Способы и композиции для заканчивания скважины при прорыве скважин паром

Авторы патента:

 


Владельцы патента RU 2435946:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к получению тяжелых углеводородов с применением стимулирования скважины нагнетанием пара. Нагнетают промывочную жидкость, содержащую общий растворитель, способный растворять нефть, в приствольную зону по меньшей мере части ствола скважины. Нагнетают водную промывочную жидкость в приствольную зону, причем водная жидкость содержит, кроме того, ПАВ, способствующее смачиванию нефтью оксида кремния. Нагнетают обрабатывающий раствор в приствольную зону, причем обрабатывающий раствор содержит отверждаемую смолу. При введении отверждаемая смола находится в неотвержденном состоянии, а после отверждения отверждаемая смола стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C). Закачивают пар, чтобы прорвать зону вблизи ствола скважины. Техническим результатом является повышение эффективности стабилизации приствольной зоны и добычи углеводородов. 2 н. и 25 з.п. ф-лы.

 

Область техники

Изобретение относится к получению тяжелых углеводородов с применением стимулирования скважины нагнетанием пара. Более конкретно, изобретение относится к проблеме легкого прорыва пара в эксплуатационной скважине.

Уровень техники

Как хорошо известно, "нагнетание пара в пласт" или "вытеснение нефти паром" обычно используются для добычи тяжелых углеводородов, например тяжелой вязкой нефти, из подземных пластов. При типичном нагнетании пара в пласт пар вводится через одну или более нагнетательную скважину. Пар течет через пласт к одной или более эксплуатационным скважинам, которые отделены от нагнетательной скважины(скважин).

Типично температура пара составляет в среднем около 500°F (260°C) и иногда может быть даже выше 600°F (315°C). Пар нагревает тяжелые углеводороды и другие пластовые флюиды, снижая тем самым вязкость нефти, что уменьшает их сопротивление течению. Кроме того, пар обеспечивает дополнительную движущую силу для усиления течения нефти и других пластовых флюидов к эксплуатационной скважине(ам), где флюиды могут быть выпущены на поверхность.

Скважины, использующие при нагнетании пара в пласт как нагнетательные скважины, так и эксплуатационные скважины, заканчивают либо "открытым стволом", либо обсаженным стволом и затем "гравийной набивкой", чтобы регулировать поток песка и/или другого измельченного материала из пласта в ствол скважины. При типичном заканчивании путем набивки гравием фильтр для контроля песка, хвостовик обсадной колонны с щелевидными отверстиями или подобное помещают в ствол скважины рядом с интервалом нагнетания или добычи и окружают "гравием", который, в свою очередь, замасливается, чтобы заблокировать течение через него пластовых твердых частиц, одновременно позволяя флюидам протекать между пластом и фильтром.

Одной из наиболее серьезных проблем, встречающихся при нагнетании в пласт пара или при вытеснении паром, является ранний прорыв пара в эксплуатационную скважину. Пар стремится растворить карбонаты и материалы из оксида кремния в каменном материале подземных пластов, что имеет тенденцию повышать pH пара до примерно 11-13. Высокая температура и высокий pH пара стремятся буквально растворить гравийный песок, что, в свою очередь, создает свободный объем пор внутри гравийной набивки в кольцевом пространстве вокруг эксплуатационной скважины. Во многих случаях этот свободный поровый объем становится "горячими зонами" и представляет собой путь движения флюидов с наименьшим сопротивлением. Мелкие частицы пласта или песок также обыкновенно выходят вместе с продукцией, что вызывает эрозию и прорезание гравийного фильтра. Извлечение фильтров и повторная набивка скважин гравием не являются благоприятными альтернативами.

В реферате патента US 4,323,124 от 6 апреля 1982 (выдан на имя Philip G. Swan, правообладатель Sigma Chemical Corp.) описывается способ ингибирования растворения гравийной набивки и/или эрозии пластового песчаника в стволе скважины, который подвергают нагнетанию воды или пара. Способ включает добавление материала к поверхности гравия или пласта, который способен прилипнуть к таким поверхностям и образовать прочную водоотталкивающую пленку. Пленка является мономолекулярной и гидрофобной. Активным компонентом при химической обработке является коммерческий лецитин из соевых бобов. Материал добавляют к поверхностям, закачивая жидкий раствор химиката вниз в затрубное пространство скважины при закачивании пара и/или путем физического нанесения предварительного покрытия на гравийную набивку, вымачивая ее в жидком растворе химиката.

В реферате патента US 4,427,069 от 24 января 1984 (выдан на имя Robert H. Friedman, правообладатель Getty Oil Company) описывается, что созданы способы избирательного уплотнения песчинок внутри подземного пласта. Сначала в подземный пласт вводится катализатор на основе кислой соли, такой как ZnCl2, причем катализатор на основе кислой соли адсорбируется на поверхности песчинок. Затем в скважинный пласт вводится полимеризуемая смоляная композиция, такая как олигомер фурфурилового спирта.

Полимеризация смолы происходит, когда она подвергается действию повышенных температур в скважине и контактирует с катализатором на основе кислой соли, адсорбированном на песчинках. Заполимеризовавшаяся смола служит для уплотнения поверхности песчинок, сохраняя проницаемость через объем пор. Сложный эфир слабой органической кислоты включается в смоляную композицию для регулирования степени полимеризации, расходуя побочный продукт - воду, образующуюся в реакции полимеризации.

В реферате патента US 4,428,427 от 31 января 1984 (выдан на имя Robert H. Friedman, правообладатель Getty Oil Company) описывается, что песок или подобный материал, покрытый полимеризуемой смолой, и катализатор суспендируют в вязком жидком носителе. Такая композиция подходит для введения в ствол скважины, чтобы провести заполнение гравием вымытых полостей, окружающих ствол скважины. Вязкий жидкий носитель служит для сохранения гетерогенной суспензии песка, когда композиция течет вниз через ствол скважины, чтобы предотвратить преждевременное осаждение песка на градиентных слоях и порах. Жидкий носитель включает полимерный загуститель и в небольшой концентрации агент повышения вязкости, такой как краситель. Агент повышения вязкости полезен для изменения структуры полимерного загустителя, чтобы тем самым повысить придаваемую им вязкость. Песок или гравий, входящий в состав гравийной набивки, покрывают полимеризуемой смолой и латентным катализатором. Описывается, что в условиях пласта смола полимеризуется и связывает вместе соседние частицы песка, образуя тем самым проницаемую уплотненную структуру, которая служит для восстановления вымытых полостей, окружающих ствол скважины.

