CN102159791A - 水力压裂支撑剂 - Google Patents
水力压裂支撑剂 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102159791A CN102159791A CN2008801312183A CN200880131218A CN102159791A CN 102159791 A CN102159791 A CN 102159791A CN 2008801312183 A CN2008801312183 A CN 2008801312183A CN 200880131218 A CN200880131218 A CN 200880131218A CN 102159791 A CN102159791 A CN 102159791A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- sheet
- proppant
- particle
- fluid
- thickening
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 123
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 71
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims abstract description 32
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 82
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 39
- 230000008719 thickening Effects 0.000 claims description 30
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 11
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000000454 talc Substances 0.000 claims description 8
- 235000012222 talc Nutrition 0.000 claims description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 239000003831 antifriction material Substances 0.000 claims description 5
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 23
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 19
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 19
- 238000009826 distribution Methods 0.000 abstract description 4
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 abstract 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 abstract 1
- 230000003292 diminished effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 41
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 18
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 15
- 229910052627 muscovite Inorganic materials 0.000 description 13
- YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N dipotassium dioxosilane oxo(oxoalumanyloxy)alumane oxygen(2-) Chemical compound [O--].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- -1 gneiss Substances 0.000 description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 206010010149 Complicated fracture Diseases 0.000 description 5
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 5
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 5
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 4
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JCCZVLHHCNQSNM-UHFFFAOYSA-N [Na][Si] Chemical compound [Na][Si] JCCZVLHHCNQSNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000004770 chalcogenides Chemical class 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical class OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000923606 Schistes Species 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 229910001701 hydrotalcite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229960001545 hydrotalcite Drugs 0.000 description 2
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 2
- 229910052745 lead Inorganic materials 0.000 description 2
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 2
- 229920001684 low density polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004702 low-density polyethylene Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001737 paragonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052628 phlogopite Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052714 tellurium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 2
- GGMMWVHTLAENAS-UHFFFAOYSA-M (1,1-diethylpyrrolidin-1-ium-3-yl) 2-hydroxy-2,2-diphenylacetate;bromide Chemical compound [Br-].C1[N+](CC)(CC)CCC1OC(=O)C(O)(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 GGMMWVHTLAENAS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 1,4a-dimethyl-7-propan-2-yl-2,3,4,4b,5,6,10,10a-octahydrophenanthrene-1-carboxylic acid Chemical compound C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 102000002322 Egg Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010000912 Egg Proteins Proteins 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000007171 acid catalysis Methods 0.000 description 1
- 229910052891 actinolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N alstonine Natural products C1=CC2=C3C=CC=CC3=NC2=C2N1C[C@H]1[C@H](C)OC=C(C(=O)OC)[C@H]1C2 WYTGDNHDOZPMIW-RCBQFDQVSA-N 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- INJRKJPEYSAMPD-UHFFFAOYSA-N aluminum;silicic acid;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O INJRKJPEYSAMPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052612 amphibole Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001589 annite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052885 anthophyllite Inorganic materials 0.000 description 1
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 description 1
