Способ обработки подземных скважин с использованием изменяемых добавок

Есть еще 10 страниц.

Смотреть все страницы или скачать PDF файл.

Формула / Реферат

1. Способ заканчивания ствола скважины, включающий:

(а) закачивание в ствол скважины состава для обработки скважины, причем этот состав содержит рабочую жидкость для обработки скважины и добавку, имеющую трехмерную структуру, представленную в виде гранул и/или бусин, обладающую способностью разбухать в растворе.

(б) после закачивания состава в ствол скважины модификацию по меньшей мере одного из свойств добавки, выбранных из группы, включающей в себя скорость растворения, давление возгонки, давление паров, степень кристаллизации, объем, форму, плотность, пористость, вязкость, клейкость, в зависимости от состояния пласта путем одновременного или последовательного осуществления следующих действий: промывание раствором с контролируемой скоростью потока или контролируемым составом, тепловое воздействие, воздействие давлением, модификацию рабочей жидкостью, воздействие пластовой жидкостью.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что добавка представляет собой составную добавку, которую выбирают из комбинаций по крайней мере двух химических компонентов и комбинаций по крайней мере двух фаз по крайней мере двух компонентов.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что составная добавка содержит растворитель.

4. Способ обработки подземного пласта месторождения, рассеченного стволом скважины, включающий:

(а) подачу состава для обработки скважины, состоящего из рабочей жидкости для обработки скважины и добавки, отличающейся тем, что содержащаяся в составе добавка имеет трехмерную структуру, представленную в виде гранул и/или бусин, обладающих способностью разбухать в растворе;

(б) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины;

(в) контакт подземного пласта месторождения с составом для обработки скважины, и

(г) после закачивания состава в ствол скважины модификацию по крайней мере одного свойства добавки путем одновременного или последовательного осуществления следующих действий:

промывание раствором с контролируемой скоростью потока или контролируемым составом или с обоими контролируемыми параметрами, контролируемое тепловое воздействие, контролируемое воздействие давлением; контролируемую модификацию рабочей жидкостью; воздействие пластовой жидкостью;

при этом по крайней мере одно свойство добавки выбирают из группы, включающей скорость растворения, давление возгонки, растворимость, давление паров, степень кристалличности, объем, форму, плотность, пористость, модуль, вязкость, клейкость и комбинацию вышеуказанного,

отличающийся тем, что после первой модификации по крайней мере одного свойства добавки может быть осуществлена дальнейшая модификация добавки, и при этом может производится модификация того же свойства добавки.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что добавка содержит растворитель и модификация добавки включает воздействие на разбухшую в растворителе добавку жидкости, способной удалить, по крайней мере, порцию растворителя.

6. Способ обработки подземного пласта, рассеченного стволом скважины, включающий:

(а) подачу рабочей жидкости для обработки скважины, содержащей жидкий компонент и твердый компонент;

(б) объединение рабочей жидкости для обработки скважины с добавкой с образованием состава для обработки скважины, отличающегося тем, что содержащаяся в составе добавка имеет трехмерную структуру, представленную в виде гранул и /или бусин, обладающих способностью разбухать в растворе;

(в) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины, пересекающий подземное месторождение;

(г) формирование набивки, содержащей твердый компонент и добавку в желаемом месте ствола скважины или пласта месторождения; и

(д) после закачивания состава в ствол скважины осуществление активации добавки;

отличающийся тем, что добавка представляет собой составную добавку, включающую комбинации по крайней мере двух фаз и по крайней мере двух компонентов; при этом модификация добавки затрагивает по крайней мере одно свойство добавки, выбранной из групы, включающей скорость растворения, давление возгонки, растворимость, давление паров, степень кристалличности, объем, форму, плотность, пористость, модуль, вязкость, клейкость и комбинаций вышеуказанного.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что добавка содержит активатор и модификация осуществляется посредством реализации механизма активации.