В реферате патента US 4,895,207 от 23 января 1990 (выдан на имя Robert H. Friedman и Billy W. Surles, правообладатель Texaco, Inc.) описываются раствор и способ суспендирования песка, покрытого смолой, чтобы поместить песок рядом с эксплуатационной скважиной в целях образования проницаемой уплотненной гравийной набивки. Раствор содержит загущающее количество гидроксиэтилцеллюлозы, достаточно флуоресцентного красителя для увеличения вязкости раствора, хлорид натрия и кислотообразующий компонент, такой как фталевый ангидрид или янтарный ангидрид. Когда раствор, содержащий покрытые смолой частицы гравия, закачивается в колонну для закачивания и размещается там, где желательно образовать уплотненную гравийную набивку, кислотообразующий материал медленно реагирует с водой с образованием кислоты, уменьшая pH раствора и вследствие этого снижая вязкость жидкости-носителя, что облегчает образование конуса покрытых смолой песчинок, чтобы сформировать желаемую гравийную набивку.

В реферате патента US 4,938,287 от 3 июля 1990 (выдан на имя Robert H. Friedman, Billy W. Surles и Phillip D. Fader, правообладатель Texas, Inc.) описаны способы избирательного уплотнения природных минеральных частиц, таких как песчинки, в подземном пласте, чтобы образовать барьер, проницаемый для флюидов, который сдерживает движение указанных частиц, когда нефть проходит через барьер. При применении к пластам, в которых по меньшей мере часть песчинок покрыта вязким маслянистым остатком сырой нефти, или там, где объем пор между песчинками содержит чрезмерно большое количество воды, причем и то, и то препятствует полимеризации полимеризуемого мономера, использующегося для указанного уплотнения, применяется предварительная промывка, которая предназначена как для удаления маслянистого остатка из указанных песчинок, так и для удаления воды из объема пор пласта, вблизи ствола скважины. Промывочный раствор предпочтительно является эфиром, таким как этилацетат или бутилацетат, в количестве, достаточном, чтобы занять, по существу, весь объем пор в пласте, куда затем вводится полимеризуемый компонент, использующийся для уплотнения песка. В одной предпочтительной реализации в промывочный раствор добавляется кислотный катализатор, такой как серная кислота. После введения промывочного раствора закачивают состав для связывания песка, обычно содержащий мономерный или олигомерный фурфуриловый спирт, либо смешиваемый с паром с образованием многофазного обрабатывающего состава, либо вводимый в пласт как жидкая фаза.

В реферате патента US 5,010,953 от 30 апреля 1991 (выдан на имя Robert H. Friedman и Billy W. Surles, правообладатель Texaco, Inc.) описаны способы избирательного уплотнения природных минеральных частиц, таких как песчинки, в подземном пласте, чтобы образовать барьер, проницаемый для флюидов, который сдерживает движение частиц песка, когда нефть проходит через барьер. Вводится состав для связывания песка, обычно содержащий мономерный или олигомерный фурфуриловый спирт, либо смешанный с паром с образованием многофазного обрабатывающего состава, либо вводимый в пласт как жидкая фаза. Состав содержит кислотный катализатор, сложный эфир и эффективное количество набухающего полимера для снижения усадки фурфурилового спирта, когда он полимеризуется в пласте. Предпочтительным набухающим полимером является сополимер крахмала и акриламидов или акрилатов.

В реферате патента US 5,199,490 от 6 апреля 1993 (выдан на имя Billy W. Surles, Philip D. Fader и Carlos W. Pardo, правообладатель Texaco, Inc.) описаны способы обработки подземного пласта для улучшения распределения проницаемости снижением проницаемости в высокопроницаемых зонах, так что составы, закачиваемые с целью нефтедобычи, будут более однородно проноситься через пласт. Способы включают закачивание полимеризуемого соединения, предпочтительно мономерного или олигомерного фурфурилового спирта, вместе с разбавителем, предпочтительно сложным эфиром, таким как бутилацетат, и кислотным катализатором, подходящим для условий пласта, обычно толуолсульфоновой кислоты. Состав может вводиться в жидкой фазе или смешанным с паром или неконденсируемым газом с образованием аэрозоля, который затем нагнетается в пласт до введения состава для извлечения нефти, которым может быть вода, поверхностно-активный флюид, полимерный раствор или пар.

В реферате патента US 5,240,075 от 31 августа 1993 (выдан на имя Darryl N. Burrows и Paul S. Northrop, правообладатель Mobil Нефть Co.) описывается способ и аппаратура для обработки пара, который должен нагнетаться в пласт при заканчивании скважины гравийной набивкой, предотвращая растворение и удаление оксида кремния из гравийной набивки. Пар течет через аппарат для обработки, который наполнен материалом, содержащим оксид кремния, например песком, где он растворяет оксид кремния из песка до введения через гравийную набивку. Так как обработанный пар уже, по существу, насыщен оксидом кремния, он больше не растворит сколько-либо существенное количество оксида кремния из гравийной набивки. При желании обрабатывающий аппарат может также быть нагрет при обработке.

В реферате патента US 5,551,513 от 3 сентября 1996 (выдан на имя Billy W. Surles и Howard L. McKinzie, правообладатель Texaco Inc.) описано усовершенствование набивного гравийного скважинного фильтра, которое включает покрытие гранулированного материала фильтровальной среды смоляной системой, включающей олигомер фурфурилового спирта, катализатор, содержащий растворимую в нефти и немного растворимую в воде органическую кислоту, и сложный эфир слабой органической кислоты, чтобы поглощать воду, образующуюся при полимеризации смолы.

