Способы обработки подземной скважины

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 6 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Положения, приведенные в данном разделе, только представляют основную информацию, относящуюся к данному изобретению, и могут не отражать существующий уровень техники.

[0002] Настоящее изобретение в целом относятся к композициям и способам для проведения капитального ремонта скважины или к внутрискважинным работам в подземной скважине.

[0003] Во время строительства скважины, ее эксплуатации и ликвидации может потребоваться проведение операций, в течение которых необходимо открывать скважину и вводить в нее оборудование. Оборудование можно опускать в скважину при помощи бурильной колонны, гибких НКТ, каната или методом спуска под давлением. В большинстве случаев, капитальные ремонты производят для восстановления, продления или увеличения производства углеводородов. Кроме того, во время капитального ремонта возможны удаление и замена эксплуатационных НКТ или обсадных труб.

[0004] Для сохранения контроля над скважиной, при операциях по капитальному ремонту требуется, чтобы скважина была "заглушена". Иными словами, необходимо предотвратить поступление пластовых флюидов в скважину во время этих работ. Заглушить скважину можно множеством способов, включая введение буровых растворов или растворов для заканчивания, которые создают в стволе скважины гидростатическое давление, достаточное для предотвращения выхода пластового флюида. Флюид часто остается в стволе скважины в течение всего периода работ по капитальному ремонту.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0005] Настоящее изобретение в целом относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта или внутрискважинных работ в подземной скважине.

[0006] В одном аспекте, варианты реализации изобретения относятся к способам обработки подземной скважины, имеющей ствол скважины. Разработана композиция, содержащая воду, по меньшей мере один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна. Композицию вводят в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром или перфорациями, либо их комбинациями. Композиции дают возможность затекать в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали по меньшей мере одну пробку или осадок на фильтре (или то и другое), предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Затем, через определенное время, волокнам дают возможность разрушиться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре (или того и другого), которое создает возможность удаления пробки или осадка на фильтре (или того и другого) и возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

[0007] В другом аспекте, варианты реализации изобретения относятся к способам управления движением флюидов в подземной скважине, имеющей ствол скважины. Разработана композиция, содержащая воду, по меньшей мере один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна. Композицию вводят в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром или перфорациями, либо их комбинациями. Композиции дают возможность затекать в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали по меньшей мере одну пробку или осадок на фильтре (или то и другое), предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Затем, через определенное время, волокнам дают возможность разрушиться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре (или того и другого), которое создает возможность удаления пробки или осадка на фильтре (или того и другого) и возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0008] Фигура 1 иллюстрирует схематическую диаграмму устройства тестирования потери циркуляции, которое используется в приведенных ниже примерах.

[0009] Фигура 2 иллюстрирует увеличенное изображение цилиндра, в котором прорезана щель. Щель моделирует отверстие в хвостовике, фильтре, интервалах перфораций или пластовой породе подземной скважины.

[0010] Фигура 3 иллюстрирует график зависимости давления от времени, указывающий на образование пробки из волокон в прорези, показанной на Фиг. 2.

[0011] Фигура 4 иллюстрирует схематическую диаграмму лабораторного аппарата для тестирования, который оценивает способность загруженного волокнами флюида осаждаться на сетчатом фильтре.

[0012] Фигура 5 иллюстрирует схематическую диаграмму лабораторного аппарата для тестирования, который оценивает деструкционное поведение загруженных волокнами композиций, описанных в настоящем изобретении.

[0013] На Фигуре 6 представлен график, показывающий влияние деструкции волокон на проницаемость пробки в зависимости от времени.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0014] Хотя последующее обсуждение посвящено образованию пробок для контроля над скважиной в течение работ по капитальному ремонту, волокна и способы по изобретению можно использовать также в течение цементирования и других операций, в ходе которых можно столкнуться с поглощением флюида пластом или потерей циркуляции. Изобретение будет описано применительно к вертикальным скважинам, но оно в той же мере применимо и к скважинам любой ориентации. Изобретение будет описано применительно к скважинам для добычи углеводородов, но следует понимать, что описанные способы можно использовать для скважин по добыче других флюидов, таких как вода или диоксид углерода, например, для нагнетательных скважин или скважин-хранилищ. Также следует понимать, что в данном документе, при описании полезных, подходящих или т. п. диапазонов концентраций или количеств, подразумевается, что любая и каждая концентрация или количество внутри диапазона, включая крайние точки, должна рассматриваться как заявленная. Кроме того, каждое численное значение следует воспринимать как модифицированное термином “около” (если оно уже не модифицировано так в явном виде) и затем читать опять как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Например, “диапазон от 1 до 10” следует воспринимать как описывающий все без исключения возможные числа в континууме между около 1 и около 10. Иными словами, если описан определенный диапазон, даже если лишь несколько точек определенных данных однозначно идентифицированы или упомянуты внутри диапазона, или даже если никакие точки данных не упомянуты внутри диапазона, следует понимать, что Заявители сознают и понимают, что любые и все точки данных внутри диапазона следует рассматривать как конкретизированные, и что Заявители имеют право владения диапазоном полностью и всеми точками внутри диапазона.