Рисунок 1

Текст

Смотреть все

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНЫХ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИЗМЕНЯЕМЫХ ДОБАВОК Описаны составы рабочих жидкостей для обработки скважин и способы их получения и использования; один из составов содержит рабочую жидкость для обработки скважины и добавку,объединенную с рабочей жидкостью, отличающуюся тем, что добавку выбирают из твердых веществ, жидкостей и их сочетания, добавка имеет форму поверхности, по крайней мере с одним из свойств формы поверхности, позволяющим добавке изменяться под воздействием контролируемого параметра после введения состава в гидравлический разрыв пласта или гравийный фильтр. В способах, описанных в данном изобретении, добавка существует исходно в первом состоянии и затем изменяется и переходит во второе состояние. Первое состояние может увеличивать эффективность выноса проппанта, тогда как второе состояние может увеличивать гидропроводность. В некоторых примерах осуществления изобретения добавки могут возвращаться в первое состояние.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL); 3 М ИННОВЕЙТИВ ПРОПЕРТИЗ КОМПАНИ (US) Предпосылки создания изобретения Данное изобретение относится к способам извлечения сжиженных нефтепродуктов из подземных скважин с использованием одной или нескольких рабочих жидкостей для обработки приствольной зоны скважины. Не все составы и способы, используемые для модификации ближней приствольной зоны гидравлического разлома, в частности с целью защиты от выноса проппанта, являются эффективными. Многие способы защиты от выноса проппанта предусматривают добавление смолы, материалов, увеличивающих клейкость, волокон или деформируемых частиц в гравийный фильтр с целью усиления трения между частицами (и трения между частицами и стенкой) и предотвращения вовлечения отдельных зерен песка или проппанта в жидкую фазу и проникновения их в ствол скважины. Хотя этим способы могут обеспечить эффективную защиту от выноса проппанта, это часто происходит за счет снижения гидропроводности разлома, поскольку эти добавленные материалы, предназначенные для защиты от выноса проппанта,могут занимать место в пористой набивке, заполнять некоторые фильтрующие каналы и уменьшать проницаемость для представленной проппантом набивки. В связи с изменениями скорости течения пластовой жидкости, состава и фазы пластовой жидкости,потребность в защите от выноса проппанта может со временем уменьшаться. Часто защита от выноса проппанта может быть необходимой только в первые несколько дней или недель после образования гидравлического разлома, когда скорость течения пластовой жидкости максимальна. Часто пачка проппанта испытывает максимальное напряжение в первые несколько часов очистки скважины, когда разрушенная жидкость выносится с высокой скоростью и смыкание трещины не достигло равновесия. Также, многие газовые скважины характеризуются чрезвычайно резкими кривыми снижения - крайне высокими скоростями добычи газа в первые несколько месяцев и снижением добычи по мере падения давления в пласте. Таким образом остается важная и до настоящего времени неудовлетворенная в данной области техники потребность в способах обработки подземных пластов, пересеченных стволами скважин, и способах заканчивая стволов скважины, обеспечивающих защиту от выноса проппанта, с использованием изменяемой добавки или добавок, обладающих хорошими свойствами защиты от выноса проппанта и при этом наносящих минимальный долговременный ущерб гидропроводности пачки проппанта. Краткое описание В соответствии с настоящим изобретением описаны способы заканчивания или иной обработки подземного пласта, которые обеспечивают более эффективную защиту от миграции мелкодисперсного материала и переноса или выноса в стволах скважин и пластах или уменьшение этих процессов и которые могут быть осуществлены без ухудшения существенной гидропроводности. Первым аспектом данного изобретения является способ заканчивания ствола скважины, включающий: (а) закачивание в ствол скважины состава для обработки скважины, причем этот состав содержит рабочую жидкость для обработки скважины и добавку, имеющую форму внешней поверхности; и (b) модификацию, по крайней мере, одного свойства формы внешней поверхности добавки, посредством управления параметром, после закачивания состава в ствол скважины. Способы, относящиеся к данному аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что по крайней мере одно свойство выбирают из группы, включающей скорость растворения, давление возгонки, растворимость, фазу, степень кристалличности, объем, форму, плотность, пористость, модуль,вязкость, липкость, степень гидролиза, присутствие функциональных химических групп и комбинации этих свойств. Другие способы, относящиеся к данному аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что добавка представляет собой составную добавку, которую выбирают из группы, включающей следующее: комбинации двух или более химических компонентов, комбинации двух или более фаз одного компонента и комбинации двух или более фаз двух или более компонентов. Составные добавки, которые могут быть использованы в данном изобретении, могут содержать по крайней мере одну полимерную частицу. Составная добавка может содержать жидкость, например, растворитель. В случае использования растворителя, растворитель может вызывать разбухание одной или нескольких порций добавки, и удаление по крайней мере одной порции растворителя может приводить к уменьшению разбуханию одной или нескольких порций добавки. Растворители, которые могут быть использованы в данном изобретении,могут быть выбраны из имеющих неразветвленную или разветвленную цепь алканов, алкил галидов,спиртов, простых эфиров, тиолов, сульфидов, алкенов, алкинов, альдегидов, кетонов, карбоновых кислот(например, сложных эфиров, амидов, ацил галидов, кислотных ангидридов, нитрилов и подобных соединений), веществ, имеющих в молекуле ароматическое кольцо, неароматических веществ, дифункциональных веществ, аминов и других азотсодержащих веществ (например, ароматических азотсодержащих веществ), ароматических карбонильных соединений и сульфоновых кислот, фенолов, фениловых эфиров и хинонов; полициклических ароматических углеводородов; гетероциклических соединений (например, фуранов, пирролов и тиофенов) и других веществ. Примеры таких веществ могут являться моно-, ди-, три- и полиосновные сложные эфиры, например, этил лактат, этилацетат и подобные вещества; кетоны, например, ацетон, ацетилацетон, метилэтил кетон и подобные вещества; спирты с нераз-1 021092 ветвленной и разветвленной цепью, например, метанол, этанол, изопропанол и подобные вещества; ароматические растворители и их производные, например, бензол, толуол, ксилол, стирол, дивинилбензол и подобные вещества; амиды, например, диметилформамид; N-метил-пирролидон, хлороформ, этиленкарбонат, диметилсульфоксид, диметилацетамид, хлористый метилен, тетрагидрофуран, фурфуриловый спирт и смеси этих веществ. В соответствии с определенными способами составная добавка может содержать растворимые образования. Растворимые образования могут быть частично или полностью инкапсулированы. Другие способы могут дополнительно включать выполнение, по крайней мере, некоторой обработки добавки вблизи ствола скважины перед закачиванием. В соответствии с определенными способами состав может содержать проппант. Другие способы, имеющие отношение к данному аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что добавка или порция добавки модифицируется под воздействием по крайней мере одного условия, которые выбирают из группы, включающей промывание раствором с контрлируемой скоростью потока или контролируемым составом или с обоими контролируемыми параметрами; прохождение по крайней мере одного контролируемого периода времени; контролируемое применение тепла или теплового воздействия; контролируемое воздействие давления; контролируемую модификацию рабочей жидкости; воздействие пластовой жидкости; одновременную комбинацию вышеперечисленных условий; и последовательную комбинацию вышеперечисленных условий. В контексте данного документа термин "состав для обработки скважины" может включать жидкости для воздействия на пласт, рабочие жидкости для гидроразрыва, промывочные жидкости, жидкости для кислотной обработки, растворы для заканчивания скважин и тому подобное. Составы для обработки скважины могут иметь водную основу, масляную основу или водно-масляную основу, и могут содержать любое количество жидких и твердых субкомпонентов, которые будут обсуждаться в данном документе более подробно, например, вода, органические химические вещества, поверхностно-активные вещества,модификаторы реологии, соли, полимерные композиции, волокна, отверждающие реагенты, повышающие клейкость компоненты и подобные. Состав для обработки скважины может содержать или не содержать проппант и может подвергаться или не подвергаться вспениванию. Термин "подземная жидкость" означает природную жидкость, выделяющуюся из подземной геологической формации, и может содержать в себе рабочую жидкость для обработки скважины и подземные жидкости. В контексте данного документа термин "добавка" означает материал, который, по крайней мере, частично совместим с рабочей жидкостью для обработки скважины и обладает внешней поверхностью; внешняя поверхность имеет форму, по крайней мере часть формы внешней поверхности обладает по крайней мере одним свойством, которое управляется после закачивания состава в ствол скважины. В контексте данного документа термин "форма внешней поверхности" означает трехмерную структурную порцию добавки, обладающую формой и размером, при этом основной участок структурной порции может быть подвергнут воздействию по крайней мере одного модифицирующего параметра. В некоторых примерах осуществления изобретения, описанных в данном документе, например, в том случае когда частицы добавки присутствуют в форме разбухающих в растворе гранул, бусин или других имеющих определенную форму изделий, трехмерная структура может представлять собой, по существу, цельную частицу добавки. В некоторых примерах осуществления изобретения может изменяться только форма внешней поверхности. В других примерах осуществления изобретения может изменяться только размер внешней поверхности. В других примерах осуществления изобретения может изменяться как форма, так и размер внешней поверхности. У типичных добавок имеется по крайней мере одно идентифицированное свойство формы внешней поверхности, модифицируемое посредством управления параметром после закачивания состава в ствол скважины. Значение фразы "модифицируемое посредством управления параметром после закачивания состава в ствол скважины" станет более очевидным при последующем описании, но примеры могут быть выбраны из группы, включающей скорость растворения, давление возгонки, растворимость, фазу, степень кристалличности, объем, форму, плотность, пористость, модуль,вязкость, липкость, степень гидролиза, присутствие функциональных химических групп и сочетание этих свойств. Например, изменение может быть осуществлено посредством использования промывочного раствора (скорость расхода и состав которого можно контролировать), прохождения по крайней мере одного контролируемого периода времени, контролируемого применения тепла, одновременного сочетания этих параметров или последовательного сочетания этих параметров. "Изменение" может быть осуществлено резко или постепенно, в зависимости от желания. Изменение может затрагивать внешнюю поверхность добавки целиком или порцию внешней поверхности. Например, если добавка представляет собой твердое вещество, часть всей внешней поверхности может подвергаться возгонке, при этом внутренние порции или слои могут оставаться неизменными. Могут быть использованы добавки, форма внешней поверхности которых может меняться, присутствуя, по крайней мере, в двух состояниях. При нахождении формы внешней поверхности (или ее порции) во втором состоянии добавка может быть названа "модифицированной добавкой". Первое