В реферате патента US 6,632,778 от 14 октяря 2003 (выдан на имя Joseph A. Ayoub, John P. Crawshaw, Paul W. Way, правообладатель Schlumberger Technology Corp.) описан раствор, который подходит для уплотнения пласта, без использования гравийной набивки и фильтра. В частности, раствор подходит для уплотнения гетерогенных пластов, в которых проницаемость не однородна по всей толщине пласта, например, для пласта, имеющего по меньшей мере первый слой и второй слой, причем проницаемость первого слоя больше, чем второго слоя. Раствор содержит по меньшей мере одно из смолы, отвердителя и ПАВа, причем раствор является самоотклоняющимся. Факультативно могут использоваться катализатор или другие добавки, такие как гидрофобизатор. Растворы по настоящему изобретению являются самоотклоняющимися, т.е. в пласте, содержащем по меньшей мере первый слой и второй слой, причем первый слой имеет более высокую проницаемость, чем второй слой, глубина проникания раствора во второй слой будет больше, чем предсказывается из отношения проницаемостей (отношение проницаемости первого слоя к проницаемости второго слоя). Самопроизвольное отклонение может быть достигнуто структурированием раствора введением другой фазы, жидкой или газообразной, или добавлением в раствор добавок. Описаны также способы применения такого раствора для уплотнения пласта, в частности гетерогенного пласта.

Таким образом, имеется постоянная и давно назревшая потребность в решении проблемы легкого прорыва пара в эксплуатационной скважине.

Суть изобретения

Согласно изобретению, дается способ нагнетания в пласт пара для стимулирования добычи углеводородов. В целом, способ включает стадии: (A) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять нефть в приствольной зоне, по меньшей мере в часть ствола скважины; (B) нагнетание водной промывочной жидкости, содержащей, помимо прочего, ПАВ, способствующий смачиванию нефтью оксида кремния; (C) нагнетание обрабатывающего раствора в приствольную зону, причем обрабатывающий раствор содержит отверждаемую смолу, и причем: (i) при введении отверждаемая смола находится в неотвержденном состоянии; и (ii) после отверждения отверждаемая смола стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C); и (D) закачивание пара для прорыва приствольной зоны скважины.

Эти и другие цели, преимущества и аспекты изобретения станут ясны специалисту после прочтения подробного описания предпочтительных вариантов реализации изобретения.

Подробное описание предпочтительных вариантов реализации

Подразумевается, что все используемые здесь слова "содержит," "имеет" и "включает" и все их грамматические вариации имеют открытое, неограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы или стадии.

Используемые здесь слова "восходящее" и "нисходящее" направления для ствола скважины относятся к направлению потока флюида к поверхности, независимо от вертикальной или горизонтальной ориентации конкретного участка ствола скважины.

Используемый здесь термин "приствольная зона" означает и относится к кольцевому объему подземной зоны, через которую проходит ствол скважины, идущей от наружного диаметра ствола скважины, радиально наружу на расстояние, составляющее по меньшей мере примерно 0,2 от наружного диаметра ствола скважины. Далее, приствольная зона является кольцевым объемом подземной зоны, через которую проходит ствол скважины от наружного диаметра ствола скважины, идущая радиально наружу, на расстояние, составляющее примерно до 0,6 от наружного диаметра ствола скважины.

Способы согласно настоящему изобретение будут описаны с обращением к и показом разных примеров того, как изобретение может быть сделано и применено.

Вообще, согласно изобретению дается способ нагнетания в пласт пара для стимулирования добычи углеводородов. Способ включает стадии: (A) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять нефть, в приствольную зону по меньшей мере части ствола скважины; (B) нагнетание водной промывочной жидкости, включающей, кроме того, ПАВ, способствующий смачиванию нефтью оксида кремния; (C) нагнетание обрабатывающего раствора в приствольную зону по меньшей мере части ствола скважины, причем обрабатывающий раствор содержит отверждаемую смолу, и причем: (i) при введении отверждаемая смола находится в неотвержденном состоянии, и (ii) после отверждения отверждаемая смола стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C); и (D) закачивание пара для прорыва приствольной зоны.

Обрабатывающий раствор со смолой подходит для уплотнения пласта, особенно в местах контакта между пластовыми материалами, которые задают шейку пор пластовой песчаной матрицы в пласте около ствола скважины, но не для заполнения, забивания или блокирования шейки пор. Таким образом, смола в жидком обрабатывающем растворе предпочтительно прилипает к поверхности пластового материала или частиц, но имеет достаточно низкую вязкость, так что избыточный смоляной материал может легко вымываться, чтобы избежать блокирования пор.

Предпочтительно, количество обрабатывающего раствора, закачиваемого в приствольную зону, по меньшей мере достаточно, чтобы существенно обработать приствольную зону на расстоянии, составляющем по меньшей мере примерно 0,2 от наружного диаметра ствола скважины. Более предпочтительно, количество обрабатывающего раствора, вводимого в приствольную зону, по меньшей мере достаточно, чтобы обработать зону вблизи ствола скважины на расстоянии, составляющем до примерно 0,6 от наружного диаметра ствола скважины.

Вообще говоря, обрабатывающий раствор согласно настоящему изобретению обычно содержит смолу на основе фурана. Факультативно могут быть включены другие добавки, в том числе, но без ограничений, силановое связующее, ПАВ, разбавитель и тому подобное.

Согласно настоящему изобретению, отверждаемая смола предпочтительно содержит смолу на основе фурана. Более предпочтительно, смола на основе фурана содержит: смолу на основе фурфурилового спирта, смесь смол на основе фурфурилового спирта и альдегидов или смесь смол на основе фурфурилового спирта и фенольных смол.

Смола на основе фурана может включать множество смол, которые содержат, кроме того, смолу на основе олигомера фурфурилового спирта или его производного. Фурановые смолы, используемые в обрабатывающих растворах по настоящему изобретению, способны без разложения выдерживать температуры, намного превышающие 350°F (177°C). В определенных иллюстративных вариантах осуществления фурановые смолы способны выдерживать без разложения температуры до примерно 700°F (370°C). Подходящие фурановые смолы включают, без ограничений, смолы на основе фурфурилового спирта, смеси смол на основе фурфурилового спирта и альдегидов и смесь смол на основе фурфурилового спирта и фенольных смол. Один пример подходящей смолы на основе фурана содержит от примерно 25% до примерно 45 вес.% фуран-фурфурального гомополимера и от примерно 55% до примерно 75 вес.% мономерного фурфурилового спирта. Другой пример фурановой смолы, подходящей для применения в способах по настоящему изобретению, является сополимером фенола, фенолформальдегида и фурфурилового спирта, содержащий от примерно 5% до примерно 30 вес.% фенола, от примерно 40% до примерно 70 вес.% фенолформальдегида, от примерно 10% до примерно 40 вес.% фурфурилового спирта.