[0015] Заявители установили, что эффективный флюид для глушения скважины может содержать воду, по меньшей мере один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна. Флюид для глушения скважины, который в отрасли известен также под названием "раствор глушения", минимизирует поток пластовых флюидов в ствол скважины в течение капитального ремонта, бурения или операций заканчивания, при этом одновременно предотвращает или минимизирует утечку скважинных флюидов в скелет породы пласта.

[0016] Комбинация волокон и частиц в растворе глушения может повышать скорость формирования пробки или осадка на фильтре. Во время введения в ствол скважины, волокна и частицы могут скапливаться в отверстиях хвостовиков со щелевыми прорезями, скважинных фильтрах или перфорациях, либо в трещинах или изломах в пласте. Эти скопления формируют непроницаемую пробку или осадок на фильтре, который препятствует дальнейшему движению флюида. После возникновения, пробка или осадок на фильтре остаются непроницаемыми до завершения работ в стволе скважины. Затем волокна могут разрушаться с течением времени, и пробка или осадок на фильтре ослабеют, что дает возможность операторам их смыть. Поток между стволом скважины и пластом восстанавливается, и можно возобновить эксплуатацию. Раствор глушения может не повреждать пласт. Время разрушения волокон можно сократить введением в флюид ускорителя деструкции или прокачиванием ускорителя по пробке или осадку на фильтре, что дает возможность экономить дорогостоящее время нахождения буровой установки на скважине и сокращать затраты.

[0017] В одном аспекте, варианты реализации изобретения относятся к способам обработки подземной скважины, имеющей ствол скважины. Разработана композиция, содержащая воду, по меньшей мере один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна. Композицию вводят в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром или перфорациями, либо их комбинациями. Композиции дают возможность затекать в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали по меньшей мере одну пробку или осадок на фильтре (или то и другое), предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Затем, через определенное время, волокнам дают возможность разрушиться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре (или того и другого), которое создает возможность удаления пробки или осадка на фильтре (или того и другого) и возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

[0018] В другом аспекте, варианты реализации изобретения относятся к способам управления движением флюидов в подземной скважине, имеющей ствол скважины. Разработана композиция, содержащая воду, по меньшей мере один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна. Композицию вводят в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром или перфорациями, либо их комбинациями. Композиции дают возможность затекать в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали по меньшей мере одну пробку или осадок на фильтре (или то и другое), предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Затем, через определенное время, волокнам дают возможность разрушиться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре (или того и другого), которое создает возможность удаления пробки или осадка на фильтре (или того и другого) и возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

[0019] В обоих аспектах, вода может быть пресной водой. При этом пресная вода может содержать ингибитор набухания глин, такой как хлорид калия, хлорид тетраметиламмония и т. п. Кроме того, вода может не содержать бактерий и ферментов, которые способны вызвать разрушение полимера и преждевременную потерю вязкости.

[0020] В обоих аспектах, водорастворимый полимер может содержать один или более из следующих материалов: гуаровая смола, гидроксипропилпроизводноегуаровой смолы, карбоксиметилгидроксиэтилпроизводноегуаровой смолы, метилцеллюлоза, этилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза, ксантановая смола, диутановая смола или полиакриламид, либо их комбинации. Молекулярный вес полимера и его концентрацию можно выбрать таким образом, чтобы вязкость раствора могла находиться между 33 сП и 58 сП при 511 сек–1 (значение 300 об/мин (RPM) на ротационном вискозиметре Fann 35, при использовании комбинации ротор-боб R1B1) при температурах ствола скважины, в который помещены пробки или осадки на фильтрах. Или вязкость может находиться между 38 сП и 48 сП при 511 сек–1, или между 39 сП и 44 сП при 511 сек–1.

[0021] В обоих аспектах, частицы могут быть гранулированными, слоистыми или теми и другими. Концентрация частиц в композиции может находиться между 47 кг/м3 и 603 кг/м3. Частицы могут быть выбраны из карбоната кальция, ореховой скорлупы, пластмасс, серы, вспученного перлита, шелухи семян хлопчатника или чешуек целлофана, или их комбинации. Частицы могут иметь средний размер (d50) между 20 микрометрами и 500 микрометрами или между 50 микрометрами и 250 микрометрами, или между 80 и 130 микрометрами. Частицы могут также входить в по меньшей мере две гранулометрические группы, каждая из которых имеет свой d50. Такие многомодальные распределения частиц по размерам могут улучшать эффективность упаковки частиц и увеличивать прочность и износостойкость пробки или осадка на фильтре.