состояние добавки предназначено для того, чтобы обеспечивать эффективную защиту от выноса проппанта. Это состояние сохраняется в течение предусмотренного периода времени, который определяется по крайней мере одним контролируемым свойством формы внешней поверхности добавки, и также химической и физической средой гидроразрыва пласта. Изменение формы внешней поверхности добавки с переходом ее во второе состояние может быть достигнуто в результате химической, физической, тепловой обработки или сочетания этих обработок. Вторым состоянием является такое состояние, в котором модифицированная добавка, в некоторых примерах осуществления изобретения, не оказывает неблагоприятного воздействия (в некоторых примерах осуществления изобретения оказывает незначительное неблагоприятное воздействие) на гидропроводность разрывов. При нахождении во втором состоянии добавка может сохранять некоторые дополнительные положительные свойства, выступая в качестве материала, захватывающего и ограничивающего подвижность мелких частиц продуктивной толщи, или в качестве резервуара для контролируемого высвобождения полезных химических веществ. Находящаяся во втором состоянии добавка может быть реактивирована и переведена в первое состояние посредством химической, физической тепловой обработки или комбинации этих обработок, например при обработке промыванием. Добавки, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут включать добавки, отличающиеся тем, что их форма внешней поверхности может быть спроектирована таким образом, чтобы время существования первого состояния добавки можно было регулировать с учетом различных подземных условий в разных разломах. Настройка может быть осуществлена посредством продуманного выбора по крайней мере одного специфического свойства материала формы внешней поверхности конкретной добавки, применительно к конкретной обработке, из группы свойств, включающей: скорость растворения, давление возгонки, растворимость, фазу, степень кристалличности, объем,форму, плотность, пористость, модуль, вязкость, липкость, степень гидролиза и присутствие функциональных химических групп. Добавки, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут быть произведены при использовании процесса, отличающегося тем, что заключительный этап производства может быть осуществлен либо на территории района, либо на месте проведения полевых работ, где в конечном счете будет использована добавка. Этот более поздний этап производства важен для расширения полезности раскрытых в изобретении составов и способов, поскольку свойства формы внешней поверхности добавки могут быть в местных условиях отрегулированы с учетом специфических потребностей предстоящей обработки. Такой признак изобретения может упростить последовательность производственных этапов и местные требования к запасам материально-технических средств. Вторым аспектом изобретения является способ обработки подземного пласта месторождения, рассеченного стволом скважины, включающий: (а) обеспечение состава для обработки скважины, состоящего из рабочей жидкости для обработки скважины и добавки, отличающейся тем, что содержащаяся в составе добавка обладает формой внешней поверхности; (b) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины; (с) контакт подземного пласта месторождения с составом для обработки скважины; и(d) модификации по крайней мере одного свойства формы внешней поверхности добавки посредством управления параметром после закачивания состава в ствол скважины. Способы, имеющие отношение к данному аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что модификация происходит с контролируемой скоростью. Некоторые способы предусматривают, что после первой модификации по крайней мере одного свойства формы внешней поверхности добавки может быть осуществлена дальнейшая модификация формы внешней поверхности добавки. Дальнейшая модификация и первое модифицированное свойство могут являться или не являться одним и тем же свойством. В соответствии с определенными способами форма внешней поверхности добавки после дальнейшей модификации, по существу, является такой же, как до выполнения первой модификации. В соответствии с определенными способами, модификация может быть осуществлена посредством воздействия условия, выбранного из группы, включающей промывание раствором с контролируемой скоростью потока или контролируемым составом или с обоими контролируемыми параметрами; прохождение по крайней мере одного контролируемого периода времени; контролируемое применение тепла или теплового воздействия; контролируемое воздействие давления; контролируемую модификацию рабочей жидкости; воздействие пластовой жидкости; одновременную комбинацию вышеперечисленных условий; и последовательную комбинацию вышеперечисленных условий. В соответствии со способами, относящимися к первому аспекту изобретения, добавка может представлять собой композиционный материал, либо композиционный материал может содержать растворимые образования, и модификация представляет собой обеспечение воздействия солюбилизирующей жидкости на добавку. Растворимый материал может быть частично или полностью инкапсулирован в непроницаемую оболочку, и воздействие солюбилизирующей жидкости на добавку может приводить к разложению, по крайней мере, порции, непроницаемой оболочки. Добавка может содержать растворитель, и модификация добавки может включать обеспечения воздействия жидкости, способной удалить,по крайней мере, порцию растворителя, по крайней мере, на форму внешней поверхности разбухшей в растворителе добавки. Способы, относящиеся ко второму аспекту изобретения, включают способ, отличающийся тем, что модификация представляет собой химическую модификацию и далее включает обеспечение жидкости для химической модификации, по крайней мере, порции формы внешней поверхности добавки. Другие способы отличаются тем, что подземный пласт месторождения содержит жидкость, и способ дополнительно включает обеспечение воздействия пластовой жидкости на добавку, приводящего к модификации добавки. Определенные способы могут включать осуществление, по крайней мере, некоторой обработки добавки вблизи от ствола скважины. Третий аспект настоящего изобретение включает: (а) обеспечение рабочей жидкости для обработки скважины, включающей жидкий компонент и твердый компонент; (b) объединение рабочей жидкости для обработки скважины с добавкой с образованием состава для обработки скважины, отличающегося тем, что содержащаяся в составе добавка обладает формой внешней поверхности; (с) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины, пересекающий подземное месторождение; (d) формирование набивки, содержащей твердый компонент и добавку в желаемом месте ствола скважины или пласта месторождения; и (е) модификацию по крайней мере одного свойства формы внешней поверхности добавки посредством управления параметром после закачивания состава в ствол скважины. Модификация может происходить с контролируемой скоростью и может происходить автоматически без дальнейшего вмешательства. В соответствии с определенными способами, после первой модификации по крайней мере одного свойства формы внешней поверхности добавки может быть осуществлена дальнейшая модификация формы внешней поверхности добавки. Дальнейшая модификация и первое модифицированное свойство могут являться или не являться одним и тем же свойством. В соответствии с определенными способами форма внешней поверхности добавки после дальнейшей модификации,по существу, является такой же, как до выполнения первой модификации. Способы включают способы, отличающиеся тем, что твердый компонент содержит частицы, и способы, отличающиеся тем, что добавка представляет собой составную добавку, выбранную из комбинации по крайней мере двух химических компонентов, комбинации по крайней мере двух фаз одного компонента и комбинации по крайней мере двух фаз по крайней мере двух компонентов. Другие способы,относящиеся к данному аспекту, отличаются тем, что составная добавка содержит по крайней мере одну полимерную частицу. Существуют и другие способы отличающиеся тем, что добавка содержит растворитель; и способы, отличающиеся тем, что модификация включает удаление, по крайней мере, порции растворителя; и способы, отличающиеся тем, что растворитель выбирают из перечисленных в данном документе выше. В пласте месторождения может содержаться пластовая жидкость, и модификация может происходить в результате воздействия пластовой жидкости. К числу прочих относятся способы, отличающиеся тем, что добавка содержит активатор, и модификация осуществляется посредством реализации механизма активации. В соответствии с определенными другими способами рабочая жидкость для обработки скважины может представлять собой жидкость для гидроразрыва, этап закачивания осуществляется при давлении,достаточном для создания трещин в подземном пласте месторождения, частицы могут содержать проппант, и набивка представляет собой пачку проппанта, образовавшуюся по крайней мере в одной трещине. В соответствии с другими способами, относящимися к данному аспекту изобретения, рабочая жидкость для обработки скважины представляет собой гравийный фильтр, сформировавшийся в желаемом месте в стволе скважины или вблизи ствола скважины. Способы обработки скважины, относящиеся к данному изобретению, включают способы, отличающиеся тем, что набивка образуется в желаемом месте в стволе скважины или вблизи ствола скважины до изменения добавки из первого состояния во второе состояние. Варианты данного примера осуществления изобретения включают способы, отличающиеся тем, что набивка образуется из твердого компонента; способы, отличающиеся тем, что после перехода добавки из первого состояния во второе,добавки впоследствии (после по крайней мере одного контролируемого периода времени) возвращаются из второго состояния в первое состояние; и способы, отличающиеся тем, что обратное изменение состояния добавки происходит в результате промывания жидкостью с химическими реагентами. В этих примерах осуществления изобретения добавка может представлять собой композиционный материал. Изменение добавки из первого состояния во второе может представлять собой изменение объема(например, уменьшение объема), изменение химического состава (которое может включать изменение свойств, например, клейкости), изменение пористости, приводящее к повышенной гидропроводности набивки, комбинации этих изменений и подобных изменений. Как упоминалось ранее, составы рабочих жидкостей, пригодные для использования в данном изобретении, могут содержать проппант. Как будет обсуждаться далее в данном документе, могут применяться проппанты любого типа, включая проппанты с покрытием и без покрытия, и смеси таких проппантов. В соответствии с определенными способами, относящимися к данному изобретению, проппант может быть представлен одним проппантом или смесями по крайней мере двух разных проппантов. Например, проппант может иметь единую внешнюю поверхность, либо в одном жидком составе могут присутствовать частицы проппантов с различающимися внешними поверхностями. Более того, в одной и той же рабочей жидкости ядро проппанта в разных частицах проппанта может быть одинаковым или различаться. Альтернативно, способы, относящиеся к данному изобретению, могут включать закачивание ра-4 021092 бочей жидкости с первым составом, относящимся к настоящему изобретению, с последующим закачиванием по крайней мере одной дополнительной рабочей жидкости с составом, относящимся к данному изобретению, при этом проппанты в составе каждой рабочей жидкости, относящейся к данному изобретению, различаются. Добавки, пригодные для использования в соответствии с данным изобретением, включают волокна,которые могут быть однокомпонентными волокнами, многокомпонентными волокнами и смесями этих волокон. Способы, относящиеся к настоящему изобретению, могут включать закачивание волокон в подземный пласт месторождения, либо в форме ингредиента состава рабочей жидкости, относящегося к изобретению, либо в форме отдельного состава. Способы, относящиеся