с низкой вязкостью размещаются в пласте путем введения их прямо через гравийную набивку, как средство предотвращения ущерба вследствие миграции мелкодисперсных частиц пласта или как ремонтная обработка для решения проблемы образования песка. Кроме того, они могут быть использованы, чтобы снизить отток расклинивающего наполнителя из расклиненных разломов путем размещения жидкости для предварительной промывки и отверждаемой смолы с низкой вязкостью в части подземного пласта, чтобы вытеснить и вытолкнуть несцементированные частицы (как расклинивающего наполнителя, так и пластовых мелкодисперсных частиц) в пласт или глубже в расклинивающую набивку и удерживать их вместе с отверждаемой смолой после завершения операции.

Подходящие жидкости для предварительной промывки включают либо углеводородную жидкость, либо смесь водной жидкости и поверхностно-активного вещества. Жидкость для предварительной промывки действует как средство для подготовки частиц пласта к воздействию адгезива. Любая жидкость для предварительной промывки, совместимая с используемой позднее отверждаемой смолой, способная ускорять образование покрытия из отверждаемой смолы на частицах и поверхностях подземного пласта и способствующая течению отверждаемой смолы до точек контакта между соседними частицами в пласте, может быть использована в настоящем изобретении. Пласты, подходящие для обработки способами настоящего изобретения, обычно являются водосмачиваемыми, и использованием либо углеводородной жидкости для предварительной промывки, либо водной жидкости для предварительной промывки с соответствующим поверхностно-активным веществом можно подготовить пласт для приема и размещения адгезива.

Когда используют жидкость для предварительной промывки, подходящие жидкости включают такие углеводородные жидкости, как керосин, дизельное масло, сырая нефть, растворители на углеводородной основе, такие как ксилол, конденсаты на углеводородной основе, дистилляты на углеводородной основе и их комбинации. В общем, желательная жидкость для предварительной промывки имеет относительно низкую стоимость и низкую вязкость и сводит к минимуму проблемы безопасности, по данным причинам керосин и дизельное масло могут быть предпочтительными углеводородными жидкостями для предварительной промывки в способах настоящего изобретения.

Когда используют водную жидкость для предварительной промывки, водный компонент жидкости может представлять собой свежую воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или несколько солей, растворенных в ней), соляной раствор, морскую воду или любую другую водную жидкость, которая не влияет отрицательно на другие компоненты, использованные согласно настоящему изобретению, или подземный пласт. Поверхностно-активные вещества, пригодные для включения в водные жидкости для предварительной промывки, включают, но не ограничивают объема притязаний, сложные фосфатные эфиры этоксилированного нонилфенола, смеси одного или нескольких катионных поверхностно-активных веществ, одно или несколько неионогенных поверхностно-активных веществ и алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество. Подходящие смеси одного или нескольких катионных и неионогенных поверхностно-активных веществ описаны в патенте США №6311773, выданного на имя Todd et al., 6 ноября 2001, существо которого включено в настоящий документ ссылкой. Предпочтительным является С1222алкилфосфонатное поверхностно-активное вещество. Использованное поверхностно-активное вещество или поверхностно-активные вещества введены в водную жидкость в количестве, достаточном для подготовки подземного пласта к обработке отверждаемой смолой за счет смачивания частиц пласта таким образом, что смола может присоединиться к данным частицам. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения водная жидкость для предварительной промывки содержит поверхностно-активное вещество в количестве, лежащем в интервале от примерно 0,1% до примерно 15% мас. водной жидкости.

Выбор соответствующей отверждаемой смолы связан, по меньшей мере, частично с силами, которые будут воздействовать на зону в процессе добычи. Например, в зоне, которая, как ожидается, будет подвержена относительно низким скоростям течения жидкости, более низкая срезающая сила на измельченные материалы может означать, что использованием неводного повышающего вязкость агента может в достаточной степени удерживать измельченные материалы. Однако при относительно высоких скоростях течения отверждаемая смола может лучше подходить для обеспечения необходимой когезии между мелкими частицами пласта.

