CN103080471B - 高固体含量浆体和方法 - Google Patents
高固体含量浆体和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103080471B CN103080471B CN201180041634.6A CN201180041634A CN103080471B CN 103080471 B CN103080471 B CN 103080471B CN 201180041634 A CN201180041634 A CN 201180041634A CN 103080471 B CN103080471 B CN 103080471B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- slurry
- screen cloth
- particulate
- psd
- methods according
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000002002 slurry Substances 0.000 title claims abstract description 518
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 229
- 239000007787 solid Substances 0.000 title claims abstract description 130
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 259
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 241
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 127
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 67
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 54
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 36
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims description 311
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 claims description 153
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 52
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 42
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 42
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 21
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims description 18
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 claims description 16
- 239000000216 gellan gum Substances 0.000 claims description 16
- 235000010492 gellan gum Nutrition 0.000 claims description 16
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000011324 bead Substances 0.000 claims description 14
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 14
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 12
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 12
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 11
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 8
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 8
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910001566 austenite Inorganic materials 0.000 claims 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract description 7
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 66
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 54
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 54
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 52
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 52
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 49
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 44
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 31
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 31
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 30
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 28
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 24
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 24
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 19
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 18
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 17
- 241001131796 Botaurus stellaris Species 0.000 description 15
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 15
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 12
- -1 stratum Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 11
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 11
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 9
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 9
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 9
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 9
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 9
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 8
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 8
- 238000002242 deionisation method Methods 0.000 description 8
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 8
- PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M naphthalene-1-sulfonate Chemical compound C1=CC=C2C(S(=O)(=O)[O-])=CC=CC2=C1 PSZYNBSKGUBXEH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 8
- 229920000417 polynaphthalene Polymers 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 description 6
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 description 6
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 6
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 6
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 6
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 6
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 6
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 6
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 6
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 6
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002585 base Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 5
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 5
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 5
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 5
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 5
- 229910006297 γ-Fe2O3 Inorganic materials 0.000 description 5
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 description 4
- 150000001266 acyl halides Chemical class 0.000 description 4
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 4
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 4
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 4
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011133 lead Substances 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000011135 tin Substances 0.000 description 4
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 4
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 3
- 239000004117 Lignosulphonate Substances 0.000 description 3
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 3
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 239000000908 ammonium hydroxide Substances 0.000 description 3