Согласно одному из наиболее предпочтительных в настоящее время вариантов реализации изобретения, смола на основе фурана содержит: фуран-фурфуральдегидный гомополимер и мономерный фурфуриловый спирт, в этом случае фуран-фурфуральдегидный гомополимер предпочтительно присутствует в смоле на основе фурана в количестве, составляющем от примерно 25% до примерно 45 вес.%, и мономерный фурфуриловый спирт присутствует в смоле на основе фурана предпочтительно в количестве, составляющем от примерно 55% до примерно 75 вес.%.

Согласно другому наиболее предпочтительному в настоящее время варианту реализации изобретения, фурановая смола содержит сополимер фенола, фенолформальдегида и фурфурилового спирта, в этом случает фенол предпочтительно присутствует в фурановой смоле в количестве, составляющем от примерно 5% до примерно 30 вес.%, фенолформальдегид присутствует в фурановой смоле предпочтительно в количестве, составляющем от примерно 40% до примерно 70 вес.%, и фурфуриловый спирт присутствует в фурановой смоле предпочтительно в количестве, составляющем от примерно 10% до примерно 40 вес.%.

В обрабатывающем растворе, применяющемся в настоящем изобретении, может использоваться силановое связующее, помимо прочего, для того, чтобы действовать как посредник, чтобы помочь связать смолу на основе фурана с поверхностями частиц подземного пласта. Далее, обрабатывающий раствор предпочтительно содержит силановое связующее. Более предпочтительно, силановое связующее присутствует в обрабатывающем растворе в количестве, достаточном, чтобы связать отверждаемую смолу с частицами в пласте. Например, силановое связующее присутствует в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 0,1% до примерно 5% от веса отверждаемой смолы. Например, силановое связующее может содержать одно или более из следующего: н-2-(аминоэтил)-3-аминопропилтриметоксисилан, 3-глицидоксипропилтриметоксисилан или н-бета-(аминоэтил)-гамма-аминопропилтриметоксисилан.

Факультативно в обрабатывающих растворах, применяющихся в настоящем изобретении, может присутствовать пластификатор для того, чтобы, кроме прочего, улучшить способность смолы на основе фурана выдерживать изменения в подземной среде (например, периодические напряжения, которые могут встречаться во времени, когда ствол скважины поставлен на добычу после остановки, и тому подобного). Предпочтительно, обрабатывающий раствор содержит, кроме того, пластификатор. Более предпочтительно, пластификатор содержит фталат. Примеры подходящих пластификаторов включают, без ограничений, фталатные материалы. В определенных иллюстративных вариантах осуществления фталатные материалы могут ослаблять сшивку в отвержденной смоле на основе фурана. Например, пластификатор может содержать любое одно или более из следующего: диэтилфталат, бутилбензилфталат и ди-(2-этилгексил)фталат. Предпочтительно, пластификатор присутствует в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 0,1% до примерно 10% от веса отверждаемой смолы.

Факультативно в обрабатывающих растворах по настоящему изобретению могут присутствовать разбавитель или жидкий носитель, в том числе для того, чтобы понизить вязкость обрабатывающего раствора для облегчения обращения с ним, смешения и транспортировки. Предпочтительно, обрабатывающий раствор содержит, кроме того, разбавитель для отверждаемой смолы в действующей концентрации, чтобы уменьшить вязкость отверждаемой смолы, чтобы она могла течь в приствольную зону. Более предпочтительно, разбавитель имеет температуру воспламенения выше примерно 125°F (52°C). Например, разбавитель может быть выбран из группы, состоящей из любого одного или более из следующего: 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат. Далее, разбавитель может присутствовать в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 1% до примерно 200% от веса отверждаемой смолы.

Специалист способен, получая выгоду от данного открытия, определить, нужен ли разбавитель и, если нужен, то сколько, чтобы достичь вязкости, подходящей для конкретной подземной среды. Согласно предпочтительному варианту реализации, любой подходящий разбавитель, который совместим со смолой на основе фурана и достигает желаемых вязкостных эффектов, подходит для применения в настоящем изобретении.

Факультативно, в обрабатывающих растворах для применения в настоящем изобретении может присутствовать ПАВ. Предпочтительно, обрабатывающий раствор содержит, кроме того, ПАВ, причем ПАВ способствует смачиванию нефтью оксида кремния. Могут применяться самые разнообразные ПАВы, в том числе, но без ограничений, этоксилированные нонилфенолфосфаты, смеси одного или более катионных ПАВов и один или более неионный ПАВ, и алкилфосфонатные ПАВы. В случае алкилфосфоната, он предпочтительно является C12-C22 алкилфосфонатом. Предпочтительно, ПАВ присутствует в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 0% до примерно 15% от веса отверждаемой смолы. Смеси одного или более катионных и неионных ПАВов, подходящие для применения в настоящем изобретении, описаны в патенте US 6,311,773, существо описания которого введено здесь ссылкой.

Интервал приствольной зоны скважины обрабатывают промывочными жидкостями, в том числе для того, чтобы облегчить удаление остатков нефти и мелочи из объема пор песка и улучшить покрытие смолой на основе фурана поверхности субстрата пластового песка. Промывочные жидкости содержат общий растворитель и водный раствор, включающий ПАВ, причем ПАВ способствует смачиванию нефтью оксида кремния. Промывочные жидкости могут вводиться одновременно или смешиваться, но, более предпочтительно, общий растворитель и водные промывочные жидкости вводятся отдельно. Наиболее предпочтительно, промывочная жидкость, содержащая общий растворитель, вводится ранее водной промывочной жидкости. Общий растворитель является растворителем, способным растворять и воду, и остаточную нефть. Водная промывочная жидкость предпочтительно содержит водный рассол, а ПАВ предпочтительно содержит катионный ПАВ.

Кроме того, способ предпочтительно включает стадию нагнетания раствора для дополнительной промывки в приствольную зону, причем раствор для дополнительной промывки содержит ПАВ, и этот ПАВ способствует смачиванию нефтью оксида кремния. Например, раствор для дополнительной промывки предпочтительно содержит водный рассол, а ПАВ предпочтительно содержит катионный ПАВ.