- 229910052898 antigorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 239000012620 biological material Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229910052626 biotite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- NWXHSRDXUJENGJ-UHFFFAOYSA-N calcium;magnesium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O NWXHSRDXUJENGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A dialuminum;hexamagnesium;carbonate;hexadecahydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-]C([O-])=O GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A 0.000 description 1
- 229910052637 diopside Inorganic materials 0.000 description 1
- ASTZLJPZXLHCSM-UHFFFAOYSA-N dioxido(oxo)silane;manganese(2+) Chemical compound [Mn+2].[O-][Si]([O-])=O ASTZLJPZXLHCSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-L dithionite(2-) Chemical compound [O-]S(=O)S([O-])=O GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 210000003278 egg shell Anatomy 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000007765 extrusion coating Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 229910052631 glauconite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229910052888 grunerite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QYFRTHZXAGSYGT-UHFFFAOYSA-L hexaaluminum dipotassium dioxosilane oxygen(2-) difluoride hydrate Chemical compound O.[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[O--].[F-].[F-].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O QYFRTHZXAGSYGT-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000011799 hole material Substances 0.000 description 1
- 229910052892 hornblende Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 229910052610 inosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010443 kyanite Substances 0.000 description 1
- 229910052850 kyanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003475 lamination Methods 0.000 description 1
- 229910052629 lepidolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 229910052899 lizardite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- IPJKJLXEVHOKSE-UHFFFAOYSA-L manganese dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mn+2] IPJKJLXEVHOKSE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- BZDIAFGKSAYYFC-UHFFFAOYSA-N manganese;hydrate Chemical compound O.[Mn] BZDIAFGKSAYYFC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013335 mesoporous material Substances 0.000 description 1
- 229910052976 metal sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010449 novaculite Substances 0.000 description 1
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 1
- 239000005332 obsidian Substances 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052903 pyrophyllite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052881 pyroxenoid Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical group 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229910052883 rhodonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 210000002966 serum Anatomy 0.000 description 1
- 229940113147 shellac Drugs 0.000 description 1
- ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N shellac Chemical compound OCCCCCC(O)C(O)CCCCCCCC(O)=O.C1C23[C@H](C(O)=O)CCC2[C@](C)(CO)[C@@H]1C(C(O)=O)=C[C@@H]3O ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N 0.000 description 1
- 239000004208 shellac Substances 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 238000012031 short term test Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 238000005482 strain hardening Methods 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 229910052889 tremolite Inorganic materials 0.000 description 1
- IBPRKWGSNXMCOI-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;disilicate;hydrate Chemical compound O.[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[O-][Si]([O-])([O-])[O-].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] IBPRKWGSNXMCOI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 1
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Revetment (AREA)
Abstract
给出了一种通过水力压裂、减阻水压裂、砾石充填等来处理地下岩层中的井眼的方法，其使用片状材料作为一些或者全部支撑剂或砾石。片状材料尤其可用于复杂的裂缝体系如页岩中。它们可以作为约20-约100％的支撑剂使用。相对于传统的支撑剂，片状支撑剂显示出(a)由于支撑剂颗粒中更好的应力分布而导致的支撑剂抗压碎性的提高，(b)由于支撑剂颗粒与岩层之间更大的接触表面积而导致的向岩层裂缝面的支撑剂嵌入的减少，(c)由于更低的支撑剂沉降速度而导致的支撑剂输送的更好，(d)渗透到支化并且细的裂缝网络中的更深，以及(e)支撑剂回流控制的提高。优选的片状支撑剂为层状岩石及矿物；最优选云母。
Description
技术领域
本发明涉及穿透地下岩层的油井增产措施。更具体地，本发明涉及利用片状材料作为水力压裂中的支撑剂。更具体地，本发明涉及在导流能力(conductivity)极低的裂缝中放置诸如云母的材料作为支撑剂。
背景技术
水力压裂仍然是油藏增产措施的主要方法，可带来显著提高的油气产量。目前很多的努力都集中于油井处理的设计，尤其是压裂和支撑压裂，以实现并保持高的裂缝导流能力。目前被激活的油藏和岩层种类如此之多，为裂缝激活的特殊方法提供了许多空间。虽然现在可获取许多流体和支撑剂，但涉及更新型材料的多个争论限制了其在许多非传统油藏中的应用。
高强度支撑剂的传统方法是产生颗粒，并且使用相对较均匀的粒度分布，这些颗粒通常有接近于球形的形状。一般的推测是该颗粒材料会无规地装填在裂缝中。球形在这类无规装填的各向异性负荷下相对较强，窄的单分散颗粒分布可带来高的导流能力。然而，有些情况下优选为不要使用球形支撑剂和砂粒，因为抗压碎性不足和/或支撑剂会嵌入到岩层中。这两种因素都会降低支撑剂充填物的导流能力，并且两者都可能是球形造成的。而且，高强度支撑剂通常具有高的比重，这会明显降低支撑剂的可输送性。为了合理放置重的支撑剂，要求使用高粘稠性流体，这会影响增产措施的经济性。
支撑剂如果能同时具有高抗压碎性、低嵌入性、和高可输送性的特征，则应该是有利的。
发明内容