к данному изобретению, включают способы управления частицами и/или потоком жидкости между подземным стволом скважины и подземным пластом месторождения (в некоторых примерах осуществления изобретения - сокращения или устранения частиц и/или потока жидкости). Определенные способы данного изобретения отличаются тем, что управление потоком частиц включает уменьшение миграции мелкодисперсного материала из подземного пласта месторождения в ствол скважины. Разнообразные аспекты изобретения станут более очевидными после ознакомления с представленными ниже кратким описанием иллюстраций, подробным описанием изобретения и формулы изобретения. Краткое описание чертежей Для полноты понимания отличительных признаков и преимуществ настоящего изобретения, предлагается подробное описание изобретения и сопровождающих его иллюстраций. Фиг. 1-4 - схематические изображения примеров осуществления изобретения - поперечные срезы добавок, которые могут быть использованы в соответствии с определенными способами изобретения; фиг. 5 - схематическое перспективное изображение другого примера осуществления изобретения добавка, которая может быть использована в соответствии с определенными способами изобретения; фиг. 6 - графическое изображение результатов тестирования гидропроводности при использовании стандартного песка, содержащего в себе разбухающую/отбухающую добавку, которая может быть использована в соответствии с определенными способами изобретения; и фиг. 7 - графическое изображение относительной проницаемости стандартного песка, содержащего в себе разбухающую/отбухающую добавку, которая может быть использована в соответствии с определенными способами изобретения, по сравнению с песком, не содержащим такой добавки. Однако следует отметить, что фиг. 1-5 из числа прилагаемых иллюстраций крайне схематичны, не всегда выполнены с соблюдением масштаба и иллюстрируют только типичные примеры осуществления изобретения - добавки, которые могут быть использованы в соответствии с определенными способами изобретения, поэтому эти иллюстрации не следует считать ограничивающими объем изобретения, которое допускает другие в равной степени эффективные варианты осуществления изобретения. Подробное описание В представленном ниже описании изложены многочисленные подробности, чтобы обеспечить понимание определенных способов, относящихся к настоящему изобретению. Однако специалистам в данной области технике будет понятно, что способы, относящиеся к данному изобретению, могут быть осуществлены на практике и при отсутствии этих подробностей, и что возможны многочисленные варианты и модификации описанных примеров осуществления изобретения. Одна из категорий добавок, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, объединяет добавки с разлагаемой внешней поверхностью, защищающие от выноса проппанта. Эта категория включает волокна, пленки, палочки, гранулы, таблетки и бусины, используемые для защиты от выноса проппанта, содержащие, по крайней мере, порцию формы внешней поверхности, которая подвергается контролируемому разложению в условиях нисходящей части скважины. Эти добавки будут усиливать прочность пачки проппанта в течение периода времени, и затем вся форма внешней поверхности или ее порция может подвергнуться растворению или возгонке или подвергнуться частичному растворению или возгонке в масляной/водной/газовой среде в условиях нисходящей части скважины. Подходящие разлагаемые материалы могут иметь органическую или неорганическую природу, либо представлять собой комбинацию (смеси) этих материалов. Примерами пригодных для использования разлагаемых органических материалов являются растворимые в водной фазе полимеры, например, полимолочная кислота, полигликолевая кислота или сополимеры этих кислот, растворимые в водных фазах в подземных условиях. Другими пригодными разлагаемыми органическими материалами являются растворимые в масляной фазе материалы, например, полистирол и его гомологи, производные полистирола и их гомологи; некоторые низкомолекулярные полиолефиновые волокна и образованные ими сополимеры. Разлагаемые органические материалы, которые могут быть использованы в соответствии с определенными способами, относящимися к данному изобретению, могут содержать физические смеси по крайней мере двух растворимых в водной фазе полимеров, по крайней мере двух растворимых в масляной фазе полимеров, и смеси, образованные по крайней мере одним растворимым в водной фазе полимером и по крайней мере одним растворимым в масляной фазе полимером. Еще одной категорией пригодных добавок с органической разлагаемой формой внешней поверхности или порциями этой поверхности являются органические вещества или смеси таких веществ, которые возгоняются при температурах около 0 С и выше в присутствии потоков газообразных углеводородов. К примерам таких добавок относятся камфора, нафталин, бензальдегид, смеси этих веществ и подобные вещества. Также могут быть использованы соли вышеперечисленных органических разлагаемых добавок. Пригодные неорганические разлагаемые материалы для использования в качестве имеющей модифицируемую внешнюю поверхность формы добавок, относящихся к данному изобретению, включают неорганические соли, например, хлорид натрия, хлорид калия, карбонат аммония, перхлорат аммония,смеси этих веществ и подобные вещества. Примерами принадлежащих к данной категории добавок, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут включать первый компонент формы внешней поверхности добавки, по существу, нерастворимый под воздействием выбранной среды ствола скважины, и второй компонент формы внешней поверхности добавки, растворимый под воздействием выбранной среды ствола скважины, скорость и/или место растворения которого, по крайне мере, частично контролируется структурой первого компонента. Первый компонент может быть составлен таким образом, чтобы его функция заключалась в ограничении растворения второго компонента посредством ограничения скорости или места, либо и скорости, и места растворения второго материала. Кроме того, первый компонент может характеризоваться более широкой температурной характеристикой, по сравнению с более растворимым вторым компонентом, и вследствие этого, в отличие от второго компонента, не подвергаться чрезмерному разложению при экстремальных температурах. Первый компонент может быть структурирован многими способами, чтобы обеспечить контроль над разложением второго компонента. Например, первый компонент может содержать по крайней мере один элемент, погруженный в массу второго компонента. Первый компонент может быть выбран из полимерных материалов, металлов, которые не плавятся в стволе скважины и среде разлома; материалов, растворимых в кислых составах, хрупких керамических материалов и композитов. Первый компонент может включать наполнители и другие ингредиенты, при условии, что эти ингредиенты имеют сходные механизмы разложения. Полимерные материалы, пригодные для первого состава, включают природные полимеры, синтетические полимеры, смеси природных и синтетических полимеров и слоистые варианты полимеров, отличающиеся тем, что состав и толщина отдельных слоев может быть одинаковой или различаться. Термин "полимерные материалы" включает композиционные полимерные материалы, например, полимерные материалы, содержащие в себе наполнители, пластификаторы и волокна. Пригодные синтетические полимерные материалы включают материалы, выбранные из термоотверждающихся и не-термоотверждающихся полимеров. Примерами пригодных нетермоотверждающихся полимеров являются термопласты, например, полиолефины, сополимеры полиолефинов, иономеры, например, реализуемые компанией E.I. DuPont de Nemours под торговым обозначением "СУРЛИН", политетрафторэтилен, полихлортрифторэтилен и термоэластопласты. Функция второго компонента заключается в контролируемом растворении в условиях ствола скважины, т.е. растворении с той скоростью и в том месте, которые определяются структурой первого компонента. Это дает возможность заблокировать трещины в стволе скважины на периоды времени, определенные оператором. Второй компонент может содержать водорастворимый неорганический материал,водорастворимый органический материал и комбинации этих материалов. Водорастворимый органический материал может содержать водорастворимый полимерный материал, например, поли(виниловый спирт), поли(молочную кислоту) и подобные вещества. Водорастворимый полимерный материал может представлять собой либо не растворимый в воде в обычных условиях полимер, который становится растворимым в результате гидролиза боковых цепей, либо главная цепь полимера может быть гидролизуемой. На фиг. 1-4 схематично показаны примеры конструкции разлагаемых добавок, представленные в виде поперечных сечений. На фиг. 1 показан пример осуществления изобретения 100, имеющий, в целом, прямоугольное поперечное сечение 2 и содержащий первый структурный компонент 4 и разлагаемый компонент 6, заполняющий серию сквозных отверстий 8. Стрелкой показан переход из первой стадии во вторую стадию; и как показано на фиг. 1, разлагаемый компонент был удален под воздействием условий, достаточных для полного разложения разлагаемого компонента 6, при использовании, например, промывочной жидкости, содержащей реагенты, после чего сквозные отверстия 8 остались незаполненными и доступными для прохождения пластовой жидкости. На фиг. 2 показан пример осуществления изобретения 200, поперечное сечение 12 которого имеет, в целом, форму бруска или гранул. Серия разлагаемых участков 6 находится в соответствующей серии сквозных отверстий 8 в матриксе, по существу,не разлагаемого материала 4. Так же, как в примере осуществления изобретения 100, изображенном на фиг. 1, разлагаемые участки 6 в примере осуществления изобретения 200 удаляются при воздействии на добавку условий, достаточных для полного разложения материала 6, оставляя незаполненными сквозные отверстия 8, которые позволяют пластовым жидкостям проникать в скважину. На фиг. 3 проиллюстрирован еще один полезный пример осуществления изобретения 300, имеющий, в целом, прямоугольное поперечное сечение 20, в котором большое количество разлагаемого материала 24 инкапсулировано в оболочку относительно неразлагаемого материала 22. Таким образом, в вариантах осуществления изобретений 100, 200 и 300 разлагаемые материалы исходно защищены от пластовых жидкостей физическими барьерами и герметичными оболочками. По мере разрушения или разложения этих барьеров, растворимые участки обнажаются и могут быть выведены. В примерах осуществления 100, 200 и 300 разлагаемый материал со временем полностью разлагается и растворяется, и при этом высвобождается большая часть порового пространства в пачке проппанта. Однако в некоторых примерах осуществления изобретения будет полезным, если разлагаемый материал,обладающий полезными свойствами для функционирования пачки проппанта, будет оставаться на месте. Например, фиг. 5, представляющий пример осуществления изобретения 400, иллюстрирует, что составная добавка 30, исходно содержащая два разлагаемых слоя 32 и 34 и расположенный между ними слой 36, может оставаться на месте после воздействия условий, достаточных для разложения слоев 32 и 34; очень тонкая пленка 36 из очень клейкого материала может помочь минимизировать миграцию мелкодисперсного материала. В примере осуществления изобретения, изображенном на фиг. 5, разлагаемые внешние слои 32 и 34, выступающие в качестве деформируемого материала, обеспечивают "временную" защиту от выноса проппанта. При разложении этих слоев открываются поровые пространства и остается клейкая полоска 36, которая может действовать как подушка, препятствуя миграции мелкодисперсного материала. В альтернативных примерах осуществления изобретения разлагающийся материал, подобный показанному на фиг. 1-3 и 5, может высвобождать отверждаемую смолу, которая при отверждении стабилизирует песчаную набивку после смыкания трещины и минимизирует циклические напряжения. Примеры отверждаемых смол, пригодных для использования в соответствии с данным