Смолы, подходящие для использования в качестве отверждаемых смол в способах настоящего изобретения, включают все смолы, известные в данной области, которые способны образовывать отвержденную, сцементированную массу. Многие подходящие смолы обычно используют в операциях подземного цементирования, и некоторые подходящие смолы включают двухкомпонентные эпоксидные смолы, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, фенолальдегидные смолы, мочевино-альдегидные смолы, уретановые смолы, фенольные смолы, фурановые смолы, фуран/фурфуриловые смолы, фенольно/латексные смолы, фенолформальдегидные смолы, сложные полиэфирные смолы и их гибриды и сополимеры, полиуретановые смолы и их гибриды и сополимеры, акриловые смолы и их смеси.

Некоторые подходящие смолы, такие как эпоксидные смолы, могут отверждаться внутренним катализатором или активатором, так что при закачивании в скважину они могут быть отверждены только во времени и при температуре. Другие подходящие смолы, такие как фурановые смолы, обычно требуют катализатора замедленного действия или внешнего катализатора для ускорения активации процесса полимеризации смол, если температура отверждения низкая (т.е. менее 250°F), но будут отверждаться под действием времени и температуры, если температура пласта составляет выше примерно 250°F, предпочтительно выше примерно 300°F. Эпоксидная смола может быть предпочтительной, когда используют способы настоящего изобретения в пластах, имеющих температуры в интервале от примерно 65°F до примерно 350°F, и фурановые смолы могут быть предпочтительными, когда способы настоящего изобретения используют в пластах, имеющих температуры свыше примерно 300°F.

Любой специалист в данной области, учитывая преимущества настоящего изобретения, может выбрать подходящую смолу для использования в вариантах осуществления настоящего изобретения и определить необходимость применения катализатора для активирования процесса отверждения.

Для того чтобы использованная в настоящем изобретении отверждаемая смола достигла низкой вязкости, достаточной для обеспечения возможности ее использования в настоящем изобретении, необходим растворитель. Способы настоящего изобретения требуют вязкости отверждаемой смолы менее примерно 100 сП. В некоторых вариантах осуществления вязкость составляет менее чем примерно 50 сП. В других вариантах осуществления изобретения вязкость составляет менее чем примерно 10 сП, еще в других вариантах осуществления изобретения вязкость составляет менее чем примерно 5 сП. Такая низкая вязкость достигается отношением отверждаемой смолы в растворителе, составляющем от примерно 0,01:99,9 до примерно 10:90 по массе один относительно другого. Отверждаемая смола и растворитель взаимно выбраны так, что для отношения смолы к растворителю смола была растворимой в растворителе. Отношение отверждаемой смолы в растворителе также может быть от примерно 0,5:99,5 до примерно 5:95 по массе относительно друг друга. Отверждаемая смола и растворитель взаимно выбраны так, что для отношения отверждаемой смолы к растворителю отверждаемая смола была растворима в растворителе.

Растворители, подходящие для использования с адгезивами, использованными в настоящем изобретении, включают водорастворимые растворители, которые совместимы с выбранной отверждаемой смолой и которые способны обеспечивать эффект желательной вязкости. При воздействии воды внутри подземного пласта подходящий водорастворимый растворитель будет иметь более высокую склонность к воде, чем к отверждаемой смоле, и, как результат этого, отверждаемая смола будет откладываться на поверхностях пласта по мере понижения уровня воды. Растворители, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, предпочтительно включают те, которые имеют высокие точки вспышки (наиболее предпочтительно выше примерно 125°F). Примеры растворителей, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничивают объема притязаний, этанол, бутилглицидиловый простой эфир, простой метиловый эфир дипропиленгликоля, забойный бутиловый спирт, простой диметиловый эфир дипропиленгликоля, простой метиловый эфир диэтиленгликоля, простой бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, простой бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, д'лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, фурфуриловый альдегид, бутиллактат, сложные метиловый эфиры жирных кислот и их комбинации.