本发明的一个实施方案是处理被井眼穿透的地下岩层的方法，所述方法涉及制备支撑剂浆液以及沿井眼向下注入浆液；在该方法中，支撑剂包括约20-约100重量％的厚度为约1-约500微米的片状颗粒。支撑剂可以含有至少约50重量％的片状颗粒，优选至少约75重量％的片状颗粒，最优选至少约90重量％的片状颗粒。片状颗粒可以包括云母、滑石或这些材料的混合物。片状颗粒在浆液中的浓度优选约0.0012-约2.4kg/L，更优选约0.0012-约0.06kg/L。浆液也可以任选含有降滤失剂。片状颗粒可以任选是经涂覆的，例如用树脂或润湿剂。使用之前，片状颗粒可以任选形成为复合材料，然后弄碎该复合材料。
本发明的另一个实施方案是处理被井眼穿透的地下岩层的方法，所述方法包括以下步骤：(a)注入增稠的前置液(pad fluid)，(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的增稠的流体浆液，(c)注入暂堵(diverting)材料，以及(d)至少再次重复步骤(a)-(c)。在该方法中，所述支撑剂包括约20-约100重量％的厚度为约1-约500微米的片状颗粒。支撑剂可以含有至少约50重量％的片状颗粒，优选至少约75重量％的片状颗粒，最优选至少约90重量％的片状颗粒。片状颗粒可以包括云母、滑石或这些材料的混合物。片状颗粒在浆液中的浓度优选约0.0012-约0.12kg/L。浆液也可以任选含有降滤失剂。暂堵材料可以包括纤维。增稠的流体也可以含有减摩剂。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的浆液中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的支撑剂中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选地，该实施方案的步骤中还包括以下的步骤：注入增稠的前置液，注入含包括片状颗粒的支撑剂的增稠的流体浆液，以及注入含传统支撑剂的增稠的流体。片状颗粒可以任选经涂覆，例如用树脂或润湿剂。使用之前，片状颗粒可以任选形成为复合材料，然后弄碎该复合材料。
本发明还另一个实施方案是一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，所述方法包括以下步骤：(a)注入增稠的前置液，(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的第一增稠的流体浆液，(c)注入第二增稠的流体，以及(d)至少再次重复步骤(a)-(c)。在该方法中，片状颗粒的构成约20-约100重量％的支撑剂，并且该片状颗粒的厚度为约1-约500微米。支撑剂含有至少约50重量％的片状颗粒，优选至少约75重量％的片状颗粒，最优选至少约90重量％的片状颗粒。片状颗粒可以包括云母、滑石或这些材料的混合物。片状颗粒在浆液中的浓度可以为约0.06-约2.4kg/L。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的浆液中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的支撑剂中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选在某些或全部步骤(c)中，第二增稠的流体还含有传统的支撑剂。片状颗粒可以任选经涂覆，例如用树脂或润湿剂。使用之前，片状颗粒可以任选形成为复合材料，然后弄碎该复合材料。
本发明其它的实施方案是一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，该方法包括以下步骤：(a)注入增稠的前置液，(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的第一增稠的流体浆液，(c)注入第二增稠的流体。本发明再一个的实施方案是处理被井眼穿透的地下岩层的方法，所述方法包括以下步骤：(a)注入增稠的前置液，(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的第一增稠的流体浆液，(c)注入第二增稠的流体，以及(d)至少再次重复步骤(b)至(c)。在这两个方法中，片状颗粒构成约20-约100重量％的支撑剂，且厚度为约1-约500微米。支撑剂含有至少约50重量％的片状颗粒，优选至少约75重量％的片状颗粒，最优选至少约90重量％的片状颗粒。片状颗粒可以包括云母、滑石或这些材料的混合物。片状颗粒在浆液中的浓度可以为约0.06-约2.4kg/L。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的浆液中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的支撑剂中的片状支撑剂的浓度是变化的。任选在某些或全部步骤(c)中，第二增稠的流体还含有传统的支撑剂。片状颗粒可以任选经涂覆，例如用树脂或润湿剂。在使用之前，片状颗粒可以任选形成为复合材料，然后弄碎该复合材料。
附图说明
图1显示了针对各种圆柱体尺寸计算的孔隙率与纵横比的关系。
图2显示了本发明的片状支撑剂在各种封闭压力下的试验支撑剂充填物的导流能力。
图3给出了砂粒和本发明的片状支撑剂在减阻水(slickwater)中的试验沉降速度。
图4给出了根据斯托克斯定律计算的砂粒和本发明的片状支撑剂在减阻水中的沉降速度。
图5显示了用于颗粒可输送性研究的装置的示意图。
图6描绘了复杂的裂缝网络。
图7显示本发明的方法在形成复杂裂缝网络中是如何进行的。
具体实施方式
应当理解，在本说明书自始至终，当浓度或量的范围被描述为可使用、或适合等等时，其意图是所述范围内包括端点的所有浓度或量应视为已经述及。进一步，每个数值应该解读为如同经术语“大约”修饰(除非已经明确地如此修饰)，除非在语境中另有说明，然后再次读作并非如此修饰。例如，“1-10的范围”应读作是指约1-约10的连续区间内的每个可能的数。换言之，表达某一范围时，即使在范围内只有几个具体的数据点可明确识别或被提及，或甚至在该范围内没有数据点被提及，应当理解，发明人认为并且理解该范围内的任何及所有的数据点应视为已经指定，并且发明人拥有整个范围及范围内的所有点。
尽管以下讨论可以是针对支撑压裂而言的，但是本发明的片状颗粒及方法也可用于砾石充填、酸化压裂、减阻水压裂处理、以及使用传统上称为砾石、砂粒、和支撑剂的材料的其它油田处理方法。本发明可以针对垂直井的处理进行说明，但是其同样可应用于任何方向的井。本发明可以主要针对页岩中的使用进行说明，但是也可以用于任何岩层材料，例如碳酸盐、砂岩和煤。本发明可以用于任何方向的裂缝。本发明可以针对碳氢化合物的生产井进行说明，但是应当理解，本发明也可用于生产其它的流体，例如水或二氧化碳，或例如用于注入井或储存井。本发明可以使用水流体作为支撑剂的携带流体进行说明，但任何流体均可用作支撑剂携带流体，例如减阻水，用合成或天然聚合物稠化过的水流体，用非聚合物增稠剂稠化过的水流体，非聚合增稠剂如粘弹性表面活性剂、凝胶化的油、和发泡或增能(energized)使用的任何上述材料。
我们发现，在某些增产措施处理方法中，片状材料可以用作支撑剂全部或支撑剂的重要部分。片状支撑剂的形状与传统的球体形状相比具有两个主要优点，以及多个其它优点，特别是对于非常细的裂缝如支化裂缝中的应用而言。片状支撑剂显示出(a)由于支撑剂颗粒中更好的应力分布而导致的支撑剂抗压碎性的提高，和(b)由于支撑剂颗粒与岩层之间更大的接触表面积而导致的向岩层裂缝面的支撑剂嵌入的减少。其它益处包括：(c)由于更低的支撑剂沉降速度而导致的更好的支撑剂可输送性，(d)向支化和细的裂缝网络中更深的渗透，(e)增强的支撑剂回流控制，以及(f)减少裂缝中的非达西流(如降低的β因子所表明的)。而且，不但片状颗粒比近似球形颗粒如砂粒具有更低的沉降速度，而且片状颗粒和球体的混合物也预期比单独的球体具有更低的沉降速度。
片状材料(文中有时称为薄片材料)定义为厚度比其它尺寸例如其长度和宽度(阔度)小得多的颗粒。颗粒纵横比(直径/厚度、长度/厚度或宽度/厚度)可以为约5-约50或更高。(我们定义纵横比为长度或宽度与厚度的比)。可以使用任何的长度与宽度比。所述材料可以选自包括以下的组中：作为实例，天然和合成的矿物、层状岩石(例如页岩、板岩、片麻岩、泥岩、粘土岩、皂石、糜棱岩、泥板岩、黑曜岩、千枚岩、无烟煤、角砾岩、砾岩、贝壳灰岩、燧石等)、矿物、塑料和聚合物、金属、陶瓷、玻璃和生物材料。单个颗粒可以由多个层组成；在岩石和矿物中这些有时被称为“书页岩(book)”。颗粒材料可以是可变形的或不可变形的两种之一。至少一个表面相对平坦，或者可以使其变形成为相对平坦(例如，表面高度方向的偏差比颗粒的最大尺寸低)。
片状支撑剂特别可适用于复杂的裂缝网络，例如页岩气藏中，其中导流能力指标可能仅为约0.01md-ft(约0.003md-m)。它们也特别适合用作渗透率低的软岩层中的支撑剂材料。
片状材料以前已在油田流体中使用过，但是如果用作支撑剂，它们会降解或变形(有延伸性、塑性、弹性、可压缩性)，和/或会被用于形成部分单层，和/或纵横比低于约5(例如，参见美国专利申请公开第20070193745号，和US 6,059,034、6,330,916和7,228,904)。片状材料也已被用来增强合成支撑剂，举例来说，比如由塑料或其它材料制造的复合材料(参见美国专利申请公开20070209795号和US 6,632,527、7,228,904、7,281,580和7,237,609)。片状材料已经被添加到支撑剂浆液中以促进浆液的输送和/或抑制支撑剂回流(例如参见US 5,782,300和6,830,105)。更普遍地，它们已经被用作增重剂、封堵材料、堵漏材料和降滤失剂(例如参见美国专利申请公开第20060065398号，和US5,929,002、7,255,169和7,004,255)。
本发明的改进和优点是由于支撑剂颗粒形状。片状颗粒装填物(pack)作为层状结构与球形颗粒的装填物相比，其中颗粒互相之间具有明显更大的接触面积。在岩层封闭应力下，层状的装填物可在颗粒中提供更好的应力分布；这可导致支撑剂颗粒抗压碎性的提高。提高支撑剂颗粒与裂缝壁的接触面积可减少颗粒嵌入到岩层中。因此，本质上，优选的形状是当颗粒被约束在裂缝的两壁之间时能减少集中载荷的那种。片状颗粒已经表明其在流体中比球形颗粒具有明显更低的沉降速度，就支撑剂可输送性而言这是有利的。进一步，小的片状颗粒的厚度(例如几十微米)可允许其深度穿透到微裂缝网络中；它们可以到达球形支撑剂颗粒难以到达的位置。由现有技术可知，具有片状颗粒的薄片材料可以降低或消除支撑剂回流，这可提供另外的优点。此外，在多层装填物中沿着扁片流动时，比在球形颗粒装填物中流动可产生较少的惯性损耗。因此，可减少片状支撑剂充填物中的湍流(非达西流)，并可降低β因子。
粉状云母矿物例如白云母代表片状支撑剂的一个特别合适的实例。云母矿物表现出合理的综合性物理和化学性能，例如中等比重、低堆密度、中等硬度、中等水湿润性、和高化学稳定性及热稳定性。