[0022] В обоих аспектах, волокна могут содержать замещенные и незамещенные лактиды, гликолиды, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимер полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимер гликолевой кислоты с другими молекулами, содержащими гидроксил, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, сополимер молочной кислоты с другими молекулами, содержащими гидроксил, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, гидроксиуксусную кислоту (гликолевую кислоту) как таковую или другие молекулы, содержащие гидроксил, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, поливиниловый спирт, полиамид или полиэтилентерефталат, или их комбинации. Подходящие волокна выбирают в зависимости от прогнозируемых температур в скважине. Например, волокна из полимолочной кислоты и поливинилового спирта можно выбирать для скважинных температур менее чем около 80°C. Другие волокна из перечня могут быть подходящими для использования при температурах вплоть до 200°C или выше.

[0023] Полимерные волокна могут иметь множество конфигураций. В данном документе принято, что термин "волокно" охватывает волокна, а также другие твердые частицы, которые могут использоваться как или функционировать аналогично волокнам в целях и назначениях, описанных в данном документе, если не указано иное или если иное не следует из контекста. Термин может охватывать различные удлиненные частицы, которые похожи на волокна или подобны волокнам. Волокна или частицы могут быть прямыми, искривленными, изогнутыми или волнистыми. Другие неограничивающие формы могут включать, в общем случае, сферическую, прямоугольную, многоугольную и т. п. Волокна могут быть сформированы из тела одной частицы или из многих тел, связанных или соединенных вместе. Волокна могут состоять из основного тела частицы, имеющего один или более выступов, выходящих из основного тела, как у звезды. Волокна могут иметь форму пластинок, дисков, стержней, лент и т. п. Волокна также могут быть аморфными или неправильной формы и жесткими, гибкими или пластически деформируемыми. Волокна или удлиненные частицы можно использовать в пучках. Можно использовать комбинацию волокон или частиц различной формы, и материалы могут формировать трехмерную сеть внутри флюида, с которым они используются. В случае волокон или других удлиненных частиц, частицы могут иметь длину от менее, чем около 1 мм до около 30 мм или более. В определенных вариантах реализации изобретения, волокна или удлиненные частицы могут иметь длину 12 мм или менее и диаметр в поперечном сечении около 200 мкм или менее, типичный диаметр находится в диапазоне от около 10 мкм до около 200 мкм. В случае удлиненных материалов, материалы могут иметь соотношение между любыми двумя из трех измерений более чем 5 к 1. В определенных вариантах реализации изобретения, волокна или удлиненные материалы могут иметь длину более чем 1 мм, причем типичная длина составляет от около 1 мм до около 30 мм, от около 2 мм до около 25 мм, от около 3 мм до около 20 мм. В определенных применениях, волокна или удлиненные материалы могут иметь длину от около 1 мм до около 10 мм (например, 6 мм). Волокна или удлиненные материалы могут иметь диаметр или поперечный размер от около 5 до 100 мкм и/или денье от около 0,1 до около 20, более конкретно, денье от около 0,15 до около 6.

[0024] Полимеры, применяемые в формировании разрушаемых волокон, можно использовать совместно с ускорителем деструкции волокна. Ускоритель деструкции волокна способствует разрушению волокон при тех температурах, при которых полимерные волокна используются, и может представлять собой любой материал, который способствует такому разрушению. Конкретный ускоритель деструкции волокна можно выбрать, составить и скомпоновать, чтобы обеспечить выбранную скорость разрушения при выбранных температурах и условиях, при которых планируется использовать волокна. Например, ускоритель деструкции волокна может способствовать обеспечению скорости разрушения волокна около 20%, 30%, 40%, 50%, 60%, 70%, 80%, 90% вплоть до 100% разрушения волокна по массе или менее за период времени от около 1 дня до около 8 недель (56 дней) в подземных температурных условиях. В определенных применениях, может быть особенно полезной скорость разрушения от около 20% до около 40% по массе за период от около 1 дня до около 56 дней в подземных температурных условиях. Как правило, ускоритель деструкции волокна представляет собой регулирующий pH материал, такой как основание, кислота или предшественник основания или кислоты, который образует основания или кислоты по месту использования. Ускоритель деструкции волокна может также быть окислителем.

[0025] Основания для использования в качестве ускорителя деструкции волокна могут представлять собой любое основание или его предшественник, которое способствует желательному управляемому разрушению полимерных волокон в условиях, при которых волокна используются. Основание может быть таким, которое обеспечивает pH около 11 или 12 или более во флюидах или в среде, окружающей полимерные волокна. Основание может представлять собой слаборастворимый оксид или гидроксид, который медленно растворяется в водных флюидах, используемых с волокнами при температурах пласта, при которых применяют полимерные волокна. Неограничивающие примеры таких слаборастворимых оснований включают гидроксид кальция, оксид кальция, гидроксид магния, оксид магния, оксид цинка и их комбинации. В случаях, когда основание дает многозарядные ионы, такие как Ca2+ и Mg2+, может потребоваться использовать волокна, которые не разрушаются с формированием двухосновных кислот, таких как найлон 6 и найлон 11. Основания, которые имеют более высокую растворимость, такие как гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид бария, гидроксид лития, гидроксид рубидия, гидроксид цезия и их комбинации, тоже можно использовать, при условии, что их воздействие на полимеры обеспечивает нужную отсрочку или управляемое разрушение волокон. Этому может способствовать покрытие оболочкой или использование других технологий отсрочки высвобождения.