Выбор растворителя связан, помимо других вещей, с выбранным адгезивом. Например, когда используют эпоксидную смолу, то предпочтительным может быть этанольный растворитель, тогда как в случае использования фурановой смолы предпочтительным может быть изопропиловый спирт или фурфуриловый альдегид. Кроме того, в зависимости от желательной вязкости отверждаемой смолы (и требуемого количества растворителя для разбавления) оптимальный растворитель может быть другим. Например, при использовании эпоксидной смолы в комбинации с растворителем для разбавлений может подходить метанол только до примерно 50% эпоксидной смолы и 50% метанольного растворителя, но когда необходимо более высокое процентное содержание растворителя, метанол может оказаться непригодным, так как при разбавлениях, превышающих примерно 50%, эпоксидная смола не сможет диспергироваться соответствующим образом в метанольном растворителе. В отличие от этого этанол может быть подходящим растворителем для использования с эпоксидной смолой при таких высоких разбавлениях, как 90% этанольного растворителя к 10% эпоксидной смолы. В пределах компетенции любого специалиста в данной области, учитывая преимущества настоящего изобретения, выбрать соответствующий растворитель для достижения вязкости, подходящей для подземных условий.

Композиция настоящего изобретения может быть введена до, наряду или после любой операции обработки скважины, включая, но не ограничивая объема притязаний изобретения, обработки гидравлическим разрывом, заполнения фильтра гравием и кислотные обработки скважины. Композиция настоящего изобретения может также включать другие материалы, которые отрицательно не влияют на преимущества настоящей композиции.

Способ настоящего изобретения также может быть использован в сочетании с жидкостью для предварительной промывки. Например, жидкость для предварительной промывочной обработки, содержащая смесь растворителя и солевого раствора или просто солевой раствор, может быть введена в пласт с удалением нефтяного остатка перед ведением композиции. Сюда входят и другие жидкости для предварительной промывочной обработки, такой как кислотная обработка.

Кроме того, композиция может быть использована как предпромывочная обработка для гидравлического разрыва или как жидкость предпаковочной обработки для операций гравийной набивки. Композиция может быть использована для ремонтной обработки и инжектирована в пласт через расклинивающую или гравийную набивку ранее проведенной операции по гидроразрыву пласта или заполнению фильтра гравием. Композиция также может быть использована для покрытия гравия или других мелких частиц с изменением поверхностной смачиваемости гравия, расклинивающего агента или другого измельченного материала, для того чтобы легко удалить любую воду или конденсат, который образовался в пористой матрице гравия, расклинивающего агента или других мелких частиц, а также в пластовой матрице, расположенной вблизи гравийной набивки, расклинивающей набивки или кислотных разломов. Композиция является особенно преимущественной для ремонтной обработки после использования отверждаемой смолы, по меньшей мере, для частичного покрытия расклинивающего агента, как описано в патентах США №№5775425 на имя Halliburton, выданного 7 июля 1998; 5787986, выданного 4 авг. 1998 на имя Jim D. Weaver et al.; 5833000, выданного 10 ноября 1998 на имя Jim D. Weaver et al.; 5839510, выданного 24 ноября 1998 на имя Jim D. Weaver et al.; 5871049, выданного 16 февраля 1999 на имя Jim D. Weaver et al.; 5853048, выданного 29 декабря 1988 на имя Jim D. Weaver и 6047772, выданного 11 апреля 2000 на имя Jim D. Weaver et al., и 6209643, выданного 3 апреля 2001 на имя Philip D. Nguyen et al. При использовании для ремонтной обработки в таких областях использования особенно преимущественной является маслосмачиваемая поверхность на расклинивающих агентах, а также пластовых поверхностях, образованная композицией. Композиция позволяет водным жидкостям легко протекать через пласт, предназначенный для добычи, или протекать в пласте в таком виде, как водные жидкости для обработки скважины.

Композицию на основе ультратонкой смолы предпочтительно вводят в подземный пласт со скоростью течения цементирующей среды. То есть композицию добавляют при такой скорости, что она способна проникать в пласт без существенного нарушения структуры пластовых песков или расклинивающего материнскую породу агента, с которым она встречается.