在本发明的优选实施方案中，支撑剂的组成为或包括片状或板状的一定尺寸的天然或合成的层状矿物或含有矿物的复合材料。优选的矿物为云母，最好优选白云母。后者的特征为比重2.8gcm-3，堆密度低于约0.5gcm-3，典型的薄片或片厚度约20微米，硬度约2.5-3.0(莫氏硬度)或约100(绍氏D试验)，水接触角约23°。云母及类似矿物的一个方面是其晶体结构能够满足一个小片的一层可以全部由单个晶体组成。与多晶支撑剂材料相比，这可赋予这类材料高的拉伸强度。白云母(Muscovite Mica)也称为“白云母”或“钾云母”。白云母能经受高达约800℃的温度，拥有高的化学稳定性，并且其在本发明中的使用条件下不受成岩作用的影响。可以以层状(片状)形式存在的其它岩石和矿物的非限制性清单包括片岩，页岩(泥岩)，页硅酸盐(片状硅酸盐)，其它云母，例如铬云母、水-白云母、娟云母、氟云母、钠云母(“钠云母”)、海绿石、金云母(“镁云母”)、黑云母(“镁铁云母”)、铁锂云母(或zinwaldite)(“铁锂云母”)、红云母(“锂云母”)、铁黑云母(“铁云母”)、绿脆云母和珍珠云母，某些形式的某些粘土矿物，例如高岭石、蒙脱石、叶蜡石、多硅白云石、蒙脱土、皂石、蛭石、锂蒙脱石、海泡石、坡缕石(绿坡缕石)、合成锂皂石和伊利石，硅酸钠水合物，例如水硅钠石(kanemite)、古水硅钠石、雷水硅钠石、马水硅钠石、麦羟硅钠石、水羟硅钠石和octosilicate，蛇纹石矿物，例如叶蛇纹石、纤蛇纹石、板蛇纹石和纤蛇纹石，绿泥石，滑石，链硅酸盐，似辉石矿物，例如硅灰石、和蔷薇辉石，闪石矿物，例如直闪石、透闪石、阳起石、铁闪石、铁直闪石、角闪石、和透辉石，氧化硅，燧石(黑硅石)，均密石英岩，蓝晶石，沸石(铝硅酸盐)，水滑石，水硅铁石-水滑石类矿物(碳酸盐)，钼铅矿(硫酸盐)，沥青(例如沥青中间相)，和石墨。一些合适的材料为矿物；一些只不过是岩石。重要的因素是，它们的特征为层状、鳞状、扁平状、片状、板状、片岩状、分层状、叶片状、板片状、“书页形”的形式，具有可分裂性等。我们将使用“片状”这一术语来指代该形式。这些材料中的一些是脆性的；一些是韧性的。具有钙置换代替钠或钾的云母是脆性的；实例为绿脆云母和珍珠云母。
其它合适的材料包括层状二氢氧化物，磷酸和膦酸的锆(IV)盐，例如α-Zr(HPO4)2·H2O和α-Zr(O3PR)2·nH2O；层状锰氧化物，例如六方水锰矿和羟锰矿，水钠锰矿和似水锰矿类型的材料，柱状分层的锰基材料，锰基中孔性材料，和锰基多孔混合氧化物；层状金属硫族元素化物，例如金属二硫族元素化物MX2(其中M＝Sn，Cr，Hf，Ta，Ti，Zr，Nb，Mo，W或V；且X＝S，Se或Te)，金属三硫族元素化物MX3(其中M＝Nb或Zr；X＝S，Se或Te)，金属磷三硫族元素化物MPX3(其中M＝Cd，Fe，Mg，Ca，Mn，Ni，V，Sn，Pb或Zn；X＝S或Se)，不匹配的层状化合物(RX)m(MX2)n(其中R＝稀土金属、Pb或Sn；M＝Ta，Nb，V，Ti或Cr；X＝S或Se)，和三元过渡金属硫化物AMX2(其中A＝Li，Na，K，Rb或Cs；M＝Cr，Ti，V，Zr，Nb或Ta；X＝S或Se)，以及其它的层状化合物，例如h-BN、PbI2和BiI3。
片状支撑剂材料，例如天然或合成矿物或岩石，可以进行化学或物理表面处理以改进其性能，例如润湿性、颗粒与颗粒间摩擦力或粘合力等。例如，片状支撑剂可以用表面活性化学品(如，有机硅烷)处理，使颗粒变为油湿润性的。片状支撑剂，例如天然或合成的层状矿物或岩石可用本领域中已知各种树脂的一种或多种涂覆。片状材料，例如云母，可以首先混合到复合纸、片或板中，例如通过使用可然后固化或部分固化的树脂。复合片然后可以切碎并过筛，由此产生尺寸和大小适合水力压裂应用的云母、或其它颗粒。该方法使得能够制备具有高控制度的表面涂层的材料。片状材料如云母的片可以在颗粒的每个面上用不相似的涂层处理。例如，一面可以用树脂处理，而另一面可以用水湿润或油润湿材料的两者之一处理，或者可以完全不处理。
片状或者板片支撑剂可以任选作为液体中的悬浮体输送到处理位置。液体可以含有增稠剂，例如聚合物、粘弹性的表面活性剂、合成锂皂石等，这有助于最大程度减少支撑剂沉降，并且有助于使悬浮体保持为可倾倒(可泵送)的形式。
本发明的片状支撑剂及方法可以以与传统支撑剂相同的浓度在相同的流体中应用于水力压裂。然而，它们可以以比传统支撑剂更低的浓度使用，特别是在减阻水应用中。因此，在表面上测得的支撑剂浓度可以有显著差异，例如从流体的约0.0012kg/L(0.01磅/加仑(也称为“磅加入的支撑剂”或者ppa))到2.4kg/L(20ppa)，其依赖于特定的油藏参数，例如岩层渗透率、泄漏到岩层中的流体等。本发明的片状支撑剂优选以极低的浓度、以股流(slug)形式应用，以支撑页岩中的侧裂缝。支撑剂浓度可以以与传统处理方法大致相同的方式，随单个水力压裂作业的进展而变化。浓度可以连续变化，或者也可以以离散的时间或体积间隔变化，这通常称为阶段。在传统的水力压裂作业开始阶段，例如，支撑剂浓度可以低至0.06kg/L(0.5ppa)，然后斜率上升，例如在处理结束时直至2.4kg/L(20ppa)。大多数传统的作业会要求在处理过程中有窄的支撑剂浓度跨度，例如从0.24kg/L(2ppa)到1.8kg/L(15ppa)。
在传统处理方法中时，片状支撑剂常常以低于传统支撑剂浓度的浓度使用，并且任选在这样的浓度下加入，在该浓度下，支撑剂在裂缝内的表面积覆盖率低于材料的单层。尽管认为这类处理方法是减阻水处理，然而，减阻水这一术语当然不限于部分单层的设计。片状支撑剂在这类作业中的浓度典型地会类似于或低于传统支撑剂在传统减阻水作业中的浓度(约0.06kg/L(约0.5ppa))。
本发明的片状支撑剂及方法可以以与传统支撑剂的混合物形式使用，例如与砂粒和瓷珠粒。片状支撑剂在这类混合物中的浓度为从约20重量％的片状支撑剂开始及更高(高达100％)。
片状支撑剂也可以以股流注入，例如片状支撑剂阶段与传统支撑剂阶段交替，和/或与不带有支撑剂的阶段交替，和/或与暂堵阶段交替。这些阶段的某些可以任选含有片状支撑剂与传统支撑剂的混合物；每个阶段的浓度可以在阶段与阶段间变化。
载流流体可以是用于浆液输送固体的任何载流流体。最普遍在油田处理中，这类载流流体可以是用天然或合成聚合物、或用诸如粘弹性表面活性剂的非聚合增稠剂稠化过的水流体；在减阻水处理中，载流流体可以是含减摩剂的水流体。也可以使用其它的流体，例如气体、液化的气体、泡沫、增能流体、和凝胶化的油。由于要求片状材料在流体中慢速沉降，所以粘度(因此增稠剂浓度)可以低于传统支撑剂所要求的。
本发明的片状支撑剂一个重要方面是，它可以输送到传统的合成支撑剂和砂粒不能到达的裂缝。许多岩层例如页岩中的裂缝，可能不是通常设想的简单的两个长的平面的直“翼”。事实上，可能有非常复杂的裂缝路径、多重裂缝和支化裂缝；这可以存在于井眼附近、远场，或两者都有。一种重要的几何结构是网络裂缝，这可能起因于生长的裂缝遇到天然裂缝或缺陷，或者遇到不平行于、可能事实上垂直于生长裂缝的薄弱面。在该分岔点(branch point)会开始新的裂缝。如果将初始裂缝称为原生裂缝，那么由原生裂缝生长开的裂缝可以称为次生裂缝。如果，正如通常所见的，次生裂缝在比原生裂缝更高的应力下打开，那么次生裂缝就可能比原生裂缝窄。生长的次生裂缝可能不稳定，因为它是在更高的应力下打开的。因此，在持续泵送时，裂缝可能遇到再次改变方向的情况或机会，并且可能开始在较低的封闭应力或最低的封闭应力下再次打开的三级裂缝；三级裂缝可能比次生裂缝宽些。增长的裂缝可能在分岔点终止，或者可能继续。在两者任何一种的情况下，一些或者全部流动路径会转弯，有时会进入更窄的裂缝。这类复杂裂缝网络的实例在图6中显示，并将会进一步在实施例4中论述。
因此，分岔点是阻塞点，支撑剂更可能在此断桥，由此防止支撑剂更深地输送到复杂的裂缝网络中。本发明的片状支撑剂的特别价值是，所述片可以非常容易地输送，并且可以在流中排列起来，这样它们可以方便地转弯，并深入输送到复杂的裂缝网络、如支化的裂缝网络中，即使当流速变低、时间变长、流径变得曲折时。这在井眼附近、远场或者两种情形下可能都有价值。在许多处理中，可能是阻塞点的性质决定了支撑剂浆液的最优特性，例如支撑剂的最佳大小与形状。成功支撑这类支化的复杂体、以及可能偏远的裂缝和/或微裂缝所要求的导流能力可以低至约0.01mD-ft(约0.003mD-m)。
本发明的片状颗粒作为唯一的支撑剂或与传统的支撑剂混合时，特别适合于涉及暂堵剂的压裂方法。特别合适的暂堵剂的实例是纤维。在地下岩层中形成塞子并且用作暂堵剂的可降解和不可降解纤维的非限制性实例例如在US 7,350,572和7,380,600以及美国专利申请公开2008/0000639和2008/0093073号中说明，其通过引用结合在此。可以用于本发明实施方案的流体包括不含支撑剂、片状颗粒或暂堵剂的流体，例如前置液；含本发明片状颗粒的流体；含传统支撑剂的流体；含暂堵剂的流体；含支撑剂、片状颗粒和暂堵剂任何两种的流体；以及含所有三种的流体。这些不同的流体可以以任何次序注入，尽管前置液通常先注入。每种流体可以多次注入。组分的浓度和阶段的尺寸可以变化。典型的非限制性实例是(a)前置液，然后(b)片状颗粒，然后(c)暂堵剂，然后重复步骤(b)和(c)一次或多次，然后(d)传统的支撑剂。在其它的实施方案中，步骤(a)、(b)和(c)可以按顺序重复多次，或者步骤(a)和(b)可以按顺序重复多次。前置液可以含有低浓度的任何固体组分(相对于后续阶段)，并且可以略作稠化(即可以是减阻水流体)。典型地，最后阶段含有大于片状颗粒的传统支撑剂，为从裂缝网络到井眼提供高渗透率的流径。通常所有阶段中的流体都要稠化。其目的是产生尽可能大的裂缝网络，使片状颗粒尽可能深入地放置到网络中。对本专业技术人员显而易见，在本说明书中教导内容的前提下，许多作业设计都能够实现该目的，并且所有这些设计均在本发明的范围内。
可以产生支撑的裂缝，其中有裂缝面在任何方向得到支撑剂(支撑的开口)“支撑”的区域，以及其中没有支撑剂的区域。当含支撑剂的载流流体的股流与没有支撑剂的股流交替(既可在时间上也可在不同的孔眼中)，形成“房柱状”类型的布置时，就可能出现这一情况。当支撑剂浓度低于在裂缝中形成至少单层支撑剂所要求的浓度时，也可出现这一情况。注入压力释放后，裂缝闭合，取决于压力、几何结构和支撑剂的形状和性质，可能会出现多种现象。支撑剂可能会被压碎(当然，这也可能会在完全装填的裂缝中发生)。如果支撑剂比岩石更硬，则单个的支撑剂颗粒可能会嵌在裂缝面中(嵌入)。片状支撑剂则不太容易嵌入，因为应力集中减到了最低程度，或者针对相同的嵌入程度可以使用较软的片状支撑剂。(然而，如果支撑剂太软，它可能会变形太多，并且使裂缝面互相接近。)在房柱状布置中，柱可能变成嵌在岩石中，称为“穿孔”，或者没有支撑的区域能够相互流动，称为“夹紧”，或者两者都有。任何这些现象都会降低裂缝导流能力。使用片状支撑剂可减少一些这些有害现象的发生或严重程度；选择有正确性能的正确材料也可以帮助减少一些这些现象的发生或严重程度。
白云母是特别合适的片状支撑剂材料，由于其综合性的物理性能和化学性能，但尤其是因为其形状。该形状可提供若干优点。图1(改编自Sherwood，J.D.的J.Phys.A：Math.Gen.30(1997)L839-L843)显示，装填中圆柱形颗粒的孔隙率为纵横比的函数；片式装填的孔隙率可以明显高于球体式装填的孔隙率(然而应注意，这些孔隙率数据没有考虑到封闭应力)。白云母会落在图1中曲线的左侧边缘附近；球型的在中间；圆柱体的在右侧。由于片有更大的拖曳系数和滑动沉降，所以片的沉降速度与同样大小的球体的相比要小得多(参见以下试验部分的数据)。由于装填的孔隙率更大，云母和类似材料在流体浆液中比砂粒和类似的传统支撑剂珠粒具有明显更低的堆密度。结果是，一定重量的片状支撑剂比相同重量的砂粒占据了更大的体积，甚至在完全沉降之后，这样，重量一定的片状支撑剂所支撑裂缝的裂缝高度更大。进一步，认为所述片是放置在平行于裂缝面的长尺寸的微裂缝和垂直于裂缝面的极小尺寸的微裂缝中的。在那样的取向中，单个的支撑剂颗粒和片状支撑剂的支撑剂填充物倾向于较少程度的嵌入，并且这类片的填充物由于叠层中的应力分布，不易产生支撑剂回流。