Согласно изобретению, способ особенно полезен, когда статическая температура пласта, несущего углеводороды, в приствольной зоне составляет менее 250°F (120°C). Это обычно имеет место, когда нагнетание пара в пласт используется для повышения статической температуры пласта, несущего углеводороды, чтобы помочь выдавить тяжелый углеводород через пласт в ствол эксплуатационной скважины. Однако отверждаемая смола не будет отверждаться при таких низких температурах без нагрева или без использования отвердителя. Однако даже если отвердитель применяется, нагрев может быть важным, чтобы повысить скорость отверждения. Предпочтительно, обрабатывающий раствор, будучи введенным, является гомогенным и при температуре ниже 212°F (100°C). Это помогает избежать преждевременного отверждения смолы до того, как она может занять место или до того, как избыток смолы может быть вымыт из пласта из приствольной зоны. Более предпочтительно, обрабатывающий раствор готовится при температуре, примерно равной температуре окружающей среды у устья скважины, типично при температуре ниже 150°F (65°C), в соответствии с чем на стадии формирования обрабатывающего раствора нагрева не требуется.

Согласно одному варианту осуществления изобретения, в котором статическая температура пласта, несущего углеводороды, в приствольной зоне низкая, применяется прорыв пара, чтобы существенно повысить температуру приствольной зоны, что повышает скорость, с которой отверждаемая смола отверждается в приствольной зоне. Предпочтительно, температура повышается достаточно, чтобы отверждаемая смола, по существу, отвердилась в пределах периода от примерно 6 часов до примерно 72 часов прорыва пара в приствольную зону.

Согласно следующему аспекту изобретения, в котором статическая температура пласта, несущего углеводороды, в приствольной зоне низкая, обрабатывающий раствор содержит, кроме того, отвердитель, причем отвердитель способен существенно увеличить скорость, с которой отверждаемая смола отверждается при температуре ниже 250°F (120°C). Предпочтительно, отверждаемой смоле позволяется отверждаться в приствольной зоне в течение периода времени от примерно 6 часов до примерно 72 часов до стадии закачивания пара через приствольную зону.

Согласно одному варианту осуществления изобретения, в котором обрабатывающий раствор включает отвердитель, отвердитель содержит кислоту. Предпочтительно, кислота включает: малеиновую кислоту, фумаровую кислоту, бисульфат натрия, фосфорную кислоту, сульфоновую кислоту, алкилбензолсульфоновую кислоту, такую как толуолсульфоновая кислота и додецилбензолсульфоновая кислота, или смесь любого из предшествующего. Предпочтительно, отвердитель присутствует в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 0,01% до примерно 10% от веса смолы на основе фурана. В некоторых иллюстративных вариантах осуществления отвердитель может присутствовать в обрабатывающем растворе в количестве, составляющем от примерно 1% до примерно 3% от веса отверждаемой смолы.

Согласно другому варианту осуществления изобретения, в котором обрабатывающий раствор включает отвердитель, отвердитель содержит отвердитель с замедленным выделением. Отвердитель с замедленным выделением предпочтительно содержит блокирующую кислоту. Примеры блокирующих кислот включают гидролизуемые сложные эфиры, фосфорную кислоту, п-толуолсульфоновую кислоту, додецилбензолсульфоновую кислоту, динонилнафталинсульфоновую кислоту и динонилнафталиндисульфоновую кислоту.

Согласно еще одному варианту реализации изобретения, в котором статическая температура пласта, несущего углеводороды, низкая в приствольной зоне, изобретение включает, кроме того, стадию нагнетания вытесняющего раствора в приствольную зону после нагнетания обрабатывающего раствора, причем вытесняющий раствор содержит отвердитель, и причем отвердитель способен существенно повысить скорость, с которой отверждаемая смола отверждается при температуре менее 250°F (120°C). Предпочтительно, отверждаемой смоле позволяется отверждаться в приствольной зоне в течение периода времени от примерно 6 часов до примерно 72 часов до стадии закачивания пара через приствольную зону скважины. Отвердитель предпочтительно содержит кислоту. Когда используется вытесняющий раствор, способ, кроме того, предпочтительно включает стадию нагнетания разделяющей жидкости в приствольную зону. Это помогает предотвратить преждевременное смешение обрабатывающего раствора с вытесняющим раствором.

Способ по изобретению предпочтительно включает, кроме того, стадию изолирования определенной части ствола скважины. Выбранная часть обрабатываемого ствола скважины может быть изолирована, например, путем помещения разделителя внутри ствола скважины в пласте, в месте выше и/или ниже интервала. Предпочтительно, стадия изолирования определенной части ствола скважины проводится до стадии введения обрабатывающего раствора, в соответствии с чем обрабатывающий раствор направляется в приствольную зону рядом с выбранной частью ствола скважины.

Предпочтительно, затем в подземный пласт в желаемой выбранной части ствола скважины нагнетается обрабатывающий раствор, после чего избыточная смола может быть вытеснена из ствола. Затем интервал предпочтительно запирается на достаточный период времени, чтобы позволить обрабатывающему раствору отвердиться до желаемого уровня прочности, тем самым превращая обработанный интервал внутри пласта в, по существу, непроницаемый барьер. В некоторых иллюстративных вариантах осуществления настоящего изобретения интервал может быть заперт на время от примерно 6 часов до примерно 72 часов, в течение которого обрабатывающий раствор может отвердиться. Время будет зависеть, помимо прочего, от таких факторов, как состав отверждаемой смолы, температура интервала в подземном пласте и желаемый уровень прочности обрабатывающего раствора после того, как он отвердится. Специалист в данной области будет способен, извлекая выгоду от данного открытия, определить надлежащее время отверждения обрабатывающего раствора для конкретного применения.

Согласно следующему аспекту изобретения, способ включает, кроме того, стадии: (A) установка фильтра контроля песка в ствол скважины рядом со стенкой пород или обсадной колонной в приствольной зоне; и (B) гравийная набивка кольцевого пространства между фильтром контроля песка и стенкой пород или обсадной колонной.

Согласно одному варианту реализации установки фильтра контроля песка и гравийной набивки, гравий предпочтительно содержит устойчивый к пару гравий. Более предпочтительно, устойчивый к пару гравий содержит гранат.

Согласно другому варианту реализации установки фильтра контроля песка и гравийной набивки, предпочтительно по меньшей мере часть гравия, использующегося на стадии гравийной набивки, предварительно покрывается отвержденной смоляной системой, которая стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C).