[0026] Кислоты, которые используются в качестве ускорителя деструкции волокна, могут представлять собой любую кислоту или ее предшественник, которая способствует желательному управляемому разрушению или гидролизу полимерных волокон в условиях, при которых волокна используются. Это могут быть кислоты Льюиса или кислоты Брэнстеда. Кислота может создавать во флюидах или среде, окружающей полимерные волокна, pH около 3 или менее. Кислота может представлять собой слаборастворимую кислоту, которая медленно растворяется в водных флюидах, используемых с волокнами при температурах пласта. Неограничивающие примеры таких слаборастворимых кислот могут включать масляную кислоту, бензойную кислоту, нитробензойную кислоту, стеариновую кислоту, мочевую кислоту, жирные кислоты и их производные, а также их комбинации. Другие кислоты, такие как соляная кислота, лимонная кислота, уксусная кислота, муравьиная кислота, щавелевая кислота, малеиновая кислота, фумаровая кислота и т. п., имеют более высокую растворимость. Можно использовать также другие растворимые органические кислоты. Такие растворимые кислоты тоже можно использовать, в случае, если их воздействие на полимеры обеспечивает нужную отсрочку или управляемое разрушение волокон. Этому может способствовать покрытие оболочкой или использование других технологий отсрочки высвобождения. Можно использовать также кислоты Льюиса BF3, AlCl3, FeCl2, MgCl2, ZnCl2, SnCl2 и CuCl2.

[0027] В качестве ускорителя деструкции волокна, можно также использовать окислители. Окислители могут иметь уникальные характеристики, которые дают им возможность выполнять двойные функции. В число неограничивающих примеров подходящих окислителей входят броматы, персульфаты, нитраты, нитриты, хлориты, гипохлориты, перхлориты и пербораты, а также их комбинации. Конкретные неограничивающие примеры этих материалов охватывают бромат натрия, персульфат аммония, нитрат натрия, нитрит натрия, хлорит натрия, гипохлорит натрия, перхлорит калия и перборат натрия. При температурах, при которых период полуокисления достаточен, окислители действуют как окислители и разрушают полимеры окислением. При более высоких температурах, когда их период полуокисления становится коротким, их можно восстанавливать (в общем случае, водой) и превращать в их кислотное состояние, таким образом, снижая pH флюида, так что они вызывают pH-индуцированный гидролиз полимеров. Таким образом, например, персульфат может быть восстановлен до серной кислоты, которая затем гидролизует полимеры. Можно выбрать окислители, имеющие низкую растворимость в водных флюидах, которые используются с полимерными волокнами, при тех температурах, при которых применяют волокна. В других вариантах реализации изобретения, окислители могут быть легко растворимыми в таких флюидах, но их можно заключать в оболочку или использовать с помощью других средств, задерживающих выход, чтобы отсрочивать или управлять выходом окислителя.

[0028] Другой ускоритель деструкции волокна содержит другие разрушаемые полимеры. Разрушаемые полимеры, которые используются как ускоритель деструкции волокна, распадаются более легко, чем полимеры, при определенных условиях, таких как более низкая температура, и они способствуют разрушению волокон. Такие разрушаемые полимеры могут распадаться со скоростью по меньшей мере в 10 раз большей, чем полимеры в тех же окружающих условиях. Разрушение полимера может включать его распад на части, что способствует разрушению полимерных волокон. Они могут быть "предшественниками полимерных кислот", которые при комнатной температуре обычно находятся в твердой фазе. Материалы-предшественники полимерных кислот могут содержать полимеры и олигомеры, которые гидролизуются или распадаются с образованием кислот в определенных средах при известных и управляемых условиях в отношении температуры, времени и pH. Кислоты, образованные из таких полимеров, могут представлять собой мономерные кислоты, но могут также включать димерные кислоты или кислоты с небольшим количеством связанных мономерных звеньев, которые, в аспекте вариантов реализации изобретения, описанного в данном документе, функционируют аналогично мономерным кислотам, состоящим из единственного мономерного звена.

[0029] Неограничивающие примеры таких разрушаемых полимеров для использования в качестве ускорителя деструкции волокна включают полимеры и сополимеры молочной кислоты, гликолевой кислоты, винилхлорида, фталевой кислоты и т. п. и их комбинации. Полимолочная кислота (PLA) и полигликолевая кислота (PGA) распадаются с образованием органических кислот молочной и гликолевой кислот, соответственно. Поливинилхлорид (PVC) распадается с образованием неорганической кислоты - соляной кислоты. Материалы-полимеры фталевой кислоты могут включать полимеры терефталевой и изофталевой кислот. Полиэфирные и полиамидные материалы, которые образованы из дикислот, которые разлагаются на кислоты с нужной скоростью в заданной среде, тоже можно использовать для формирования ускорителя деструкции волокна.