изобретением, обсуждаются в данном документе ниже. Добавки, пригодные для использования в составах и способах, относящихся к данному изобретению, могут быть исходно отсортированы по размеру в целях предотвращения выноса проппанта. Например, в случае волокон и стержневидных добавок, соотношение сторон этих материалов может превышать 5:1, при оптимальном диаметре поперечного сечения 5 микрон или больше. Если добавка имеет форму бусин, бусины могут быть деформируемыми и распределяются по размеру в зависимости от используемого проппанта. Размер бусин или сферических добавок часто следует выбирать таким образом,чтобы они по диапазону размеров были близкими к диапазону размеров частиц проппанта. Другая категория добавок, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, представляет собой добавки с внешней поверхностью, разбухающей и отбухающей в контролируемых условиях, например, в рабочих жидкостях для обработки скважин, и отбухающих со временем под воздействием среды нисходящей скважины или нисходящей скважины после введения в нее жидкостей,например, промывочных составов, содержащих химические реагенты и подобных жидкостей. На фиг. 4 проиллюстрированы 2 стадии разбухающей в растворителе добавки 40. В определенных примерах осуществления изобретения, например примере, проиллюстрированном на фиг. 4, в виде перекрестного сечения форма внешней поверхности содержит всю добавку целиком. Слева на фиг. 4 проиллюстрирована в виде поперечного сечения добавка, которая подвергается существенному разбуханию и, за счет этого,занимает относительно большой объем, что увеличивает эффективность добавки, защищающей от выноса проппанта. После контролируемого воздействия условий, приводящего к удалению некоторого количества проппанта, разбухшая в растворителе добавка уменьшается в объеме, как это проиллюстрировано поперечным сечением, показанным на фиг. 4 справа, и это уменьшение объема приводит к увеличению гидропроводности. Эти добавки, представляющие собой примеры осуществления изобретения, могут быть названы "разбухающими добавками, защищающими от выноса проппанта". В качестве примера добавки такого типа можно привести частицы добавки, содержащие бусины из сшитого полимера, разбухшие за счет растворителя, подходящего для таких бусин. Эти добавки могут быть добавлены в рабочую жидкость для обработки скважин для создания предшественника проппанта с надлежащим составом перед закачиванием состава предшественника проппанта в нисходящую скважину. Полимерные бусины могут быть клейкими или неклейкими при добавлении их в рабочую жидкость для обработки скважины. Если они неклейкие при добавлении в рабочую жидкость, то могут стать клейкими со временем, после воздействия рабочей жидкости или температуры пласта месторождения. После размещения проппанта в разрыве, такой проппант обладает максимальной активностью, препятствующей выносу вследствие клейкой природы разбухшей формы внешней поверхности частиц добавки и вследствие физической интерференции относительно крупных частиц, которые действуют как клинья для удержания зерен частиц на месте. После размещения проппанта в разломе растворитель начинает вымываться из разбухших частиц добавки, частицы добавки дают усадку, высвобождая свободное пространство в пачке проппанта и увеличивая гидропроводность. Высвобождение растворителя из разбухших полимерных гранул может быть обусловлено растворением растворителя в жидкой фазе, находящейся в нисходящей скважине, испарением газообразной фазы (или сверхкритической фазы) в условиях нисходящей скважины или комбинации этих факторов. Например, может быть выбрана водорастворимая система растворителя, как в случае этилацетата в описанном выше примере. В этом случае очистка от материала будет происходить относительно быстро, и это будет полезным для защиты от выноса проппанта, когда единственная проблема возникает на начальных стадиях выноса, при выходе жидкости гидроразрыва. Альтернативно, в ситуациях, когда желателен более длительный вынос проппанта, может быть выбран не растворимый в воде растворитель, например, толуол. В такой ситуации растворитель (вызывающий разбухание) не выводится до тех пор, пока не будут добыты большие объемы газа. Другое преимущество этих примеров осуществления изобретения заключается в том, что агент, вызывающий разбухание, может быть химическим веществом, которое улучшает эксплуатационные характеристики разлома, или содержать химическое вещество, улучшающее эксплуатационные характеристики разлома. Агент, вызывающий разбухание, может содержать взаимный растворитель или ПАВ, которые помогают вычищению остаточной жидкости гидроразрыва. В альтернативном варианте агент, вызывающий разбухание, может содержать биоцид или медленно высвобождаемый ингибитор солевых отложений. Одним из особенных достоинств разбухаемых добавок, защищающих от выноса проппанта, является возможность адаптации их свойств для оптимального функционирования в конкретной скважине или подземной среде в месте, приближенном к стволу скважины, например, на местной базе или на участке обработки. Другая категория добавок, пригодных для использования в соответствии с данным изобретением,представляет собой добавки, содержащие растворимую или иным образом удаляемую внешнюю поверхность на зернах проппанта. В добавках, которые относятся к данному примеру осуществления изобретения, используется состав внешней поверхности, обладающий изменяющейся клейкостью (т.е. способный переходить из первого клейкого состояния во второе неклейкое состояние), по крайней мере, на части внешней поверхности некоторых частиц проппанта. Второе состояние может растворяться (в воде или масле) или вымываться. Примерами этой категории полезных добавок, являются добавки, содержащие проппант с покрытием, отличающийся тем, что покрытие деполимеризуется, подвергается гидролизу и/или растворению при повышенных температурах в присутствии воды. Примеры таких полимеров включают обсуждавшиеся выше водорастворимые полимеры, включая поли(виниловый спирт), поли(молочную кислоту) и подобные полимеры. Водорастворимый полимерный материал может представлять собой либо не растворимый в воде в обычных условиях полимер, который становится растворимым в результате гидролиза боковых цепей, либо главная цепь полимера может быть гидролизуемой. Клейкость - это свойство материала, позволяющего ему образовывать связь измеримой прочности после введения в контакт под давлением с другим материалом. Клейкость представляется желательным свойством внешних поверхностей определенных добавок, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением для иммобилизации твердых материалов (контроля над миграцией твердых материалов), поскольку добавки с надлежащей клейкой внешней поверхностью, предположительно,образуют связь между твердыми материалами, например, между частицами добавки и мелкодисперсными фракциями, отложениями и подобными материалами и стенками разломов. Согласно критерию клейкости Дальквиста (Dahlquist), при определенной температуре и частоте около 1 Гц модуль вязкого материала не превышает 3106 дина/см 2 (3105 Н/м 2). Полимеры, которые могут быть использованы для производства микросфер способами эмульсий,описаны в патентах США 7,132,108 (Yang et al.) и 6,309,669 (Setterstrom et al.). Раскрытые в этих патентах полимеры включают поли(лактид) (ПЛА; PLA), полигликолид (ПЛГ; PLG), сополимеры полилактида и полигликолида (ПЛГА; PLGA), полиэтиленгликоль, полиортоэфиры, полиангидриды и полиэфиры фосфорной кислоты. К числу полезных полимеров относятся сополимеры полилактида и полигликолида. Хотя полимер может быть полностью представлен поли(лактид)ом или полигликолидом, смесь двух полимеров (сополимер ПЛГА) может быть использована в различных вариантах осуществления изобретения и состав сополимера предпочтительно находится в интервале от приблизительно 65:35 до приблизительно 50:50. Подходящие молекулярные массы полимеров находятся в интервале от приблизительно 10000 до приблизительно 110000. Желательно, чтобы молекулярная масса находилась в интервале от приблизительно 40000 до приблизительно 75000 в случае состава 50:50 и в интервале от приблизительно 10 000 до приблизительно 75000 в случае состава 65:35. Варьируя свойства полимера (т.е. его состава, молекулярной массы или природы), можно изменять скорость высвобождения, относительное количество модификатора, высвобождаемого при диффузии и деградации, и скорость высвобождения в целом. Например, варьируя среднечисленную молекулярную массу ПЛГА или содержание лактида в полимере, можно изменять скорость разложения микросфер. Увеличивая содержание гликолида в составе сополимера полилактида и полигликолида и уменьшая среднечисленную молекулярную массу полимера, можно увеличить интенсивность гидролиза полимера и, тем самым, увеличить высвобождение модификатора при эрозии полимером. Использование ПЛГА с более высокой среднечисленной молекулярной массой (например, в интервале от приблизительно 75 000 до приблизительно 110 000) или использование сополимера ПЛГА с содержанием лактида/гликолида, равным по крайней мере 75:25, позволяет продлить период высвобождения модификатора после первоначального выброса. Однако желательно использовать внутренний водный раствор большего объема, чтобы получить более пористые микросфе-8 021092 ры, что может приводить к желаемому исходному высвобождению даже при использовании полимеров ПЛГА с высоким соотношением полилактида/полигликолида. Кроме того, скорость разложения микросфер можно регулировать, используя комбинацию двух полимеров разных типов. Например, скорость разложения поликапролактона (ПКЛ; POL) значительно ниже скорости разложения ПЛГА; скорость разложения ПЭГ значительно выше. Скорость разложения микросфер, при производстве которых использовали смесь ПЭГ и ПЛГА, будет значительно выше. Также могут быть использованы полиортоэфиры и полиангидриды. Руководствуясь приведенными в данном документе инструкциями, специалисты в данной области техники могут создавать композиции полимерного матрикса, обладающие определенными свойствами. рН микросфер, произведенных этим способом, может варьировать от приблизительно 5 до приблизительно 8. Рецептуры могут содержать и другие компоненты, при условии что такие дополнительные компоненты не нарушают свойств, определяющих прикрепление и высвобождение микросфер. Определенные добавки, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением,отличаются тем, что один или несколько компонентов внешней поверхности, например, полимер, подвергаются функционализации, например, кислотной, щелочной и тому подобным. В контексте данного документа термин "функционализированный" означает присутствие по крайней мере одной такой функциональной группы в молекуле полимера. В определенных примерах осуществления изобретения добавки могут определять эластичность. В других примерах осуществления изобретения добавки могут быть сконструированы таким образом, чтобы они сохраняли форму до достижения желаемой температуры,при превышении которой происходит деформация добавки или, по крайней мере, ее внешней поверхности. Например, множество составляющих добавку частиц могут деформироваться с образованием, по существу, непрерывного покрытия на внешней поверхности ядра. Другие добавки, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут содержать один или несколько углеводородов, например, относительно низкомолекулярных нормальных, с разветвленной цепью или циклических алканов, алкенов, алкинов и подобные им вещества, а также ароматические соединения (толуол, ксилол,стирол, дивинилбензол и подобные вещества). Некоторые из этих веществ, например, стирол и дивинилбензол, могут вступать во взаимодействия с образованием олигомера на внешней поверхности добавки. Добавки, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут обладать более чем одним из этих признаков в пределах одной частицы добавки. Кроме того, в одной частице добавки, которая может быть использована в соответствии с данным изобретением, частицы добавки могут быть, по