Предпочтительно, стадия гравийной набивки проводится до стадии введения обрабатывающего раствора. Соответственно, стадия нагнетания обрабатывающего раствора в приствольную зону включает, кроме того, стадию нагнетания обрабатывающего раствора в гравийную набивку.

Однако, согласно другому варианту осуществления, стадия гравийной набивки может быть проведена после того, как отверждаемая смола, по существу, отвердилась в приствольной зоне.

Согласно следующему аспекту изобретения, способ включает, кроме того, стадию установки расширяющегося фильтра в ствол скважины рядом со стенкой пород или внутренней стенкой обсадной колонны. Предпочтительно, стадия установки расширяющегося фильтра проводится до стадии введения обрабатывающего раствора. Однако, согласно другому варианту осуществления, стадия установки расширяющегося фильтра может быть проведена после того, как отверждаемая смола, по существу, отвердилась в приствольной зоне.

Согласно еще одному аспекту изобретения, способ, кроме того, включает стадии: (A) установка перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки в ствол скважины рядом с приствольной зоной; (B) изолирование кольцевого пространства между перфорированным хвостовиком или оболочкой и изолирование нижнего конца ствола скважины рядом с приствольной зоной от верхнего конца; (C) нагнетание состава для гравийной набивки в нижний конец ствола скважины через перфорированный хвостовик обсадной колонны, в соответствии с чем гравий набивается в кольцевое пространство и внутрь перфорированного хвостовика или оболочки, причем состав для гравийной набивки содержит гравий, подходящий для гравийной набивки кольцевого пространства, и причем гравий предварительно покрыт отверждаемой смолой; (D) допущение или инициирование отверждения отверждаемой смолы, в соответствии с чем гравийная набивка формируется в твердую проницаемую массу гравия в кольцевом пространстве и внутри перфорированного хвостовика или оболочки; и (E) выбуривание по меньшей мере части твердой проницаемой массы гравия из внутреннего объема перфорированного хвостовика или оболочки.

Согласно одному варианту реализации установки перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки и гравийной набивки, гравий предпочтительно содержит устойчивый к пару гравий. Более предпочтительно, устойчивый к пару гравий содержит гранат.

Согласно другому варианту реализации установки перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки и гравийной набивки, предпочтительно по меньшей мере часть гравия, использующегося на стадии набивки гравием, предварительно покрывается отвержденной смоляной системой, которая стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C).

Стадия допущения или инициирования отверждения отверждаемой смоляной композиции, предварительно нанесенной на гравий, предпочтительно включает дополнительную промывку гравийной набивки отвердителем, чтобы вызвать отверждение отверждаемой смолы.

Согласно предпочтительному варианту реализации, стадия допущения или инициирования отверждения отверждаемой смоляной композиции, предварительно нанесенной на гравий, до твердой, проницаемой массы проводится до стадии введения обрабатывающего раствора. Однако согласно другому варианту осуществления, стадия установки перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки может проводиться после стадии нагнетания обрабатывающего раствора.

Согласно одному варианту осуществления изобретения, стадия закачивания пара может включать, кроме того, нагнетание пара через отдельный ствол скважины, удаленный от обработанной приствольной зоны, в соответствии с чем пар нагнетается через удаленную от ствола скважины область в обработанную приствольную зону. В этом случае отдельный ствол скважины может быть из отдельной, удаленной нагнетательной скважины, в соответствии с чем пар нагнетается через удаленную от ствола скважины область в обработанную приствольную зону. Однако чем больше удален ствол скважины, в которую нагнетается пар, тем больше времени потребуется, чтобы достичь обработанной приствольной зоны ствола эксплуатационной скважины. Далее, пар будет стремиться сначала выдавить тяжелую нефть через приствольную зону ствола эксплуатационной скважины прежде, чем произойдет прорыв пара. Однако в такой ситуации важно, чтобы смола, по существу, отвердилась до прорыва пара, иначе добытая тяжелая нефть будет, как правило, выносить мелкие частички и песок через плохо уплотненную приствольную зону. В такой ситуации предпочтительно допустить или инициировать отверждение отверждаемой смолы в приствольной зоне до какого-либо прорыва пара в приствольную зону.

Согласно другому варианту осуществления изобретения, стадия закачивания пара может, кроме того, включать нагнетание пара через часть ствола скважины, которая удалена от обработанной приствольной зоны, в соответствии с чем пар нагнетается через далекую от ствола скважины зону в обработанную приствольную зону.

Согласно еще одному варианту осуществления изобретения, стадия закачивания пара может, кроме того, включать нагнетание пара через часть ствола скважины рядом с приствольной зоной и напрямую в обработанную приствольную зону.

Предпочтительно, пар, нагнетаемый через приствольную зону, находится при температуре выше чем 250°F (120°C).

Пример 1

Согласно одному примеру варианта осуществления изобретения, способ включает стадии:

1. Изолирование интересующей зоны.

2. Установка по меньшей мере одного фильтра контроля песка.

3. Заполнение гравием кольцевого пространства между фильтром и стенкой пород или обсадной колонной. По выбору можно покрывать гравий смолой, отверждающейся при высокой температуре, предпочтительно смоляной системой на основе фурана, которая подходит для обработки при температурах выше 350°F (177°C).

4. Проведение уплотняющей обработки смолой на гравийной набивке в кольцевом пространстве и по меньшей мере приствольной зоне пласта, окружающей ствол скважины. Эта обработка включает:

a) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять остаточную нефть;

b) нагнетание водной промывочной жидкости, включающей, кроме того, ПАВ, чтобы способствовать смачиванию нефтью поверхности песка, чтобы смола могла предпочтительно покрыть песок;

c) нагнетание низковязкой смолы на основе фурана/фурфурилового спирта в гравийную набивку и в пласт, окружающий ствол скважины;

d) нагнетание разделяющего раствора, чтобы разделить и предотвратить контакт между фурановой смолой и катализатором, происходящим внутри ствола, когда они закачиваются в скважину;

e) нагнетание вытесняющего раствора, содержащего катализатор, чтобы вытеснить избыточную смолу, занимающую объем пор в гравийной набивке и матрице пласта, и чтобы помочь восстановить их проницаемость.

Функцией катализатора является активировать полимеризацию и отверждение смолы на основе фурана/фурфурилового спирта, когда и статическая пластовая температура, и температура на забое скважины меньше 250°F (120°C). Покрытие смолой на основе фурана/фурфурилового спирта помогает защитить гравийную набивку от разрушения или растворения, обеспечивая одновременно уплотнение и гравийной набивке, и пластовому песку, чтобы удержать их на месте при добыче, даже при прорыве пара.