本发明的片状支撑剂的合适厚度为约1-约500微米。优选厚度为约10-约300微米；最优选的厚度为约20-约200微米。
其它的合适材料包括低密度聚乙烯、酚醛树脂、聚氯乙烯、聚对苯二甲酸乙二酯、鱼鳞、压碎的贝壳或蛋壳、金属、陶瓷和通过酚醛清漆树脂酸催化交联固化的酚醛基酚醛材料。尤其合适的是已经加工硬化的某些金属和交联聚合物，即，其中已经抑制了蠕变和长期形变，使其基本上不变形并且不蠕变；对于聚合物，这些基本上是热固性塑料。
可用的片状支撑剂可以由复合材料制备，例如破碎的(shredded)云母/树脂纸张，和破碎的云母/环氧纸张。这些材料含有至少一种非延展组分，例如云母、燧石、以及其它的片状矿物。商业途径可得到的云母片和纸张由例如硅酮、环氧、虫胶及其它材料制造。它们可以是刚性或柔性的。云母带是商业途径可得到的，其背衬由玻璃纤维、聚酯纤维、聚乙烯、聚丙烯等材料制成。本发明的片状支撑剂可以由任何这些和类似的材料通过已知方法制造，例如切碎、破碎、研磨、切片等。
片状材料可以是在其它方面进行化学或物理改性的。例如，它们可以用协助其在水中分散的施胶剂涂覆，和/或它们可以用有助于其作为干燥疏松材料流动的自由流动剂涂覆。还可以使用本领域中已知的处理高表面积粒状材料的其它处理方法。
本发明的片状支撑剂结合暂堵步骤使用具有优点。尤其合适的暂堵方法是其中形成临时的、可降解的塞状物，例如用可降解的纤维，以激发区域与主裂缝分离。这类塞状物可以放置在例如井眼附近或深入裂缝网络中。当紧密的页岩是目标岩层时，处理方法通常是减阻水。典型的处理方法可以包括以下步骤：减阻水前置液、减阻水加片状支撑剂以支撑裂缝网络，通过暂堵剂阻挡得到支撑的侧通道，并增加网络压力，以便打开新的侧通道，然后最典型是多次重复(前置液，片状支撑剂，暂堵剂)，随后是用传统支撑剂的典型的减阻水方案(通常100目或页岩中的砂粒)支撑原生裂缝，并连接所有的次生和/或三级裂缝网络至井眼，尤其是那些已经用片状支撑剂支撑过的。在此，前置液、片状支撑剂和暂堵剂的重复顺序在页岩岩层中产生了通过主裂缝通道水力连接到井眼的明显的裂缝表面区域(如果没有片状支撑剂材料，可能就不能导流)。
从以下实施例可以进一步理解本发明。
白云母样品在实验室中研磨和过筛，在一些试验中，使用20/40、40/70和70/140(大致对应于100目)的粒度范围。也使用从UK、Derby的Minelco Specialties Limited得到的商业白云母样品。它们标明为MD150和MD250；代码中的数值表示以微米为单位的片平均直径。这些云母颗粒的厚度为大约20-25微米。制造商描述该材料为干研磨的、高度剥离的硅酸钾铝白云母片，其熔点为1300℃，比重约2.8，在水中的10％的浆液pH为约9，并且具有柔性、弹性和韧性，并具有高纵横比。MD150是99.9％的小于250微米，75-90％的小于106微米，且30-65％的小于53微米；MD250是99.9％的小于250微米，10-50％的小于125微米，并且0-15％的小于63微米。
实施例1：
图2说明了在6.9、13.8、20.7、27.6和34.5MPa(1000、2000、3000、4000和5000psi)的封闭应力下，研磨白云母在负荷为2.45kg/m2(0.5lb-ft-2)下，在82℃(180℉)的俄亥俄砂岩岩心之间的支撑剂填充层导流能力。该结果使用API方法RP-61，在实验室短期试验中得到。
实施例2：
图3示出了不同粒径的砂粒(浓度为0.06kg/L(0.5lb/gal))和白云母颗粒(浓度为0.036kg/L(0.3lb/gal))在含有含约50％聚丙烯酰胺的1L/kL(1gal/1000gal)的减摩剂的减阻水中的试验沉降速度。图4给出了根据斯托克斯定律计算的相同类型的颗粒的沉降速度，云母用2.80的比重，砂粒用2.65的比重，并且假设流体粘度为10cp。片状颗粒的沉降速度比理论上预测的球形颗粒的沉降速度慢高达二十倍。
实施例3：
在图5显示的歧管系统中在动态条件下研究砂粒和云母的传输特性。该系统包括由外径为6.35-25.4mm(0.25-1in)的Swagelok管制成的有四个出口[1-4]的水平歧管，配备有浆液罐[5]和可提供高达100L/分钟的浆液流速的泵[6](Moyno)。该歧管模拟复杂的裂缝网络，例如页岩中的。侧流回路[7]可以降低浆液流速至10L/分钟，而不会在泵中产生支撑剂沉降。原浆液包括含2.4g/L(20磅/千加仑)瓜尔胶的线性凝胶，或含1L/kL(1gal/1000gal)聚丙烯酰胺减摩剂的减阻水；每种流体都包含0.06kg/L(0.5lb/gal)的支撑剂。浆液样品从出口收集，并分析支撑剂含量。下表中显示的百分值表示输送到相应出口的支撑剂的相对量。回收值表示相对于引入到歧管的支撑剂总量的所输送支撑剂的总量。使用的云母为MD250。对通过不同出口从歧管出来的支撑剂质量进行称重。出口1是悬浮固体最容易到达的；出口2第二容易，然后是出口3；出口4是悬浮固体最难到达的，对复杂裂缝，难以到达的部分最具代表性。表I中显示了典型的结果。在线性凝胶中或减阻水中，几乎没有任何20/40砂粒到达出口4；约一半的50/140砂粒如所应当地到达了该出口，而几乎所有预期的云母都到了达该出口。在这些试验中显示，云母在线性凝胶和减阻水的任何一种中几乎都能定量输送。
表I
实施例4：
图6显示了可能在页岩水力压裂中形成的裂缝网络类型的实例。穿透岩层的井眼用[8]描绘。在压力下泵送流体通过井眼并进入到岩层中，形成原生裂缝的两翼。这些翼通常沿最小的封闭应力方向形成。一个翼用[9]表示。如果生长裂缝遇到新的薄弱面，可能会形成新的次生裂缝；其实例用[10]表示。如有可能，用[11]显示的三级裂缝也可能在初始裂缝方向形成。(该图仅用于示范性目的；在复杂的裂缝网络中，许多其它的排列和取向都是可能的)
图7显示了可以使用本发明的方法的一种方式。图7的Panel I显示流体沿原生裂缝[9]流动，形成更窄的次生裂缝[10]，然后形成比次生裂缝宽些的三级裂缝[11](流体流用粗箭头表示。)该网络可以通过注入前置液形成。Panel II显示了含本发明的片状颗粒的流体[13]的注入，流入到裂缝网络中；片状颗粒能够通过流径中的拐角，并且可以通过更窄的裂缝。然后注入一股暂堵材料，例如纤维；该材料的浆液在[14]显示。Panel III显示该材料在阻塞点形成了塞状物[15]，更窄的次生裂缝在阻塞点从原生裂缝生长开来。所述流(flow)沿着原来的流径被抑制，由此会形式了新的裂缝[16]。随着片状颗粒的继续注入，它们会流入到新的裂缝中；然而又形成了另一个新的裂缝[17]，其中所述流在此可能沿原生裂缝的方向继续。通过注入随后的暂堵材料股流，该方法可以重复多次。暂堵剂股流(slug)可以含有片状颗粒。或者，或另外地，含片状材料的流体也可以含有暂堵材料，例如以低的浓度含有；暂堵材料缓慢地在阻塞点聚集，直到发生暂堵。
Claims (38)
1.一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，其包括制备支撑剂浆液，以及沿井眼向下注入浆液，其中支撑剂包括约20-约100重量％的厚度为约1-约500微米的片状颗粒。
2.权利要求1的方法，其中支撑剂包括至少约50重量％的片状颗粒。
3.权利要求1的方法，其中支撑剂包括至少约75重量％的片状颗粒。
4.权利要求1的方法，其中支撑剂包括至少约90重量％的片状颗粒。
5.权利要求1的方法，其中至少一部分片状颗粒选自以下组中：云母、滑石、及它们的混合物。
6.权利要求1的方法，其中片状颗粒在浆液中的浓度为约0.0012-约2.4kg/L。
7.权利要求1的方法，其中片状颗粒在浆液中的浓度为约0.0012-约0.06kg/L。
8.权利要求1的方法，其中浆液还包括降滤失剂。
9.权利要求1的方法，其中片状颗粒为涂覆的。
10.权利要求1的方法，其中在使用之前，将片状颗粒混合在复合材料中，然后弄碎该复合材料。
11.一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，其包括以下步骤：
(a)注入增稠的前置液，
(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的增稠的流体浆液，
(c)注入暂堵材料，以及
(d)重复步骤(a)-(c)至少一次；
其中片状颗粒包括约20-约100重量％的支撑剂，并且该片状颗粒的厚度为约1-约500微米。
12.权利要求11的方法，其中支撑剂包括至少约50重量％的片状颗粒。
13.权利要求11的方法，其中支撑剂包括至少约75重量％的片状颗粒。
14.权利要求11的方法，其中支撑剂包括至少约90重量％的片状颗粒。
15.权利要求11的方法，其中至少一部分片状颗粒选自以下组中：云母、滑石、及它们的混合物。
16.权利要求11的方法，其中片状颗粒在浆液中的浓度为约0.0012-约0.12kg/L。
17.权利要求11的方法，其中暂堵材料包括纤维。
18.权利要求11的方法，其中增稠的流体包括减摩剂。
19.权利要求11的方法，其中在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的浆液中的片状支撑剂的浓度是变化的。
20.权利要求11的方法，其中在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的支撑剂中的片状支撑剂的浓度是变化的。
21.权利要求11的方法，其后面有以下步骤：
(a)注入增稠的前置液，
(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的增稠的流体浆液，以及
(c)注入包括传统支撑剂的增稠的流体。
22.权利要求11的方法，其中片状颗粒为涂覆的。
23.权利要求11的方法，其中在使用之前，将片状颗粒混合在复合材料中，然后弄碎该复合材料。
24.一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，其包括以下步骤：
(a)注入增稠的前置液，
(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的第一增稠的流体浆液，
(c)注入第二增稠的流体，以及
(d)重复步骤(a)-(c)至少一次；
其中片状颗粒包括约20-约100重量％的支撑剂，并且该片状颗粒的厚度为约1-约500微米。
25.权利要求24的方法，其中支撑剂包括至少约50重量％的片状颗粒。
26.权利要求24的方法，其中支撑剂包括至少约75重量％的片状颗粒。
27.权利要求24的方法，其中支撑剂包括至少约90重量％的片状颗粒。
28.权利要求24的方法，其中至少一部分片状颗粒选自以下组中：云母、滑石、及它们的混合物。
29.权利要求24的方法，其中片状颗粒在浆液中的浓度为约0.06-约2.4kg/L。
30.权利要求24的方法，其中在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的浆液中的片状支撑剂的浓度是变化的。