существу, идентичными или их состав и свойства могут варьировать в широких пределах. Далее, в одном образце, содержащем множество добавок, частицы добавки могут быть идентичными или состав ядра, состав внешней поверхности, отношение ядра к полному радиусу частицы добавки, включающему ее внешнюю поверхность, и подобные характеристики могут варьировать в широких пределах. Например, определенная порция частиц добавки, которая может быть использована в соответствии с данным изобретением, может содержать внешнюю поверхность или ее порцию, которая становится клейкой при первой температуре и утрачивает клейкость при второй температуре. Для специалистов в данной области техники очевидны и другие примеры. Касательно проппантов, которые пригодны для использования в качестве твердых добавок в способах, раскрытых в данном изобретении, основная функция проппанта заключается в том, чтобы удерживать трещины от смыкания, и таким образом, данный компонент обладает устойчивостью к раздавливанию и образованию мелкодисперсного материала, как это определено при проведении стандартных тестов Американского нефтяного института (API). В определенных примерах осуществления изобретения проппантом или ядром проппанта может являться песок или керамика, тогда как в определенных примерах осуществления изобретения ядро проппанта может включать покрытие из отверждаемой смолы. Термин "керамика" в контексте данного документа включает стекло, кристаллическую керамику, стеклокерамику и сочетания и смеси этих керамик. Поскольку при добыче углеводородов одна из целей заключается в снижении образования и извлечения мелкодисперсного материала, сопротивление раздавливанию и твердость ядра являются важными характеристиками этих добавок и обсуждаются в данном документе более полно; однако ожидается, что материалы, подходящие для использования в ядре, могут, в действительности, включать материалы, более подверженные образованию мелкодисперсных фракций,чем это определено в стандартах API, поскольку жидкое адгезивное покрытие может действовать как"раковина" для всех "мелкодисперсных фракций ядра", т.е. мелкодисперсных фракций, образовавшихся в результате раздавления или царапания ядер. Подходящие ядра проппанта включают ядра, содержащие материал, который выбирают из песка,керамических бусин, стеклянных микросфер, синтетических органических гранул, проппанта со смоляным покрытием и агломерированных минералов (например, агломерированный алюминий, агломерированный боксит и подобные материалы). Могут быть использованы и другие материалы, например, ореховая шелуха, алюминий, сплавы алюминия, дерево (например, древесные опилки), кокс (например, измельченный кокс), шлак (например, гранулированный шлак), уголь (например, угольный порошок), камень (например, измельченная порода), металл (например, стальные гранулы), огнеупорные материалы(например, муллит), кремень, гранат, алмаз, карборунд и другие подобные материалы. Форма и размер ядер проппанта может варьировать. Желаемые размер и форма могут зависеть, например, от ряда факто-9 021092 ров, таких как материал ядра проппанта, трещины в скважине, не подлежащие смыканию, используемое оборудование для закачки проппанта в скважину и используемая жидкость-носитель. Например, в некоторых примерах осуществления изобретения, сферичность ядер проппанта может быть менее 0,9 (в некоторых примерах осуществления изобретения - менее приблизительно 0,7), при измерении в соответствии с Рекомендованными практическими методиками 56 API - Американского нефтяного института, 1995(далее по тексту - API RP 56). Типичные проппанты и ядра проппантов с добавками (в случае их использования) будут соответствовать стандартам API RP 56, предъявляемым к проппантам по показателям сферичности, окатанности,размеру, мутности, кислоторастворимости, процентному содержанию мелкодисперсного материала и сопротивлению раздавления, или превышать эти стандарты. В соответствии с этими Рекомендованными практическими методиками минимальное требование к сферичности составляет по крайней мере 0,6; к окатанности - по крайней мере 0,6; определения терминов "сферичности" и "окатанность" и правила расчета описаны в API RP 56. В API RP 56 также перечислены некоторые общепризнанные размеры проппантов, например, 6/12, 8/16, 12/20, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, и указано, что минимальное процентное содержание макрочастиц, которое должно находиться между заданными размерами песка; отмечено, что допустимое количество частиц, более крупных чем размеры крупного песка, должно составлять не более 0,1 мас.%, и максимальное процентное содержание частиц с размером мельче мелкого песка не должно превышать заданного уровня (1 мас.% в API RP 56 и 2 мас.% в API RP 58). Таким образом, в проппанте 20/40 количество частиц крупнее 20 меш США не должно превышать 0,1 мас.%, и количество частиц мельче 40 меш США не должно превышать 1 мас.%. В Рекомендованных методиках API RP 56 описаны минимальные требования к мутности проппанта, составляющие 250 единиц мутности по формазину или ниже. В API RP 56 описаны минимальные требования к кислоторастворимости проппанта, согласно которым потери при тестировании по методике API RP 56 проппанта с размером части между 6/12 меш и 30/50 меш (Набор сит США) не должны превышать 2 мас.%, и при тестировании проппанта с размером части между 40/70 меш и 70/140 меш (Набор сит США) не должны превышать 3 мас.%. В Рекомендованных методиках API RP 56 описаны минимальные требования сопротивления раздавливанию, согласно которым для проппантов разных размеров количество мелкодисперсного материала не должно превышать предложенного максимального количества, показанного в табл. 1. Проппанты (и ядра проппантов, при использовании их в составе добавок), которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут варьировать по размеру (самое большее измерение) от приблизительно 6/8 меш до приблизительно 100 меш (в некоторых примерах осуществления изобретения - от 12/20 меш до приблизительно 30/50 меш). Ядра проппанта могут иметь любую форму, в том числе, сферическую, полусферическую, пирамидальную, прямоугольную (включая кубическую),цилиндрическую, форму таблетки, форму гранулы и тому подобное. Таблица 1. Предложенное максимальное содержание мелкодисперсного материала в проппанте, подвергнутом раздавливающему усилию Примеры Проведено тестирование образца, который был отобран для того, чтобы проверить защитную активность в отношении выноса проппанта в разбухшем состоянии, способность к усадке и повышению проницаемости после удаления растворителя. Проппант, в данном случае песок, объединяли с добавкой для защиты от выноса проппанта, содержащей изменяемый материал. В качестве изменяемого материала использовали образец микросфер из сшитого полистирола, размер которых в неразбухшем состоянии составлял 50/70 (Набор сит США), и которые разбухали приблизительно на 1200 об.% в этилацетате и на 1300 об.% в толуоле. Пример 1. Приготовление акриловых микросфер. В трехгорлую колбу вместимостью 2 л, оснащенную термометром, механической мешалкой и впускным патрубком для азота вносили 428 г деионизированной воды, 12,5 г лаурилсульфата аммония (Stepan Chemicals, Нортфилд, Иллинойс, торговое обозначение - "СТЕПАНОЛ АМВ"), 1 г поли(N-винил пирролидинона) (ISP Chemicals, Inc., Уэйн, Нью-Джерси, торговое обозначение "ПЛАСДОН K-90"), и 2.75 г стиролсульфоната натрия (Sigma-Aldrich). К этому раствору добавляли раствор 544 г изооктил акрилата (3 М Company, Сент-Пол, Миннесота),2.75 г N-винил пирролидинона (ISP Chemicals, Inc.), 0,19 г бис(4-терт-бутил циклогексил)пероксидикарбоната (AKZO Nobel, Чикаго, Иллинойс, торговое обозначение - "ПЕРКАДОКС 16 Н) и 0,83 г бензоил пероксида (70 (мас.%) в воде; Arkema Inc., Филадельфия, Пенсильвания, торговое обозначение "ЛУЦИДОЛ-70"). Реакционную смесь перемешивали со скоростью 340 об./мин, нагревали до 46 С и продували через нее азот. Перемешивание и продувание азота продолжали на протяжении всего реакционного периода. Через несколько минут реакция становилась экзотермической, и максимальная температура достигала 90 С. Партию продукта поддерживали при 75 С в течение 4 ч, охлаждали и фильтровали через плотную марлю. Средний объемный диаметр полученных полистирольных микросфер составлял 45 мкм. Температура стеклования (Tg) микросфер, рассчитанная по уравнению Фокса, составила -46 С. Пример 2. Приготовление полистирольных микросфер. В колбу вместимостью 2 л вносили 900 г деиоинизированной воды и 4,5 г поливинилового спирта(Celanese Corporation, Даллас, Техас, торговое обозначение - "СЕЛВОЛ 350"). Смесь нагревали до 90 С в атмосфере азота при перемешивании в течение 30 мин. Ферментер охлаждали до 75 С и добавляли следующую смесь мономеров: 135 г стирола (Sigma-Aldrich), 1,5 г дивинилбензола (Sigma-Aldrich), 133,5 г изооктилакрилата (the ЗМ Company), 30 г метариловой кислоты (Sigma-Aldrich), и 0,30 г азобис-2 метилбутиронитрила (DuPont, Вилмингтон, Делавэр, торговое обозначение -"ВАЗО 67"). Реакцию проводили в течение 16 ч при температуре 75 С при перемешивании, после чего в течение 2 ч нагревали до 105 С и отгоняли не вступивший в реакцию мономер. Продукт охлаждали и фильтровали через плотную марлю, после чего промывали, чтобы получить гранулы с размером частиц приблизительно от 100 до 400 мкм. Температура стеклования этих гранул, измеренная способом дифференциальной сканирующей калориметрии, составляла 110 С. Измерения устойчивости пачки проппанта. Измерения устойчивости пачки проппанта выполняли на аппарате для определения выноса проппанта со следующими смонтированными на нем устройствами: ячейки для изучения выноса, содержащей песок или тестируемую пачку проппанта; циркуляционной системой для прокачивания воды через пачку проппанта в ячейке; и гидравлическим прессом для создания одноосного напряжения, приводящего к смыканию трещины, приложенного к пачке проппанта в ячейке. Ячейка для определения выноса представляла собой прямоугольный корпус с внутренней рабочей площадью 5,25 дюйм 5,25 дюйм (13,3 см 13,3 см), в который вносили пачку проппанта. После помещения пачки проппанта в ячейке в корпус,поверх пачки проппанта, вводили поршень с квадратным сечением. Через пачку проппанта прямоугольной формы прокачивали воду, которую подавали через верхнюю впускную сторону ячейки и выпускали через выпускную сторону. В ячейке на стороне впуска были расположены 13 впускных отверстий для поступления воды, и на выпускной стороне имелось выпускное отверстие размером 10 мм (представляющее собой перфорацию). Таким образом, песчаный фильтр мог свободно перемещаться внутри ячейки, если оказывался недостаточно прочным для того, чтобы противостоять напряжениям, создаваемым потоком воды. После того как ячейка для изучения выноса была заполнена и собрана, ее помещали в гидравлический пресс, который затем создавал в пачке проппанта заданное напряжение, вызывающее смыкание трещины. Система была оснащена оборудованием для компьютеризированного управления и сбора данных, позволяющим измерять ширину пачки, скорость потока и давление, приложенное в направлении течения. Заданная суммарная масса твердых веществ в пачке (песок + добавки для защиты от выноса) составляла 400 г. Заданное одноосное напряжение, направленное на смыкание трещины, составляло 400 фунтов/кв. дюйм (27,6 МПа), тесты проводили при температуре 90 С. В начале каждого теста скорость потока воды была равна нулю. По мере проведения теста скорость потока воды непрерывно увеличивалась на 4 л/мин, до тех пор, пока не происходило разрушение пачки. Скорость потока воды в момент разрушения пачки использовали в качестве характеристики устойчивости пачки проппанта к выносу. Пример 3. Полистирольные микросферы, разбухшие в результате обработки толуолом. Проведено тестирование образца полистирольных микросфер, полученных в примере 2, с целью оценки эффективности предотвращения ими выноса и следования свойств миросфер, связанных с отбуханием/усадкой. Образец полистирольных микросфер обрабатывали толуолом, что приводило к их разбуханию (разбухание составило 1300% = масса разбухших микросом/сухая масса) и тестировали на способность предотвращения выноса. Прочность пачки проппанта измеряли как скорость потока воды, при которой происходило разрушение пропанта и выход его из ячейки. В качестве фоновых значений использовали значения, полученные при тестировании чистого песка, используемого для гидроразрыва 20/40 меш (в соответствии с API RP 56) (Badger Mining Corporation, Берлин, Висконсин). Обнаружено,- 11021092 что разрыв песчаного фильтра, представляющего собой 400 г чистого песка и загруженного при проведении описанного теста с использованием одноосного напряжения смыкания трещины, равного 4000 фунтов/дюйм 2 (27,6 МПа) при 90 С, происходил при скорости потока менее 0,5 л/мин. Добавление разбухших в результате обработки толуолом полистирольных микросфер в количестве 7,6 об.