Следует отметить, что до прорыва пара статическая пластовая температура в приствольной зоне низкая. Это является основной причиной того, почему желательно использование смолы на основе фурана/фурфурилового спирта и внешнего катализатора для облегчения отверждения смолы при низкой температуре, чтобы предоставить средство, способное защитить гравий и остаться стабильным в условиях прорыва пара. Уплотняющая обработка смолой по изобретению помогает превратить слабо- или неуплотненный пласт в более высокоуплотненные, но проницаемые массы. Уплотняющая обработка смолой защищает обработанный пласт и остается стабильной, когда подвергается действию высоких температур прорвавшегося пара. Благодаря стабилизации пласта пластовый песок и мелкие частицы остаются у источника, не мигрируя или выходя вместе с добываемым флюидом. Это помогает предотвратить эрозию скважинного фильтра, расположенного в стволе скважины, вызываемую обработкой паром, который иначе растворяет пластовый оксид кремния, окружающий ствол скважины, и несет мелочь, которая разъедает скважинный фильтр.

В другом варианте осуществления порядок работы может быть обратным, причем сначала, до операции заполнения гравием, проводится обработка смолой.

Пример 2

В другом примере согласно изобретению способ включает стадии:

1. Изолирование интересующей зоны.

2. Проведение уплотняющей обработки смолой на приствольной зоне, окружающей ствол скважины. Эта обработка включает:

a) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять нефть, чтобы помочь удалить остаточную нефть;

b) нагнетание водной промывочной жидкости, включающей, кроме того, ПАВ, чтобы способствовать смачиванию нефтью поверхности песка, чтобы смола могла предпочтительно покрыть поверхность песка;

c) нагнетание низковязкой смолы на основе фурана/фурфурилового спирта в любую гравийную набивку и по меньшей мере приствольную зону, окружающую ствол скважины;

d) нагнетание разделяющего раствора, чтобы разделить и предотвратить контакт между фурановой смолой и катализатором, происходящим внутри ствола, когда они закачиваются в скважину;

e) нагнетание вытесняющего раствора, содержащего катализатор, чтобы вытеснить избыточную смолу, занимающую объем пор в гравийной набивке и матрице пласта, и чтобы помочь восстановить их проницаемость.

3. Установка по меньшей мере одного перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки.

4. Изолирование кольцевого пространства между перфорированным хвостовиком и нижним концом ствола скважины в зоне от верхнего конца.

5. Введение гравия, предварительно покрытого отверждаемой смоляной композицией, в зону в нижний конец ствола скважины с помощью перфорированного хвостовика обсадной колонны, благодаря чему частицы материала однородно набиваются в кольцевое пространство и в хвостовик с щелевидными прорезями.

6. Инициирование застывания отверждаемой смоляной композиции, в соответствии с чем гравий уплотняется в твердую проницаемую однородную массу, способную предотвратить миграцию по меньшей мере части любых неуплотненных пластовых мелких частиц и песка вместе с флюидами, добываемыми в стволе скважины, из этой зоны.

7. Выбуривание по меньшей мере части твердой проницаемой массы частиц материала, образованных в соответствии со стадией (6), из внутреннего объема перфорированного хвостовика.

Пример 3

Еще в одном варианте осуществления согласно изобретению обработка гравийной набивки заменяется установкой и расширением расширяющихся песочных фильтров. Расширяющийся фильтр расширяется в направлении стенки пород. Обработка смолой (включая промывку, обработку низковязкой смолой на основе фурана/фурфурилового спирта, разделение и закачивание вытесняющей жидкости) проводится нагнетанием растворов по меньшей мере в приствольную зону пласта, окружающего ствол скважины, через расширенный фильтр. Эта обработка смолой помогает превратить слабо- или неуплотненный пласт и гравийную набивку в высокоуплотненные, но проницаемые массы. Благодаря стабилизации приствольной зоны, пластовый песок и мелочь остаются у своего источника, не мигрируя и не выходя вместе с добываемым флюидом, что постепенно забивало бы расширенный фильтр.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для осуществления намерений и достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, которые ему присущи. Хотя специалисты в данной области могут сделать много изменений, эти изменения охватываются объемом данного изобретения, как определено в приложенной формуле изобретения.

1. Способ нагнетания пара в пласт для стимулирования добычи углеводородов, включающий стадии: (А) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять нефть, в приствольную зону, по меньшей мере, части ствола скважины; (В) нагнетание водной промывочной жидкости в приствольную зону, причем водная жидкость содержит, кроме того, ПАВ, способствующее смачиванию нефтью оксида кремния; (С) нагнетание обрабатывающего раствора в приствольную зону, (i) причем обрабатывающий раствор содержит отверждаемую смолу, и причем: (а) при введении отверждаемая смола находится в неотвержденном состоянии; и (b) после отверждения отверждаемая смола стабильна по меньшей мере до 350°F (177°C); и (D) закачивание пара, чтобы прорвать зону вблизи ствола скважины.

2. Способ по п.1, причем отверждаемая смола содержит смолу на основе фурана.

3. Способ по п.1, причем обрабатывающий раствор содержит, кроме того, силановое связующее.

4. Способ по п.1, причем обрабатывающий раствор содержит, кроме того, пластификатор.

5. Способ по п.1, причем обрабатывающий раствор содержит, кроме того, разбавитель для отверждаемой смолы в действующей концентрации, чтобы уменьшить вязкость отверждаемой смолы, так чтобы она могла течь в приствольную зону.

6. Способ по п.1, причем обрабатывающий раствор содержит, кроме того, ПАВ, и причем ПАВ способствует смачиванию нефтью оксида кремния.

7. Способ по п.1, причем обрабатывающий раствор, когда он введен, является гомогенным и при температуре ниже 212°F (100°С).

8. Способ по п.1, включающий, кроме того, стадию нагнетания раствора для дополнительной промывки в приствольную зону, причем раствор для дополнительной промывки содержит ПАВ, и этот ПАВ способствует смачиванию нефтью оксида кремния.

9. Способ по п.1, причем статическая температура пласта, несущего углеводороды, составляет в приствольной зоне менее 250°F (120°C).