Чтобы облегчить понимание настоящего изобретения, даны следующие примеры некоторых предпочтительных вариантов его осуществления. Ни в коей мере данные примеры не должны рассматриваться как ограничивающие объем притязаний и существо изобретения.

Примеры

Пример 1

Эксперименты проводили на модельном рыхлом пласте с использованием сетчатого фильтра, чтобы определить, приведут ли способы настоящего изобретения к увеличению потока через сетчатый фильтр скважины. Для тестирования моделированных условий скважины использовали образцы опытных рукавов. Рукава изготавливали из прозрачного материала. Рукава собирали с сетчатыми фильтрами скважины поперек одного конца для моделирования сетчатых фильтров скважины, установленных в рыхлых песчаных пластах. В целях примеров изобретения сетчатый фильтр был собран из секций материала, использованного в промышленных сетчатых фильтрах линии Halliburton PoroFlex. В рукава набивали искусственный песок 85/10/5 (85% мас. песка Oklahoma №1, 10% мас. муки из диоксида кремния и 5% мас. смектита), а затем песок 20/40 меш. Песком заполняли отдельные проточные ячейки. В одной серии испытаний обеспечивали зазор за PoroFlex (участок сетчатого фильтра), например, с помощью пластмассового промежуточного кольца, моделируя неполное соответствие сетчатого фильтра относительно пластового песка. Пример комбинации данного песчаного искусственного керна и фильтра схематически показан на фигуре 2.

Затем синтетический песок и пески 20/40 в рукавах насыщали 3% раствором КСl, пропуская раствор через сетчатый фильтр в направлении модельного пласта. В примерах, обработанных ультратонкой отверждаемой смолой, ультратонкая отверждаемая смола включала разбавленную 2-компонентную систему на основе эпоксидной смолы, полученную из 0,5 частей компонента отверждаемой смолы, 0,5 частей компонента отверждющего агента и 10 частей метанольного растворителя. Ультратонкую отверждаемую смолу инжектировали в том же направлении через сетчатый фильтр для обработки модельного пластового песка. Вязкость разбавленной смолы составляла менее примерно 1 сП.

Затем всю систему помещали в термостат для отверждения при 150°F на 16 часов. После этого промежутка времени 3% КСl пропускали через материал пласта и сетчатый фильтр с постоянной скоростью 6 мл/мин (в обратном направлении, чтобы смоделировать скважинную добычу), при этом регулировали давление, необходимое для поддерживания данной скорости потока. При тестировании искусственных кернов с обоими обработанными и необработанными пластовыми песками скорости течения циклически меняли каждые 60 минут, т.е. солевой раствор пропускали через искусственный керн в течение 60 минут, а затем останавливали на 3 минуты для моделирования процесса добычи из скважины.

Результаты показали низкое и постоянное падение давления по поперечному сечению модельных пластовых песков при постоянных или возрастающих скоростях течения без образования пластового измельченного материала. Смотри фигуру 3, «обработанная» часть графика, показывающего падение давления во времени.

В отличие от этого протекание через пластовый песок без обработки композицией на основе ультратонкой отверждаемой смолы показало, что несцементированный песок может свободно двигаться, как только начинается течение солевого раствора. Наблюдали образование песчаного материала через сетчатый фильтр в сочетании с ростом падения давления через сетчатый фильтр, независимо от того, правильно ли подобран размер сетчатого фильтра по мешам для пластового песка. Смотри фигуру 3, «необработанные» части графика, показывающего падение давления (в фунтах на квадратный дюйм) во времени (в секундах).

Пример 2

Испытания повторяли для обоих обработанного и необработанного пластового песка, за исключением того, что сетчатый фильтр прижали тесно к пластовому песку, моделируя их полное соответствие. Были получены аналогичные результаты.