% (0,25 мас.% сухого материала) приводило к увеличению устойчивости до 3,25 л/мин. Пример 4. Полистирольные микросферы, разбухшие в результате обработки этилацетатом. Образец таких же полистирольных гранул, как полученные в примере 2, обрабатывали водорастворимым растворителем этилацеатом, что приводило к их разбуханию (разбухание 1200%). Объемная концентрация разбухших микросфер составляла 30% (1 мас.% от массы сухого полимера). Показатели проницаемости полистирольных гранул измеряли в аппарате Хасслера рукавного типа для определения гидропроводности при комнатной температуре (около 25 С) и напряжении смыкания 1500 фунтов/кв.дюйм(10,3 МПа). Исходная проницаемость, равная 5 Дарси, через 30 мин увеличилась до 31 Дарси. Эти результаты, представленные в графической форме на фиг. 6, показывают, что постепенное удаление растворителя из разбухших полистирольных гранул сопровождается увеличением пористости пачки. Пример 5 и сравнительные примеры А и В. Готовили один образец чистого песчаного проппанта и 2 образца, содержащих полистирольные микросферы. Сравнительный пример А представлял собой 400 г чистого песка для гидроразрыва размером 20/40 меш (API RP 56) (Badger Mining Corporation, Берлин, Висконсин). Сравнительный пример В готовили, смешивая 396 граммов такого же песка с 4 г неразбухших полистирольных микросфер, полученных в примере 2. Пример 5 представлял собой 396 г такого же песка, 4 г неразбухших полистирольных микросфер, полученных в примере 2, и дополнительно 100 г этилацетата, добавленного для разбухания микросфер. Сухие, неразбухшие материалы не обладали сколько-нибудь заметной активностью, обеспечивающей защиту от выноса проппанта. Например, сравнительные примеры А и В не различались по своей устойчивости. Пачка чистого песка из сравнительного примера А была крайне неустойчива и разрушилась уже при очень низкой скорости потока, равной 0,5 л/мин, при этом пачка песка из сравнительного примера В (содержащая сухую полимерную добавку с размером 50/70 меш (система сит США) в количестве 1 мас.%) разрушилась при такой же скорости потока. В примере 5 полистирольные микросферы, разбухшие в результате обработки этилацетатом, увеличились в объеме и объединились с частицами песка. Устойчивость в отношении выноса проппанта увеличилась от 0,5 до 12,3 л/мин. Эти результаты показали, что образец полученного в примере 2 порошкообразного сшитого полистирола с размером 50/70 меш после разбухания вследствие обработки этилацетатом может быть использован в качестве изменяемого материала в составе добавки для защиты от выноса проппанта. Измерения проницаемости пачки проппанта. В примере 5 испытания проницаемости пачки проппанта проводились в модифицированном аппарате API, предназначенном для определения гидропроводности. Использовали модифицированную ячейку API для изучения гидропроводности. Пачку проппанта размещали в ячейке между двумя ядрами из песчаника, привезенного из штата Огайо. Для измерения дифференциального давления использовали три манометра, размещенных вдоль ячейки. Проницаемость измеряли при напряжении смыкания 2000 фунтов/кв.дюйм (13,7 МПа), достигавшегося при скорости нагружения 100 фунтов/кв.дюйм/мин.(0,7 МПа/мин). Измерения дифференциального давления выполняли при трех различных скоростях потока от 1 до 9 мл/мин. Измерения проницаемости выполняли при 25 С. При измерениях использовали нагрузку, равную 9,77 кг/м 2 (2 фунта масс/фут). Гидропроводность пачки проппанта с разбухшим полимером. Объем образца с разбухшими полимерными гранулами (пример 5) был значимо больше объема образца с неразбухшими гранулами (сравнительный пример В). Такое увеличение эффективного объема агента для защиты от выноса значимо снижал проницаемость пачки проппанта вследствие частичного засорения поровых каналов. Однако растворитель, использованный для разбухания полимера (в данном эксперименте - этилацетат), смешивается с водой и был экстрагирован из разбухшего полимера проточной водой. Удаление растворителя из разбухшего полимера привело к усадке агента для защиты от выноса, следствием чего оказалось увеличение проницаемости с течением времени. Измерения проницаемости песчаной пачки с разбухшим агентом для защиты от выноса проппанта(пример 5) проводили в течение 60 ч. Традиционный тест на гидропроводность трещины проводили с использованием модифицированной ячейки для изучения гидропроводности API. Через пачку проппанта со скоростью 3 мл/мин, прокачивали 2%-й соляной раствор KCl. На фиг. 7 показано восстановление относительной (по сравнению с образцом чистого песка из сравнительного примера А) проницаемости в присутствии разбухшего полимера в количестве 1 мас.% на фоне промывания песчаной пачки 2% раствором КС 1 со скоростью 3 мл/мин. Исходная проницаемость образца, полученного в примере 5, была низкой, но быстро увеличивалась и через 2 ч составила 60% от проницаемости чистого песка (сравнительный пример А). Дополнительное промывание пачки, полученной в примере 5, в течение 6 ч не привело к увеличению проницаемости. Способы, относящиеся к настоящему изобретению, могут быть использованы в скважинах, в которых для формирования предпочтительных путей проникновения потока используют один из разнообразных способов, позволяющих получить желаемые трещины в подземных пластах породы (например, гидроразрыв), и также способы травления (например, кислотное травление). В контексте данного документа термин "обслуживание ствола скважины" означает любую операцию, предназначенную для увеличения добычи углеводородов из месторождения, снижения извлечения веществ, не являющихся углеводородами (если они присутствуют) и сочетание этих операций, включая этап закачивания рабочей жидкости в ствол скважины или трубопровод, который уже имеется или будет размещен в стволе скважины. Эти операции включают закачивание рабочей жидкости в намотанные на барабан или катушку гибкие насосно-компрессорные трубы. Закачиваемая жидкость может представлять собой состав, предназначенный для увеличения добычи из содержащей углеводороды зоны, состав, закачиваемый в другие зоны для блокирования их проницаемости или пористости, состав, предназначенный для промывания или очистки ствола скважины или его порции, и подобное. Способы, относящиеся к данному изобретению, могут включать закачивание рабочих жидкостей с целью стабилизации участков ствола скважины, например, с целью прекращения извлечения песка, или закачивания цементирующей жидкости вниз в ствол скважины, при котором закачиваемая жидкость может проникать в законченную скважину (т.е. ниже наиболее глубокого уровня труб и затем до наружной части труб в межтрубном пространстве между трубой и породой) и обеспечивать механическую целостность ствола скважины. Таким образом, в данном документе фразы "обработка" и "обслуживание" имеют более широкое значение, чем просто возбуждение скважины. При решении многих задач, когда порода, в основном, состоит из песчаников, стадии обработки включают добавление проппанта или дополнительных материалов в рабочую жидкость, при этом давление жидкости гидравлически разрывает породу и далее поступает проппант, препятствующий повторному смыканию трещин. Подробности присутствуют в большинстве стандартных инструкций по обслуживанию скважин, они известны специалистам в области обслуживания скважин и поэтому здесь опущены. В большинстве случаев жидкость гидроразрыва используется для инициации и распространения трещин и транспортировки проппанта, с целью удерживания стенок разлома порознь после того, как закачивание будет прекращено, и жидкость гидроразрыва стечет или будет вынесена. Многие известные жидкости гидроразрыва содержат водную жидкость-носитель, усилитель вязкости и проппант. Усилитель вязкости часто представляет собой сшитый водорастворимый полимер. По мере того как полимер гидратируется, и в нем образуются сшивки, вязкость жидкости увеличивается, что позволяет жидкости гидроразрыва инициировать разрыв и внести в него проппант. Вязкоупругие поверхностноактивные вещества (ВУПАВ; VES) являются другим классом усилителей вязкости. Жидкости гидроразрыва, принадлежащие к обоим классам (вода с полимером и вода с ВУПАВ), могут быть закачены в форме пены или просто жидкости (т.е. рабочей жидкости, в жидкой фазе которой не диспергирован газ). Вспененные жидкости для гидроразрыва, как правило, содержат азот, диоксид азота или смеси этих газов, и объемные фракции этих газов варьируют от 10 до 90% от общего объема жидкости гидроразрыва. В контексте данного изобретения термин "жидкость гидроразрыва" относится как к вспененным жидкостям, так и не содержащим газов жидкостям. Также могут применяться неводные жидкости гидроразрыва. В соответствии с данным изобретением могут быть использованы разнообразные водные и неводные рабочие жидкости для обработки скважины. Иллюстративные примеры водных жидкостей и солевых растворов, которые пригодны для использования в соответствии с данным изобретением, включают пресную воду, морскую воду, соляные растворы хлорида натрия, соляные растворы хлорида кальция,соляные растворы хлорида калия, соляные растворы бромида натрия, соляные растворы бромида кальция, соляные растворы бромида калия, соляные растворы бромида цинка, соляные растворы хлорида аммония, соляные растворы хлорида тетраметил аммония, соляные растворы формиата натрия, соляные растворы формиата калия, соляные растворы формиата цезия и сочетания этих растворов. Иллюстративные примеры рабочих жидкостей для обработки скважины на основе водных полимеров и рабочих жидкостей, содержащих полимеры, пригодные для использования в соответствии с настоящим исследованием, включают любые такие рабочие жидкости, которые могут смешиваться с упоминавшимися ранее водными рабочими жидкостями. Конкретными примерами водных полимерных рабочих жидкостей и полимерсодержащих рабочих жидкостей, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, включают гуаровую смолу или ее производные, например гидроксипропилгуар (ГПГ; HPG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (КМГПГ; CMHPG), карбоксиметилгуар(КМГ; CMG), гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ; НЕС), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозу (КМГЭЦ; СМНЕС), карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ; CMC), полимеры на основе крахмала; полимеры на основе ксантана; и биополимеры, например, аравийскую камедь, каррагинан и подобные, а также любые сочетания вышеупомянутых жидкостей. Иллюстративные примеры неводных рабочих жидкостей для обработки скважины, пригодные для использования в соответствии с настоящим исследованием, включают спирты, например, метанол, этанол, изопропанол и другие разветвленные и линейные алкилспирты; дизельное топливо; сырую неочищенную нефть; очищенные углеводороды, например, газолин, нафталины, ксилолы, толуол и производ- 13021092 ные толуол, гексаны, пентаны и лигроин; жидкие природные газы; газы, такие как диоксид углерода и азот и комбинации всех описанных выше неводных рабочих жидкостей для обработки скважины. Альтернативно, представляется, что смеси вышеупомянутых неводных жидкостей с водой также пригодны для использования в соответствии с данным исследованием, например, смеси воды со спиртом или несколькими спиртами. Смеси могут быть составлены из смешивающихся или несмешивающихся жидкостей. Жидкие составы, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут включать по крайней мере один материал-разжижитель геля гидроразрыва. В этом отношении в составе рабочей жидкости на основе полимера может быть использован любой подходящий разжижитель, известный специалистам в данной области техники. Примерами подходящих материалов-разжижителей являются ферменты и/или один или несколько окислительных разжижителей, известных специалистам в области обработки скважин. Конкретные примеры подходящих окислительных разжижителей включают инкапсулированные разжижители, например, инкапсулированные персульфат калия. К другим подходящим разжижителям, которые могут быть использованы в составе рабочей жидкости на основе полимера для обработки скважины, относятся традиционные окислительные разжижители, например, пероксидисульфат аммония. Как правило, такие разжижители включают в рабочую жидкость на основе полимера в концентрации между приблизительно 0,1 фунтов/1000 галлонов (10,3 г/м 3) и приблизительно 10 фунтов/100 галлонов (1031,8 г/м 3). В самых типичных случаях традиционный окислительный разжижитель используют вместе с содержащей ферменты рабочей жидкостью для предварительной обработки, которая содержит специфичный в отношении конкретного полимера фермент. Вторая жидкость также может содержать в большом количестве разжижители, добавки для защиты от отложения накипи и/или накопления воды, добавки для борьбы с отложениями парафина и другие химические компоненты. Факультативно, составы могут включать другие материалы, в т.