31.权利要求24的方法，其中在步骤(a)-(c)的连续顺序中，步骤(b)中的支撑剂中的片状支撑剂的浓度是变化的。
32.权利要求24的方法，其中在某些或全部步骤(c)中第二增稠的流体还包括支撑剂。
33.权利要求24的方法，其中片状颗粒为涂覆的。
34.权利要求24的方法，其中在使用之前，将片状颗粒混合在复合材料中，然后弄碎该复合材料。
35.一种处理被井眼穿透的地下岩层的方法，其包括以下步骤：
(a)注入增稠的前置液，
(b)注入含包括片状颗粒的支撑剂的第一增稠的流体浆液，以及
(c)注入第二增稠的流体；
其中片状颗粒包括约20-约100重量％的支撑剂，并且该片状颗粒的厚度为约1-约500微米。
36.权利要求35的方法，所述方法还包括至少再次重复步骤(b)和(c)。
37.权利要求35的方法，其中片状颗粒为涂覆的。
38.权利要求35的方法，其中在使用之前，将片状颗粒混合在复合材料中，然后弄碎该复合材料。
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2008/000566 WO2010021563A1 (en) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Hydraulic fracturing proppants |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN102159791A true CN102159791A (zh) | 2011-08-17 |
Family
ID=41707327
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2008801312183A Pending CN102159791A (zh) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | 水力压裂支撑剂 |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8991494B2 (zh) |
| EP (1) | EP2324196A4 (zh) |
| CN (1) | CN102159791A (zh) |
| AU (1) | AU2008360718B2 (zh) |
| CA (2) | CA2875547C (zh) |
| RU (1) | RU2528648C2 (zh) |
| WO (1) | WO2010021563A1 (zh) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104040110A (zh) * | 2011-11-04 | 2014-09-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 复杂压裂网络中水力压裂相互作用建模 |
| CN104151482A (zh) * | 2014-08-13 | 2014-11-19 | 中国地质大学（武汉） | 一种高强度低密度压裂支撑剂的制备方法 |
| CN104198345A (zh) * | 2014-09-16 | 2014-12-10 | 中国石油大学(华东) | 一种支撑剂有效沉降粒径的测量方法 |
| CN104963672A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-10-07 | 中国石油大学(北京) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
| CN105849359A (zh) * | 2013-09-26 | 2016-08-10 | 贝克休斯公司 | 优化水力压裂操作中的导流能力的方法 |
| CN106459742A (zh) * | 2014-04-23 | 2017-02-22 | 呼瓦基有限责任公司 | 用于压裂液的支撑剂 |
| CN104119853B (zh) * | 2014-07-02 | 2017-03-29 | 成都理工大学 | 一种空气泡沫压裂液的制备方法 |
| CN106967409A (zh) * | 2017-05-10 | 2017-07-21 | 郑州市润宝耐火材料有限公司 | 压裂支撑剂及其制备方法 |
| CN108194072A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-22 | 中国地质大学（北京） | 基于片状支撑剂和气润湿反转剂的储层压裂方法 |
| CN110761765A (zh) * | 2018-07-27 | 2020-02-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 |
| CN111804373A (zh) * | 2020-06-24 | 2020-10-23 | 程雅雯 | 稠油井防砂稀采专用砾石制作方法 |
| RU2753285C2 (ru) * | 2019-09-26 | 2021-08-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта |
| CN116717227A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-08 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合煤矿井下定向长钻孔水力压裂方法 |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2519708A1 (en) | 2009-12-31 | 2012-11-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Hydraulic fracturing system |
| CN110219629B (zh) * | 2010-06-23 | 2021-12-03 | 伊科普罗有限责任公司 | 水力压裂 |
| BR112013017767A2 (pt) * | 2010-12-22 | 2016-10-11 | Maurice B Dusseault | processo de injeção multi-estácio para produção de recurso aperfeiçoada a partir de xisto |
| US10001003B2 (en) | 2010-12-22 | 2018-06-19 | Maurice B. Dusseault | Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| US10352145B2 (en) | 2011-03-11 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
| US9618652B2 (en) | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
| WO2013049235A1 (en) * | 2011-09-30 | 2013-04-04 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Proppant materials and methods of tailoring proppant material surface wettability |
| US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
| US9920610B2 (en) * | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
| US9850748B2 (en) * | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| CA2877708C (en) | 2012-06-26 | 2018-05-22 | D.V. Satyanarayana Gupta | Method of using isophthalic acid and terephthalic acid and derivatives thereof in well treatment operations |
| CA2919534C (en) * | 2013-09-16 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
| WO2015060823A1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids with clay-based gel retarders and related methods |
| WO2015126365A1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for obtaining data from a subterranean formation |
| CA2933487C (en) | 2014-03-06 | 2018-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations |
| US10351761B2 (en) | 2014-03-31 | 2019-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing |
| US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
| CA2948822A1 (en) * | 2014-05-12 | 2015-11-19 | Rhodia Operations | Aqueous guar compositions for use in oil field and slickwater applications |
| US10221351B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Composite proppant, method for producing a composite proppant and methods of its application |
| US10017688B1 (en) | 2014-07-25 | 2018-07-10 | Hexion Inc. | Resin coated proppants for water-reducing application |
| AU2015301423B2 (en) | 2014-08-15 | 2019-01-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in well treatment operations |