Пример 3

В отельных опытах, в которых использовали ту же установку, что описана выше, свежую дистиллированную воду («DI») пропускали через обработанные и необработанные образцы пластового песка, помещенные на расстоянии от сетчатого фильтра и представляющие отсутствие соответствия сетчатого фильтра и пластового песка. Фигура 4 показывает, что при скорости течения 5 мл/мин падение давление при прохождении через необработанный пластовый песок увеличилось намного больше, чем падение давления через обработанный пластовый песок, которое осталось низким и постоянным. Течение DI воды через искусственный керн с необработанным песком останавливали через 15 минут течения. Смотри фигуру 4, «необработанная» и «обработанная» линии графика, показывающего падение давления (в фунтах на квадратный дюйм) во времени (в секундах). Это показало, что без обработки ультратонкой отверждаемой смолой глина набухала и снижала проницаемость. Покрытие тонкой пленкой, являющейся результатом обработки смолой, помогало инкапсулировать частицы глины и предупреждало их набухание.

Пример 4

Опыты по течению также проводили на образцах рыхлого пластового материала, помещенного напротив фильтра для контроля песков. Опыты показали, что необработанный пластовый материал первоначально вызывал закупорку и повреждение пласта, что приводило к увеличению дифференциального давления, а затем прохождению материала через сетчатый фильтр вследствие его эрозии. В реальных суровых условиях высоких скоростей потоков в скважине этого бывает достаточно, чтобы привести к катастрофическому разрушению сетчатого фильтра в результате эрозии. Образец обработанного пласта не показал никаких признаков забивания, миграции мелких частиц или образования твердых частиц при прохождении через сетчатый фильтр во время проведения опыта. Дифференциальное давление в данном опыте оставалось почти постоянным на всем протяжении испытания и было значительно меньше, чем дифференциальное давление для нестабилизированного образца в любой момент опыта. Результаты опыта, показывающие изменение давления во времени, представлены на фигуре 5, для «необработанных» и «обработанных» графических линий, показывающих падение давления (в фунтах на квадратный дюйм) во времени (в секундах).

Вышеприведенное описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения представлено в целях пояснения и описания. Они не предназначены быть исчерпывающими или ограничивающими изобретение конкретными раскрытыми формами его осуществления, и, очевидно, многие модификации и варианты возможны в свете вышепредставленных инструкций. Варианты осуществления изобретения выбраны и описаны для того, чтобы наилучшим образом объяснить принципы изобретения и его практическое применение, обеспечив тем самым специалистам в данной области возможность наилучшего использования изобретения и различных вариантов с различными модификациями, которые пригодны для конкретного использования. Предполагается, что объем притязаний изобретения определен в прилагаемой формуле изобретения и ее эквивалентах.

1. Способ обработки подземного пласта, через который проходит скважина, включающий следующие стадии:
(a) введение композиции через скважину в подземный пласт, где композиция содержит
i. растворитель, по существу, состоящий из водорастворимого растворителя, включающего любой растворитель, который, по меньшей мере, на 25 мас.% растворим в воде, при этом растворитель составляет от примерно 95,5 до примерно 99,9 мас.% композиции; и
ii. отверждаемую смолу, которая составляет от примерно 0,01 до примерно 4,5 мас.% композиции;
при этом отверждаемая смола и растворитель совместно выбраны так, что для отношения отверждаемой смолы к растворителю отверждаемая смола растворима в растворителе; и
(b) установку механического устройства для борьбы с поступлением песка в скважину в ствол скважины либо до, либо после введения композиции в скважину.

2. Способ по п.1, в котором подземный пласт является рыхлым или слабо сцементированным.

3. Способ по п.1, в котором подземный пласт представляет собой нагруженную глину.

4. Способ по п.1, дополнительно включающий стадию изолирования зоны, представляющей интерес в подземном пласте, осуществляемую перед введением композиции.

5. Способ по п.4, дополнительно включающий стадию введения жидкости в ствол скважины под давлением, достаточным для создания, по меньшей мере, одного разлома в подземном пласте, осуществляемую после изолирования зоны, представляющей интерес, и после введения композиции.

6. Способ по п.5, дополнительно включающий стадию добычи углеводорода при протекании углеводорода через обработанный подземный пласт через указанное механическое устройство для борьбы с поступлением песка и в скважину.