10. Способ по п.9, причем прорыв пара по существу отверждает отверждаемую смолу в пределах примерно от 6 ч до примерно 72 ч прорыва пара через приствольную зону.

11. Способ по п.9, в котором обрабатывающий раствор содержит, кроме того, отвердитель, причем отвердитель способен существенно повысить скорость, с которой отверждаемая смола отверждается при температуре ниже 250°F (120°C).

12. Способ по п.11, в котором отвердитель содержит отвердитель с замедленным выделением.

13. Способ по п.12, в котором отвердитель с замедленным выделением содержит блокирующую кислоту.

14. Способ по п.9, включающий, кроме того, стадию нагнетания вытесняющего раствора в приствольную зону после введения обрабатывающего раствора, причем вытесняющий раствор содержит отвердитель, и этот отвердитель способен существенно повысить скорость, с которой отверждаемая смола отверждается при температуре ниже 250°F (120°С).

15. Способ по п.14, в котором отвердитель содержит кислоту.

16. Способ по п.14, включающий, кроме того, стадию введения разделяющего раствора в приствольную зону между стадией введения обрабатывающего раствора и стадией введения вытесняющего раствора.

17. Способ по п.1, включающий, кроме того, стадию изолирования определенной части ствола скважины до стадии введения обрабатывающего раствора, в соответствии с чем, обрабатывающий раствор направляется в приствольную зону рядом с выбранной частью ствола скважины.

18. Способ по п.1, включающий, кроме того, стадии: (А) установку фильтра контроля песка в ствол скважины рядом со стенкой пород или обсадной трубой приствольной зоны; и (В) набивку гравием кольцевого пространства между фильтром контроля песка и стенкой пород или обсадной трубой.

19. Способ по п.1, включающий, кроме того, стадию установки расширяющегося фильтра в ствол скважины рядом со стенкой пород или обсадной трубой приствольной зоны.

20. Способ по п.1, включающий, кроме того, стадии: (А) установка перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки в ствол скважины рядом со стенкой пород или обсадной трубой приствольной зоны; (В) изолирование кольцевого пространства между перфорированным хвостовиком или оболочкой и изолирование нижнего конца ствола скважины рядом с приствольной зоной от верхнего конца; (С) введение состава для гравийной набивки в нижний конец ствола скважины через перфорированный хвостовик обсадной колонны, в соответствии с чем гравий набивается в кольцевое пространство и внутрь перфорированного хвостовика или оболочки, причем состав для гравийной набивки содержит гравий, подходящий для набивки гравием кольцевого пространства, и этот гравий предварительно покрыт отверждаемой смолой; (D) допущение или инициирование отверждения отверждаемой смолы, предварительно нанесенной на гравий, в соответствии с чем, гравийная набивка формируется в твердую проницаемую массу гравия в кольцевом пространстве и внутри перфорированного хвостовика обсадной колонны или оболочки; и (Е) выбуривание, по меньшей мере, части твердой проницаемой массы гравия из внутреннего объема перфорированного хвостовика или оболочки.

21. Способ по п.20, в котором, (i) будучи введенной, отверждаемая смола, заранее нанесенная на гравий, находится в неотвержденном состоянии; и (ii) после отверждения отверждаемая смола, предварительно нанесенная на гравий, стабильна, по меньшей мере, до 350°F (177°C).

22. Способ по п.1, в котором стадия закачивания пара включает, кроме того, нагнетание пара через отдельный ствол скважины, удаленный от обработанной приствольной зоны, в соответствии с чем, пар нагнетается через удаленную от ствола скважины зону в обработанную приствольную зону.

23. Способ по п.1, в котором стадия закачивания пара включает, кроме того, нагнетание пара через часть ствола скважины, которая удалена от обработанной приствольной зоны, в соответствии с чем, пар нагнетается через удаленную от ствола скважины зону в обработанную приствольную зону.

24. Способ по п.23, в котором допускается или инициируется отвержение отверждаемой смолы в приствольной зоне до любого прорыва пара в приствольную зону.

25. Способ по п.1, в котором стадия закачивания пара включает, кроме того, нагнетание пара через часть ствола скважины рядом с приствольной зоной и непосредственно в обработанную приствольную зону.

26. Способ нагнетания пара в пласт для стимулирования добычи углеводородов, включающий стадии: (А) нагнетание промывочной жидкости, содержащей общий растворитель, способной растворять нефть в приствольной зоне, в, по меньшей мере, часть ствола скважины; (В) нагнетание водной промывочной жидкости, содержащей, кроме того, ПАВ, способствующее смачиванию нефтью оксида кремния; (С) нагнетание обрабатывающего раствора в приствольную зону эксплуатационной скважины, (i) причем обрабатывающий раствор содержит отверждаемую смолу, причем отверждаемая смола содержит смолу на основе фурана, и причем: (а) при введении отверждаемая смола находится в неотвержденном состоянии, и (b) после отверждения отверждаемая смола стабильна, по меньшей мере, до 350°F (177°C), (ii) причем статическая температура несущего углеводороды пласта рядом с приствольной зоной меньше 250°F (120°C); (D) дозволение отверждаемой смоле по существу отверждаться в приствольной зоне; и (Е) закачивание пара из удаленной нагнетательной скважины, чтобы прорвать приствольную зону только после того, как смола в основном отвердилась, чтобы помочь уплотнить приствольную зону.

27. Способ по п.26, причем обрабатывающий раствор, будучи введенным, является гомогенным и при температуре ниже 212°F (100°С).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битумов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти при тепловом воздействии на пласт. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений газовых гидратов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяного месторождения, а именно к способам разработки месторождений вязкой нефти или битума при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих и нагнетательных горизонтальных стволов скважин при паротепловом воздействии на пласт через нагнетательные горизонтальные стволы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке тяжелой нефти или битума, обеспечивает сокращение финансовых и материальных затрат на осуществление способа с возможностью термогазохимического воздействия на нефтяной пласт в интервале горизонтального участка.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов с горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами при тепловом воздействии на пласт

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением тепла, в частности к разработке месторождений высоковязких нефтей, сложенных слабосцементированными нефтесодержащими породами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти и битума с горизонтальной добывающей и вертикальными нагнетательными скважинами при тепловом воздействии на пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в пласт

Изобретение относится к области добычи битумов и тяжелой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти и/или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии на пласт

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти
Наверх