ч. волокна, модификаторы реологии, поверхностно-активные вещества (включая ранее упомянутые системы вязкоупругих ПАВ), и подобные материалы. Волокна могут применяться в жидких составах, относящихся к данному изобретению, как это отмечено в патентах США 5,330,005 (Card et al.); 5,439,055 (Card et al.); 5,501,275 (Card etal.); и 6,172,011 (Card et al.), которые включены в настоящий документ в форме ссылки. Добавление волокон в тщательно перемешанные смеси с дисперсным материалом для гидроразрыва и создания гравийного фильтра уменьшает нежелательный вынос проппанта или мелкодисперсного материала, при этом стабилизирует песчаный фильтр и снижает потребность в высоком содержании полимеров в размещаемых жидкостях. Волокна могут быть использованы для формирования пористой набивки в подземном пласте месторождения. В некоторых случаях в пачку проппанта могут быть внедрены каналы или языки поровых пустот со сниженными концентрациями проппанта. Волокна могут быть выбраны из натуральных и синтетических волокон, неорганических волокон и их смесей. Важными переменными для успешной защиты от выноса проппанта являются длина, толщина, плотность и концентрация волокон. Длина волокна может варьировать, нижняя граница составляет приблизительно 2 мм; диаметр волокна варьирует от приблизительно 3 до приблизительно 200 мкм. С точки зрения стабилизации, верхняя граница длины волокон отсутствует. Однако практические соображения, связанные с обращением с волокном, перемешиванием и использованием насосного оборудования, в настоящее время ограничивают практически используемую длину волокон приблизительно до 100 мм. Также могут быть использованы фибриллированые волокна, и диаметр фибрилл может быть значимо меньше вышеупомянутых диаметров волокон. Уровень использования волокон в пачке проппанта может варьировать от 0,01 до 50 мас.% относительно ядер проппанта или от 0,1 до 5,0 мас.% относительно ядер проппанта. Форма волокон может быть разнообразной, начиная от волокон с простым круглым поперечным сечением до волокон с более сложным поперечным сечением в виде трехлопастной фигуры, восьмерки, звезды, прямоугольника и подобными фигурами. В большинстве случаев используют прямые волокна. Могут быть использованы волокна с криволинейной, гофрированной и другой трехмерной геометрией. Аналогично, волокна могут быть изогнуты крючком с одного или обоих концов. Волокна могут иметь составную структуру, как, например, стекловолокно, покрытое смолой для усиления адгезии между волокнами. Волокна могут содержать стеклянные, керамические, угольные, металлические филаменты, филакенты из натуральных или синтетических полимеров. Также может быть полезным использование смесей таких волокон. Преимуществами стекла, угля и синтетических полимеров являются низкая стоимость и относительная химическая стабильность. Достоинства стекловолокон - относительно низкая стоимость, легкодоступность и высокая жесткость. Поскольку размещаемые жидкости и жидкости подземных пластов обычно обладают щелочным рН, устойчивое к щелочам стекло (далее - УЩС) с высоким содержанием циркония может придавать волокнам полезные качества. Использование наиболее распространенных и имеющихся в продаже разновидностей кварцевого стекла возможно, но растворимость такого стекла в щелочной среде, особенно, при повышенных температурах, может ухудшать долгосрочную стабильность смеси проппанта с волокнами в течение ее срока службы в стволе скважины. Другим иллюстративным примером волокон являются многокомпонентные волокна, которые были разработаны в качестве связующих элементов, используемых при производстве нетканого материала. Некоторые примеры таких многокомпонентных волокон включают: сегментированное волокно, содер- 14021092 жащее приблизительно 70% полиэтилена высокой плотности и 30% полиэтилен терефталата; и b) волокно типа "ядро-оболочка", состоящее из двух полиэфирных смол, поступающее в продажу под торговым обозначением "КОСА Т-259" (KoSa, Сэлисбери, Северная Каролина). В контексте нефтяного месторождения "стволом скважины" может быть скважина любого типа,включая действующую скважину, недействующую скважину, нагнетательную скважину, скважину для сброса промысловых сточных вод, экспериментальную скважину, разведочную скважину и тому подобное. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, отклоняющимися на некоторый уголь от горизонтали и вертикали, а также представлять собой комбинацию вышеперечисленного, например, вертикальная скважина с невертикальным компонентом. При осуществлении способов, являющихся предметом настоящего изобретения, обработку скважины планируют с учетом характеристик целевого подземного пласта месторождения, желаемого исхода в результате контакта пласта с составом рабочей жидкости, химических свойств и характеристик состава рабочей жидкости, геометрии ствола скважины и оборудования, которое будет использовано для закачивания состава рабочей жидкости, чтобы определить надлежащую концентрацию и тип компонентов, которые будут использованы при реализации описанных в настоящем документе способов. Хотя выше были описаны лишь несколько иллюстративных примеров осуществления данного изобретения, специалисты в данной области техники в полной мере оценят возможность внесения многочисленных модификаций в иллюстративные примеры осуществления изобретения без существенного отклонения от новаторских идей и достоинств данного изобретения. Соответственно, подразумевается,что все такие модификации включены в объем притязаний изобретения, как это определено в представленной ниже формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ заканчивания ствола скважины, включающий:(а) закачивание в ствол скважины состава для обработки скважины, причем этот состав содержит рабочую жидкость для обработки скважины и добавку, имеющую трехмерную структуру, представленную в виде гранул и/или бусин, обладающую способностью разбухать в растворе.(б) после закачивания состава в ствол скважины модификацию по меньшей мере одного из свойств добавки, выбранных из группы, включающей в себя скорость растворения, давление возгонки, давление паров, степень кристаллизации, объем, форму, плотность, пористость, вязкость, клейкость, в зависимости от состояния пласта путем одновременного или последовательного осуществления следующих действий: промывание раствором с контролируемой скоростью потока или контролируемым составом, тепловое воздействие, воздействие давлением, модификацию рабочей жидкостью, воздействие пластовой жидкостью. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что добавка представляет собой составную добавку, которую выбирают из комбинаций по крайней мере двух химических компонентов и комбинаций по крайней мере двух фаз по крайней мере двух компонентов. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что составная добавка содержит растворитель. 4. Способ обработки подземного пласта месторождения, рассеченного стволом скважины, включающий:(а) подачу состава для обработки скважины, состоящего из рабочей жидкости для обработки скважины и добавки, отличающейся тем, что содержащаяся в составе добавка имеет трехмерную структуру,представленную в виде гранул и/или бусин, обладающих способностью разбухать в растворе;(б) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины;(в) контакт подземного пласта месторождения с составом для обработки скважины, и(г) после закачивания состава в ствол скважины модификацию по крайней мере одного свойства добавки путем одновременного или последовательного осуществления следующих действий: промывание раствором с контролируемой скоростью потока или контролируемым составом или с обоими контролируемыми параметрами, контролируемое тепловое воздействие, контролируемое воздействие давлением; контролируемую модификацию рабочей жидкостью; воздействие пластовой жидкостью; при этом по крайней мере одно свойство добавки выбирают из группы, включающей скорость растворения, давление возгонки, растворимость, давление паров, степень кристалличности, объем, форму,плотность, пористость, модуль, вязкость, клейкость и комбинацию вышеуказанного,отличающийся тем, что после первой модификации по крайней мере одного свойства добавки может быть осуществлена дальнейшая модификация добавки, и при этом может производится модификация того же свойства добавки. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что добавка содержит растворитель и модификация добавки включает воздействие на разбухшую в растворителе добавку жидкости, способной удалить, по крайней мере, порцию растворителя. 6. Способ обработки подземного пласта, рассеченного стволом скважины, включающий:(а) подачу рабочей жидкости для обработки скважины, содержащей жидкий компонент и твердый компонент;(б) объединение рабочей жидкости для обработки скважины с добавкой с образованием состава для обработки скважины, отличающегося тем, что содержащаяся в составе добавка имеет трехмерную структуру, представленную в виде гранул и /или бусин, обладающих способностью разбухать в растворе;(в) закачивание состава для обработки скважины в ствол скважины, пересекающий подземное месторождение;(г) формирование набивки, содержащей твердый компонент и добавку в желаемом месте ствола скважины или пласта месторождения; и(д) после закачивания состава в ствол скважины осуществление активации добавки; отличающийся тем, что добавка представляет собой составную добавку, включающую комбинации по крайней мере двух фаз и по крайней мере двух компонентов; при этом модификация добавки затрагивает по крайней мере одно свойство добавки, выбранной из групы, включающей скорость растворения,давление возгонки, растворимость, давление паров, степень кристалличности, объем, форму, плотность,пористость, модуль, вязкость, клейкость и комбинаций вышеуказанного. 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что добавка содержит активатор и модификация осуществляется посредством реализации механизма активации.

МПК / Метки

МПК: E21B 43/22

Метки: изменяемых, подземных, добавок, обработки, способ, скважин, использованием

Код ссылки

<a href="http://easpatents.com/18-21092-sposob-obrabotki-podzemnyh-skvazhin-s-ispolzovaniem-izmenyaemyh-dobavok.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ обработки подземных скважин с использованием изменяемых добавок</a>

Похожие патенты