7. Способ по п.4, дополнительно включающий стадию инжектирования жидкости для предварительной промывочной обработки через ствол скважины в подземный пласт, осуществляемую перед введением композиции.

8. Способ по п.7, в котором жидкость для предварительной промывочной обработки выбрана из группы, состоящей из: рассола и совместного растворителя, рассола, кислоты или их любой смеси в любой пропорции.

9. Способ по п.7, в котором жидкость для предварительной промывочной обработки выбрана из группы, состоящей из: керосина, дизельного топлива, сырой нефти, растворителя на углеводородной основе, конденсата на углеводородной основе или дистиллята на углеводородной основе.

10. Способ по п.4, дополнительно включающий стадию введения кислотной композиции через скважину в подземный пласт, осуществляемую перед стадией введения композиции.

11. Способ по п.4, в котором водорастворимый растворитель выбран из группы, состоящей из: этанола, простого диглицидилового эфира, простого метилового эфира дипропиленгликоля, бутилового забойного спирта, простого диметилового эфира дипропиленгликоля, простого метилового эфира диэтиленгликоля, простого бутилового эфира этиленгликоля, метанола, бутлового спирта, изопропилового спирта, простого бутилового эфира диэтиленгликоля, пропиленкарбоната, д'лимонена, 2-бутоксиэтанола, бутилацетата, фурфурилацетата, фурфурилового альдегида, бутиллактата, метиловых эфиров жирных кислот и их любой смеси в любой пропорции.

12. Способ по п.4, в котором отверждаемая смола выбрана из группы, состоящей из: смолы на основе двухкомпонентного эпоксида, новолачной смолы, полиэпоксидной смолы, фенолальдегидной смолы, мочевиноальдегидной смолы, уретановой смолы, фенольной смолы, фурановой смолы, смолы фуран/фурфурилового спирта, фенольно-латексной смолы, фенолформальдегидной смолы, сложнополиэфирной смолы, гибридной сложнополиэфирной смолы, сополимерной сложнополиэфирной смолы, полиуретановой смолы, гибридной полиуретановой смолы, сополимерной полиуретановой смолы, акрилатной смолы и их любой смеси в любой пропорции.

13. Способ по п.4, в котором композиция не перемещается.

14. Способ по п.4, в котором стадия введения композиции через ствол скважины и в подземный пласт дополнительно включает стадию введения измельченного твердого материала через ствол скважины в подземный пласт вместе с композицией.

15. Способ по п.4, дополнительно включающий стадию обратного протекания флюида через подземный пласт в ствол скважины после установки механического устройства для борьбы с поступлением песка в скважину.

16. Способ по п.4, дополнительно включающий стадию добычи углеводорода при протекании углеводорода через обработанный подземный пласт, через указанное механическое устройство для борьбы с поступлением песка и в ствол скважины, осуществляемую после установки механического устройства для борьбы с поступлением песка в скважину.

17. Способ по п.1, в котором механическое устройство для борьбы с поступлением песка в скважину выбрано из группы, состоящей из: перфорированного хвостовика, фильтра с щелевидными отверстиями, фильтра с проволочной обмоткой, нерасширяемого сетчатого фильтра и расширяемого сетчатого фильтра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к улучшенным сферическим керамическим расклинивающим наполнителям для гидроразрыва нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. .

Изобретение относится к технологиям, используемым для обработки углеводородсодержащих пластов, для увеличения добычи нефти и газа. .

Изобретение относится к размещению твердой фазы в скважине или трещине. .

Изобретение относится к композиции, подходящей для использования при обработке подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может использоваться при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.

Изобретение относится к обработке несущих углеводород геологических формаций. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при оценке эффективности растворителей органических отложений на стенках нефтедобывающих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии, обеспечивая увеличение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения продуктивности скважин и ограничения притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов с использованием физико-химических методов воздействия.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти и газа из неоднородных обводняющихся пластов на любой стадии разработки газовых и нефтяных месторождений.

Изобретение относится к улучшенным сферическим керамическим расклинивающим наполнителям для гидроразрыва нефтяных или газовых скважин. .
Наверх