[0030] Ускоритель деструкции волокна можно использовать с полимерными волокнами множеством различных способов. В одном из вариантов реализации изобретения, ускоритель сформирован из материала, который обычным образом смешивают с обрабатывающим флюидом или его частью, содержащей полимерные волокна, и выбранной для медленного выпуска ускорителя деструкции волокна внутри обрабатывающего флюида, находящегося в контакте с окружающими полимерными волокнами, в течение продолжительного времени, при температуре, при которой предполагается использовать полимеры, такой как описанные ранее температуры пласта. Такие материалы-ускорители деструкции волокна не закрыты в оболочку, и их можно выбирать таким образом, чтобы они выпускали ускоритель деструкции волокна внутри обрабатывающего флюида через период времени, составляющий по меньшей мере один (1) час при температуре пласта, более конкретно от около одного (1) часа до около 14 часов, еще более конкретно от около одного (1) часа до около одного (1) дня. Как обсуждалось выше, такие материалы могут включать слаборастворимые основания, кислоты, окислители и их предшественники, такие как предшественники полимерных кислот. Материалы могут быть выполнены в виде твердых частиц, которые могут представлять собой гранулы, волокна и иметь другие твердые формы и конфигурации. Размер и форма могут также повышать скорость выпуска ускорителя. Например, больший размер частиц и меньшая площадь их поверхности могут увеличивать продолжительность выхода, по сравнению с меньшими частицами с большей площадью поверхности. Можно также использовать комбинацию частиц разных размеров и конфигурации. Как обсуждалось выше, эти разрушаемые полимеры, сформированные из предшественников полимерных кислот, легче разлагаются про температурах пласта, при этом они образуют кислоты, эффективные в качестве ускорителя деструкции волокна, и их можно использовать и формировать в волокна, которые применяются в комбинации с полимерными волокнами. Таким волокнам можно придавать размеры, формы и конфигурации такие же или аналогичные описанным ранее применительно к полимерным волокнам.

[0031] В другом варианте реализации изобретения, материалы-ускорители деструкции волокна внедряют в сами полимерные волокна. Это можно осуществить путем смешивания, купажирования или иного способа соединения материалов-ускорителей деструкции волокна с базовым полимером, который используется для формирования полимерных волокон, перед экструдированием полимера или иным процессом формирования его в волокна. Это может относиться к любым материалам-ускорителям деструкции волокна, которые обсуждались раньше, если они пригодны для смешивания, купажирования или иного способа соединения с базовыми полимерами перед экструдированием полимера или иным процессом формирования волокон. При использовании такого способа, добавленные к волокнам материалы могут быть по существу однородно распределены по матрице отдельного волокна. Альтернативно, добавки могут быть неоднородно распределены по волокну. Внедрение ускорителя деструкции волокна в волокно гарантирует, что он останется с волокнами в обрабатывающем флюиде и, пребывая там, будет способствовать их разрушению. Особенно подходящими для этого применения являются разрушаемые полимерные материалы, которые описаны выше. В определенных случаях, ускоритель деструкции волокна можно внедрять в волокно нанесением его в виде покрытия на уже сформированные полимерные волокна.

[0032] В еще одном применении, ускоритель деструкции волокна можно использовать с герметизирующим материалом. Герметизация создает возможность управляемого выпуска активного вещества. При таком способе можно использовать разрушающие материалы, которые более активны или вызывают более быстрый распад материалов волокна, поскольку герметизация замедляет или отсрочивает выпуск таких материалов. В их число могут входить кислоты, основания, окислители или другие ускорители разрушения, которые лучше растворяются в водных флюидах при температурах, при которых полимеры используются. Тем не менее, можно герметизировать также менее растворимые или медленнее растворимые материалы. Герметизирующий материал можно выбирать и конфигурировать для обеспечения желательной отсрочки или управляемого выпуска ускорителя деструкции волокна. С одним и тем же или разными ускорителями можно использовать различные типы герметизирующих материалов. Герметизирующие материалы могут также иметь различные размеры и конфигурации.

[0033] В качестве примера герметизированного ускорителя разрушения, можно привести окислители, такие как бромат натрия или пероксидисульфатдиаммония, которые могут быть герметизированы в сополимерах винилиденхлорида и метилакрилата.

[0034] На практике, герметизированный ускоритель перемешивают в обрабатывающем флюиде или его части с полимерными волокнами. Внедренный в систему волокон, герметизированный ускоритель деструкции может быть выпущен с задержкой и прогрессирующим образом, что создает возможность управляемого и непрерывного разрушения полимерных волокон. Герметизирующую оболочку можно выбирать и конфигурировать таким образом, чтобы она высвобождала ускоритель деструкции волокна внутри обрабатывающего флюида через период времени, составляющий по меньшей мере один (1) час при температуре пласта, более конкретно от около одного (1) часа до около 14 часов, еще более конкретно от около одного (1) часа до около одного (1) дня. Такая отсрочка может быть обеспечена также степенью растворимости герметизированного материала. Таким образом, желательного управления и отсрочки можно достичь за счет комбинации герметизирующего материала и собственно материала-ускорителя.