| US20170247997A1 (en) * | 2014-08-20 | 2017-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | A method of treating a subterranean formation |
| US10851283B2 (en) | 2014-10-06 | 2020-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles |
| GB2548772B (en) * | 2015-02-10 | 2022-03-30 | Halliburton Energy Services Inc | Barrier pills |
| EP3061800A1 (en) | 2015-02-26 | 2016-08-31 | Repsol, S.A. | Ultra-high-molecular-weight polyolefin proppants |
| WO2017052522A1 (en) * | 2015-09-23 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| EP3159390B1 (en) * | 2015-10-21 | 2019-12-11 | S.P.C.M. Sa | Composition in particulate form comprising a polymer and a proppant useful for hydraulic fracturing operation |
| WO2017074400A1 (en) | 2015-10-29 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of propping created fractures and microfractures in tight formation |
| US9896618B2 (en) | 2015-11-19 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
| US10369724B2 (en) | 2015-11-19 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making spheroidal particles |
| US10557079B2 (en) | 2016-07-22 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
| CN110761762B (zh) * | 2018-07-27 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩油藏提高压裂体积的方法 |
| CN109025942B (zh) * | 2018-08-09 | 2021-08-17 | 西南石油大学 | 一种致密气藏斜井压裂不规则多裂缝的产量计算方法 |
| CN109033677B (zh) * | 2018-08-09 | 2022-05-03 | 西南石油大学 | 一种压裂酸化井裂缝导流能力优化方法 |
| WO2021034457A1 (en) * | 2019-08-16 | 2021-02-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon wells including crosslinked polymer granules in sand control structures and methods of completing the hydrocarbon wells |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
| US4732920A (en) * | 1981-08-20 | 1988-03-22 | Graham John W | High strength particulates |
| US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US20080000638A1 (en) * | 2006-06-29 | 2008-01-03 | Alexander Burukhin | Proppant material and formation hydraulic fracturing method |
| WO2008018966A2 (en) * | 2006-08-03 | 2008-02-14 | Oxane Materials, Inc. | A composition and method for making a proppant |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5929002A (en) | 1994-07-28 | 1999-07-27 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
| US5782300A (en) | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
| US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| AU756771B2 (en) | 1998-07-22 | 2003-01-23 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
| US6406789B1 (en) | 1998-07-22 | 2002-06-18 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
| US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
| RU2166079C1 (ru) | 1999-12-23 | 2001-04-27 | Закрытое акционерное общество "Уралсервис" | Проппант |
| US6605570B2 (en) | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
| US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
| US6938693B2 (en) | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| RU2191169C1 (ru) * | 2001-11-23 | 2002-10-20 | Закрытое акционерное общество "Тригорстроймонтаж" | Шихта и способ получения гранулированного шамота, используемого в качестве расклинивающего агента |
| US6830105B2 (en) | 2002-03-26 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant flowback control using elastomeric component |
| SE525116C2 (sv) | 2002-04-05 | 2004-11-30 | Nina Story | Informationsband |
| US6725930B2 (en) | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
| US7066260B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US7114567B2 (en) | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
| US7004255B2 (en) | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
| US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
| US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
| US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
| US7726399B2 (en) | 2004-09-30 | 2010-06-01 | Bj Services Company | Method of enhancing hydraulic fracturing using ultra lightweight proppants |
| US7334635B2 (en) * | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
| US7491444B2 (en) * | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
| US7595280B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US7836952B2 (en) | 2005-12-08 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant for use in a subterranean formation |
| RU2441052C2 (ru) | 2005-12-23 | 2012-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Расклинивающий наполнитель (варианты) |
| CA2536957C (en) | 2006-02-17 | 2008-01-22 | Jade Oilfield Service Ltd. | Method of treating a formation using deformable proppants |
| US7931087B2 (en) | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
| US7934556B2 (en) | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
-
2008
- 2008-08-21 EP EP08876799A patent/EP2324196A4/en not_active Withdrawn
- 2008-08-21 CN CN2008801312183A patent/CN102159791A/zh active Pending