[0035] В другом варианте реализации изобретения, полимерные волокна формируют как би- или многокомпонентные волокна с другими разрушаемыми полимерами, такими, как описанные выше. В таких случаях, полимеры не смешивают и не объединяют друг с другом перед экструзией, а соэкструдируют или формуют раздельно, как отдельные компоненты одного и того же волокна. Это можно осуществить, например, соэкструзией, при которой отдельные потоки каждого полимерного компонента направлены от источника подачи через прядильную головку (часто упоминаемую как "пакет") в нужную структуру потока, пока потоки не достигнут выходной части пакета (т. е. прядильных отверстий), через которую они выходят из прядильной головки в требуемой многокомпонентной взаимосвязи. Формирование многокомпонентных полимерных волокон описано в патенте США No. 6465094, который включен в данный документ в полном объеме для всех целей. Различные компоненты многокомпонентных волокон можно располагать и конфигурировать во множество различных конфигураций, таких как волокна с сердечником, с одним или многими сердечниками, различными слоями и т. п. В качестве сердечника или оболочки можно использовать любой из полимеров или ускоритель деструкции волокна из разрушаемого полимера. В определенных вариантах реализации изобретения, ускоритель деструкции волокна из разрушаемого полимераа образует сердечник или сердечники, при этом полимер формирует оболочку или наружный слой. Многокомпонентные волокна можно конфигурировать в те же самые общие формы, размеры и конфигурации, что и описанные выше волокна.

[0036] Количество ускорителя деструкции волокна, которое используется в любом из описанных вариантов реализации изобретения, может варьироваться и может зависеть от многих факторов. Эти факторы могут включать конкретные окружающие условия при использовании (например, температура пласта, pH флюида и т. п.), применяемый тип ускорителя и его активность, тип используемого полимера и т. п. В общем случае, количество ускорителя деструкции волокна, используемое с полимерными волокнами, которые подлежат разрушению, будет находиться в массовом отношении от около 2:1 до около 1:100 ускорителя к полимеру, более конкретно от 1:1 до около 1:20 и еще более конкретно от около 1:2 до около 1:10. Таким образом, например, в обрабатывающем флюиде для комбинации ускоритель/волокно можно использовать массовое отношение 1:1, или ускоритель может составлять 50% массы самих волокон, в частности, когда он внедрен в полимерное волокно или соэкструдирован с волокнами для формирования многокомпонентных волокон.

[0037] Для отсроченного или управляемого разрушения полимерных волокон можно использовать любой из описанных выше способов. Точно так же, комбинацию любых из этих способов можно использовать в любом данном обрабатывающем флюиде.

[0038] Приведенные ниже примеры служат для дополнительной иллюстрации изобретения.

ПРИМЕРЫ

[0039] Действие раствора глушения в соответствии с настоящим изобретением можно связать с двумя независимыми свойствами: (1) способность флюида блокировать отверстия; и (2) способность флюида разрушаться с течением времени под воздействием температуры, тем самым, восстанавливая проницаемость.

[0040] Для всех примеров, был приготовлен следующий базовый флюид: водный раствор гуара с концентрацией 1,79 г/л+45,5 г/л частиц карбоната кальция SafeCARB™ 250, поставляемых компанией MI-SWACO, Хьюстон, штат Техас, США. Гуар был марки SLB-ESL, его поставляет EconomyPolymersandChemicals, Хьюстон, штат Техас, США.

ПРИМЕР 1

[0041] Насос 101соединили с трубкой 102. Внутренний объем трубки составлял 500 мл. Внутрь трубки вставили поршень 103. Датчик давления 104 вставили у конца трубки между поршнем и торцом трубки, который был соединен с насосом. Узел с прорезью 105 был присоединен к другому концу трубки.

[0042] Подробный вид узла с прорезью показан на Фиг. 2. Наружная часть узла представляла собой трубку 201, размеры которой составляли 130 мм в длину и 21 мм в диаметре. Прорезь 202 имела длину 65 мм. Имелись различные прорези, ширина которых варьировалась между 1 мм и 5 мм. Перед прорезью находилась сходящая на конус секция 203 длиной 10 мм.

[0043] В процессе эксперимента, испытываемый флюид прокачивали через 5-мм прорезь. Если происходило блокирование, наблюдалось резкое повышение давления. Испытания прекращали, когда давление достигало предела 34,5 бар (500-фунт/кв. дюйм).

[0044] К 500 мл базового флюида добавили 17,3 г/л волокон полимолочной кислоты (длиной 6 мм; 1,2 денье; поставляет TreviraGmbH, Германия). Остальной объем трубки 102заполнили водой. Затем добавили поршень 103. После этого в трубку закачивали воду с постоянной скоростью 750 мл/мин и регистрировали давление. В течение прокачивания, волокна и частицы сформировали непроницаемую пробку, что привело к резкому повышению давления в системе до 34,5 бар, и утечки через прорезь практически не было. График, показывающий изменение давления в зависимости от времени, представлен на Фиг. 3.

ПРИМЕР 2

[0045] Эксперимент проводили для оценки способности испытываемого флюида блокировать скважинные фильтры.

[0046] Схематическая диаграмма тестирующего оборудования показана на Фиг. 4. Перемешивающий бак с мешалкой 1120-L (1,11 кубометров (7 баррелей))401 был соединен с блоком тестирования фильтра 404. Блок тестирования фильтра представлял собой контейнер с установленным в нем цилиндрическим фильтром 405. Размер отверстия в фильтре составлял 2 мм (10 меш США). Центробежный насос 403 транспортировал испытываемый флюид через 10-см (4-дюймовую) трубку 402и в блок тестирования фильтра. Внутри блока тестирования фильтра флюид протекал через фильтр или отражался фильтром, когда вокруг него формировался непроницаемый осадок частиц/волокна. Флюид, проходящий через фильтр, транспортировался обратно в перемешивающий бак через 10-см (4-дюймовую) трубку406. Флюид, отраженный от фильтра, транспортировался обратно в перемешивающий бак через 10-см (4-дюймовую) трубку407.

[0047] Полиамидные волокна (Полиамид 6,6; размер 6 мм, 1,0 денье, поставляемые BarnetEurope, Германия) добавили к базовому флюиду в концентрации 5,7 г/л (2 фунт массы/баррель). Испытываемый флюид прокачивали в блок тестирования фильтра со скоростью 1140 л/мин (300 галл. США/мин). На блокирование фильтра указывало отсутствие флюида, возвращающегося в перемешивающий бак по трубке 406. Время, необходимое для блокирования фильтра, составляло от 4 до 6 мин.

ПРИМЕР 3

[0048] Эксперимент проводили для оценки влияния разрушения волокна на проницаемость барьера частицы/волокно, созданного в соответствии с данным изобретением.

[0049] Схематическая диаграмма тестирующего оборудования показана на Фиг. 5. Резервуар вытесняющего флюида 501соединен со шприцевым насосом 503 через клапан 502. Флюид, выходящий из шприцевого насоса, проходит через клапан 504, пока не достигает 15-см трубки 505с установленным на выходном конце фильтром 250 мкм (60 меш США). Трубка закрыта внутри печи 506. Флюид, выходящий через прорезь, проходит через клапан 507 в фильтрационный резервуар 508. Испытываемый флюид поместили внутрь 15-см трубки и прогоняли через фильтр, пока не происходило блокирование. (Пожалуйста, если необходимо, исправьте это описание). Давление в системе отслеживали при помощи барометрического датчика и регистрировали в компьютере 509. Данные по давлению использовали для расчета проницаемости фильтра по закону Дарси.

[0050] Волокно полимолочной кислоты (размер 6 мм; 1,2 денье; поставляет TreviraGmbH, Германия) добавили к базовому флюиду в концентрации 17,1 г/л (6 фунт массы/баррель). Прокачивали вытесняющий флюид с постоянной скоростью потока 250 мл/мин и регистрировали давление. Происходило резкое увеличение давления, указывающее на скопление волокон и формирование пробки. Затем прокачивали вытесняющий флюид и регистрировали скорость потока. Начиная с 3,5 МПа (500 фунт/кв. дюйм), давление в системе постепенно увеличивалось до 6,9 МПа(1000 фунт/кв. дюйм). Скорость потока при 6,9 МПа упала до менее 0,1 мл/мин, что соответствовало проницаемости пробки приблизительно 1 мД.

[0051] Печь была разогрета до 110°C и давление в системе сохранялось на уровне 6,9 МПа. Минимальный поток (<0,01 мл/мин) наблюдался до внезапного, произошедшего через 26 часов, падения давления, и тогда поток ускорился. После открытия трубки извлекли оставшийся материал, и выяснилось, что он рассыпается в порошок при надавливании рукой. Рассчитанная проницаемость пробки в зависимости от времени показана на Фиг. 6.

[0052] Хотя различные варианты реализации изобретения были описаны с учетом необходимости достаточного раскрытия, следует понимать, что данный документ не ограничен раскрытыми вариантами реализации изобретения. По прочтении данного описания, специалист в данной области может внести в него вариации и модификации, которые тоже входят в объем изобретения, определенный в приложенной формуле изобретения.

1. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы:

(i) приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна.

(ii) помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями;

(iii) обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации;

(iv) создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого; и

(v) удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации.

2. Способ обработки по п. 1, отличающийся тем, что отношение среднего размера частиц к размеру отверстия для формирования пробки составляет менее 1:200.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что водорастворимый полимер включает гуаровую смолу, гидроксипропил-производное гуаровой смолы, карбоксиметилгидроксиэтил-производное гуаровой смолы, метилцеллюлозу, этилцеллюлозу, гидроксиэтилцеллюлозу, гидроксипропилцеллюлозу, ксантановую смолу, диутановую смолу или полиакриламид, либо их комбинации.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы являются гранулированными, слоистыми или теми и другими и присутствуют в концентрации между 47 кг/м3 и 603 кг/м3.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что частицы состоят из карбоната кальция, ореховой скорлупы, пластмасс, серы, вспученного перлита, шелухи семян хлопчатника или чешуек целлофана, или их комбинаций.