- 2008-08-21 WO PCT/RU2008/000566 patent/WO2010021563A1/en active Application Filing
- 2008-08-21 US US13/059,090 patent/US8991494B2/en active Active
- 2008-08-21 AU AU2008360718A patent/AU2008360718B2/en not_active Ceased
- 2008-08-21 RU RU2011110576/03A patent/RU2528648C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-21 CA CA2875547A patent/CA2875547C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-21 CA CA2735572A patent/CA2735572C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-03-30 US US14/672,522 patent/US20150204178A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
| US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
| US4732920A (en) * | 1981-08-20 | 1988-03-22 | Graham John W | High strength particulates |
| US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US20080000638A1 (en) * | 2006-06-29 | 2008-01-03 | Alexander Burukhin | Proppant material and formation hydraulic fracturing method |
| WO2008018966A2 (en) * | 2006-08-03 | 2008-02-14 | Oxane Materials, Inc. | A composition and method for making a proppant |
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104040110A (zh) * | 2011-11-04 | 2014-09-10 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 复杂压裂网络中水力压裂相互作用建模 |
| CN105849359A (zh) * | 2013-09-26 | 2016-08-10 | 贝克休斯公司 | 优化水力压裂操作中的导流能力的方法 |
| CN105849359B (zh) * | 2013-09-26 | 2020-01-07 | 贝克休斯公司 | 优化水力压裂操作中的导流能力的方法 |
| CN106459742A (zh) * | 2014-04-23 | 2017-02-22 | 呼瓦基有限责任公司 | 用于压裂液的支撑剂 |
| CN104119853B (zh) * | 2014-07-02 | 2017-03-29 | 成都理工大学 | 一种空气泡沫压裂液的制备方法 |
| CN104151482B (zh) * | 2014-08-13 | 2016-06-08 | 中国地质大学（武汉） | 一种高强度低密度压裂支撑剂的制备方法 |
| CN104151482A (zh) * | 2014-08-13 | 2014-11-19 | 中国地质大学（武汉） | 一种高强度低密度压裂支撑剂的制备方法 |
| CN104198345A (zh) * | 2014-09-16 | 2014-12-10 | 中国石油大学(华东) | 一种支撑剂有效沉降粒径的测量方法 |
| CN104963672B (zh) * | 2015-07-13 | 2016-09-21 | 中国石油大学(北京) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
| CN104963672A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-10-07 | 中国石油大学(北京) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
| CN106967409A (zh) * | 2017-05-10 | 2017-07-21 | 郑州市润宝耐火材料有限公司 | 压裂支撑剂及其制备方法 |
| CN108194072A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-22 | 中国地质大学（北京） | 基于片状支撑剂和气润湿反转剂的储层压裂方法 |
| CN110761765A (zh) * | 2018-07-27 | 2020-02-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 |
| RU2753285C2 (ru) * | 2019-09-26 | 2021-08-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта |
| CN111804373A (zh) * | 2020-06-24 | 2020-10-23 | 程雅雯 | 稠油井防砂稀采专用砾石制作方法 |
| CN116717227A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-08 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合煤矿井下定向长钻孔水力压裂方法 |
| CN116717227B (zh) * | 2023-08-07 | 2023-11-17 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合煤矿井下定向长钻孔水力压裂方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2528648C2 (ru) | 2014-09-20 |
| US20110180259A1 (en) | 2011-07-28 |
| AU2008360718B2 (en) | 2014-10-30 |
| WO2010021563A1 (en) | 2010-02-25 |
| RU2011110576A (ru) | 2012-09-27 |
| EP2324196A1 (en) | 2011-05-25 |
| CA2735572A1 (en) | 2010-02-25 |
| EP2324196A4 (en) | 2012-10-31 |
| US8991494B2 (en) | 2015-03-31 |
| US20150204178A1 (en) | 2015-07-23 |
| CA2875547A1 (en) | 2010-02-25 |
| WO2010021563A8 (en) | 2011-03-31 |
| AU2008360718A1 (en) | 2010-02-25 |
| CA2875547C (en) | 2016-11-29 |
| CA2735572C (en) | 2015-03-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102159791A (zh) | 水力压裂支撑剂 | |
| US7931087B2 (en) | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates | |
| US9057014B2 (en) | Hydraulic fracture composition and method | |
| US9790422B2 (en) | Proppant mixtures | |
| US7461696B2 (en) | Methods of fracturing using fly ash aggregates | |
| US4509598A (en) | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
| CN109072065A (zh) | 通过压裂后通道形成来增强导流能力的方法 | |
| US20080261837A1 (en) | Low-Density Ceramic Proppant and Its Production Method | |
| US20110220355A1 (en) | Non-spherical well treating particulates and methods of using the same | |
| WO2014039216A1 (en) | Well treatment methods and systems | |
| WO2011145966A1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| MXPA06002814A (es) | Metodos para incremetar la fuerza de consolidacion de materiales en particulas revestidos con resina. | |
| CN102695847A (zh) | 水力压裂系统 | |
| CA2972445A1 (en) | Novel proppant and methods of using the same | |
| AU2018201694A1 (en) | Compositions and methods for increasing fracture conductivity | |
| US20140345863A1 (en) | Electromagnetically active slurries and methods | |
| US20140048262A1 (en) | Methods for Pillar Placement in Fracturing | |
| GB2359316A (en) | A composition and method for fracturing a subterranean formation | |
| WO2009078744A1 (en) | Additive for preventing proppant flowback from hydraulic fractures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20110817 |