6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что средний размер частиц (d50) находится между 20 мкм и 500 мкм.

7. Способ по п. 4, отличающийся тем, что частицы присутствуют в, по меньшей мере, двух отдельных гранулометрических группах, каждая из которых имеет свой средний размер частиц.

8. Способ по 1, отличающийся тем, что длина волокна находится между 1 мм и 30 мм, и диаметр волокна находится между 10 мкм и 200 мкм.

9. Способ по п. 8, отличающийся тем, что волокна содержат лактиды, гликолиды, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимер полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимер гликолевой кислоты с другими молекулами, содержащими гидроксил, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, сополимер молочной кислоты с другими молекулами, содержащими гидроксил, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, гидроксиуксусную кислоту (гликолевую кислоту), карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, поливиниловый спирт, полиамид или полиэтилентерефталат, или их комбинации.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что композиция дополнительно содержит ускоритель деструкции волокна, причем ускоритель присутствует в такой концентрации, чтобы массовое отношение ускоритель/волокно находилось между 1:1 и 1:100.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что ускоритель содержит основание, которое включает гидроксид кальция, оксид кальция, гидроксид магния, оксид магния, оксид цинка и их комбинации.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что ускоритель содержит кислоту, которая включает масляную кислоту, бензойную кислоту, нитробензойную кислоту, стеариновую кислоту, мочевую кислоту, или жирные кислоты, или комбинации их производных.

13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что ускоритель содержит окислитель, который включает бромат, персульфат, нитрат, нитрит, хлорит, гипохлорит, перхлорат, или перборат, или их комбинации.

14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что ускоритель покрыт оболочкой.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к вариантам системы гидравлического разрыва пласта. Система включает гидравлическую систему передачи энергии, выполненную с возможностью обмена давлением между первой жидкостью и второй жидкостью.

Изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородосодержащего пласта с использованием гидроразрыва.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин, вскрывших многопластовую продуктивную залежь нефти с низкими фильтрационно-емкостными свойствами с подошвенной водой в карбонатных породах.

Настоящее изобретение относится к несущему флюиду для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва пласта подземного пласта месторождения. Несущий флюид для гидроразрыва пласта для гидравлического разрыва подземного месторождения, содержащий, по меньшей мере, одно линейное или разветвленное гидрофтороуглеродное эфирное соединение, имеющее температуру кипения при давлении в 1 атмосферу (101325 Па) от 0 до 90°C.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта или залежи высоковязкой нефти. Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, закачку порциями по колонне труб в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты, выдержку, удаление продуктов реакции кислоты с породой, распакеровку пакера и извлечение его с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины, определение нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика, поинтервальное выполнение группы перфорационных с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта (ГРП) с образованием разветвленных трещин с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины.

Группа изобретений относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к вариантам способа и устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП).
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины.

Способ заканчивания скважины, включающий в себя устранение условия выпадения проппанта, которое возникло на интервале продуктивной зоны. Способ включает в себя создание скважины, и крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, а также установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, при этом запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к анионно-катионно-неионогенному поверхностно-активному веществу для добычи нефти. Анионно-катионно-неионогенное поверхностно-активное вещество – АКНПАВ - для добычи нефти представляет собой одно или более соединений, представленных приведенной формулой с указанным видом и сочетанием радикалов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Изобретение относится к пенообразующему составу, имеющему хорошую устойчивость при низких температурах, и способу его применения для повышения нефтеотдачи. Водный пенообразующий раствор анионного поверхностно-активного вещества для применения в способе повышения нефтеотдачи, содержащий один или более альфа-олефинсульфонатов - AOS, растворитель, имеющий химическую формулу C8Н18O3, C8H16O3 или их смесь, и воду.

Настоящее изобретение относится к композициям и способам для сохранения контроля над скважиной в течение капитального ремонта. Способ обработки подземной скважины в процессе ремонта скважины, содержащий этапы: приготовление композиции, содержащей воду, по меньшей мере, один водорастворимый полимер, частицы и способные разрушаться волокна, помещение композиции в ствол скважины таким образом, чтобы она вступала в контакт с хвостовиком со щелевыми прорезями, скважинным фильтром, перфорациями, либо их комбинациями, обеспечение возможности прохождения композиции в хвостовик, фильтр или перфорации так, чтобы частицы и волокна формировали, по меньшей мере, одну пробку или осадок на фильтре, или то и другое, которые выдерживают перепад давления выше 3,5 МПа, предотвращая дальнейшее движение флюида через хвостовик, фильтр или перфорации, создание возможности волокнам разрушаться, что приводит к ослаблению пробки или осадка на фильтре или того и другого, и удаление пробки или осадка на фильтре, или того и другого, для возобновления движения флюида через хвостовик, фильтр или перфорации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 13 з.п. ф-лы, 3 пр., 6 ил.

Наверх