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 3
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 235000019357 lignosulphonate Nutrition 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 description 3
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 3
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 229960002796 polystyrene sulfonate Drugs 0.000 description 3
- 239000011970 polystyrene sulfonate Substances 0.000 description 3
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 3
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Natural products OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 2
- 229920001328 Polyvinylidene chloride Polymers 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 2
- JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N [K].[Zn].[Na] Chemical compound [K].[Zn].[Na] JOAZYDDBEOKHDP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N [Na].[Mg].[Ca] Chemical compound [Na].[Mg].[Ca] JQPQZHIUHRBBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910021502 aluminium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K aluminium metaphosphate Chemical compound [Al+3].[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O.[O-]P(=O)=O DHAHRLDIUIPTCJ-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L calcium oxalate Chemical compound [Ca+2].[O-]C(=O)C([O-])=O QXDMQSPYEZFLGF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001506 calcium phosphate Substances 0.000 description 2
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011010 calcium phosphates Nutrition 0.000 description 2
- HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J calcium;magnesium;dicarbonate Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-]C([O-])=O.[O-]C([O-])=O HHSPVTKDOHQBKF-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 2
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 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
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 2
- 239000000413 hydrolysate Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 2
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920005646 polycarboxylate Polymers 0.000 description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 2
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 2
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 2
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 2
- 239000005033 polyvinylidene chloride Substances 0.000 description 2
- 235000019828 potassium polyphosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H tricalcium bis(phosphate) Chemical compound [Ca+2].[Ca+2].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O.[O-]P([O-])([O-])=O QORWJWZARLRLPR-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 2
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 2
- XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 2-Methyl-2-[(1-oxo-2-propenyl)amino]-1-propanesulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)CC(C)(C)NC(=O)C=C XHZPRMZZQOIPDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001044369 Amphion Species 0.000 description 1
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- 229920001503 Glucan Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 239000003963 antioxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000003078 antioxidant effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical group 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000013101 initial test Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 238000010295 mobile communication Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000008684 selective degradation Effects 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007613 slurry method Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003673 urethanes Chemical class 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Separation Of Solids By Using Liquids Or Pneumatic Power (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
公开了一种用于低损害砾石充填的浆体和方法。所述浆体包含:固体混合物,其包括多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.60;一定量的载液,以提供小于所述固体混合物的PVF的固体容积率(SVF);和稳定添加剂,以阻止所述固体混合物的沉淀。所述方法包括:使所述浆体循环至井筒中以在井下沉积所述浆体;和终止所述浆体循环持续一段时间,其中所述稳定添加剂阻止所述固体混合物的沉淀。所公开的稳定添加剂包括胶体颗粒、可水合聚合物颗粒,和纵横比高于6的颗粒。
Description
背景技术
本章节中的陈述仅提供和本公开有关的背景信息且不能构成现有技术。
在筛网与地层面和/或外壳之间的井筒中放置砾石充填层以防止地层砂流入井筒中并且改善井筒和近井筒传导性。井筒和近井筒处的传导性是重要的,因为这些位置中的任何损害会明显增加流体流的压力降,从而减少钻井的可生产性或注入能力。
此外,砾石充填层的当前放置技术(在或不在同时液压断裂地层的情况下)可能是需要若干阶段且移动部件在不利井筒环境中适当运作的复杂程序。因此,需要在此技术领域中作进一步改善。
发明内容
一些实施方案是用于产生高固相率流体的独有程序。其它实施方案包括用于低损害砾石充填的独有系统、方法、系统和设备。从以下描述和图示中,其它实施方案、形态、目标、特征、优点、方面和优势应当显而易见。
本发明在多个实施方案中描述使用含有高固相率流体的浆体砾石充填或断裂充填油井的方法、浆体和系统。所述固体包括多种不同粒径分布模式以增加浆体中的固体容积率和砾石或断裂充填物中的充填容积率。在一个实施方案中,固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括固体,所述固体具有为第二PSD模式的容积平均中值大小至少三倍的容积平均中值大小,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.60或0.75。在另一个实施方案中,可从充填物中移除较小PSD模式以增加通过充填物的流体的孔隙度和渗透性。
在一个实施方案中,一种方法包括组合载液和固体混合物以形成浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括容积平均中值大小为第二PSD模式的容积平均中值大小的至少三倍的固体,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.60,且其中固体混合物包含可降解材料且包含反应性固体;使浆体循环通过井筒以在地层中的一个或两个断裂中且在筛网与井筒之间的环空中形成PVF超过0.60的固体混合物的充填物;使充填物中的可降解材料降解以增加充填物的孔隙度和渗透性;从地层中产生通过增加的渗透性充填物的储层流体。
在一个实施方案中,可通过改变充填物的pH而降解可降解材料。例如,在升高或降低的pH下溶解中性pH下的氢氧化铝颗粒。在其它实施方案中,可降解材料可溶于碱性流体中,例如,可降解材料是选自两性氧化物、酯、涂布酸及其组合;并且固体混合物还可包括视需要可微溶和/或囊封的碱或碱前体,或者固体可与碱性水溶液接触。
在其它实施方案中,可降解材料可溶于酸液中,例如,可降解材料选自铝、锌、锡、铅、硼、硅和铁的氧化物和氢氧化物;钙、镁和钡的碳酸盐、硫酸盐、氧化物和氢氧化物;及其组合;并且固体混合物还可包含视需要可微溶和/或囊封的酸或酸前体,或者固体可与酸性水溶液接触。在一个实施方案中,酸前体选自可水解酯、酸酐、酸磺酸盐、酰基卤及其组合。
在其它实施方案中,可降解材料可以是可通过解除囊封固体而从砾石或支撑剂充填物中移除的囊封的水溶性或油溶性固体。或者或是另外,可降解材料可以是水溶性固体,且浆体中的载体可以是可溶固体的饱和溶液,例如盐固体和卤水,或者其中水溶性固体分散在油相中的转化乳剂。可溶固体可通过以未饱和水介质接触充填物和/或破坏乳剂而移除。
在另一个实施方案中,一种组合物包括用于刚刚描述的方法的浆体-即,被组合来形成可流动浆体的载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括固体,所述固体具有为第二PSD模式的容积平均中值大小至少三倍的容积平均中值大小,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.60,且其中固体混合物包含可降解材料且包含反应性固体。
在另一个实施方案中,本发明解决了从多峰浆体至筛网中的流体泄漏的问题。多峰浆体的流体损耗可能造成提早桥堵,使得难以以筛网优先放置方法将浆体放置在筛网周围的环空中,或难以以浆体优先放置方法将筛网插入多峰浆体中。在一个实施方案中,在砾石放置和筛网放置之后以可降解流体损耗颗粒插入筛网,其稍候通过例如溶解而被移除以恢复筛网元件的渗透性用于从地层中生产流体。在一个实施方案中,筛网在预先以含砾石浆体接触筛网之前与包括可降解流体损耗颗粒的隔离流体接触。在预先间隔件的实施方案中:间隔件可被向下泵送至以筛网优先方法定位在井下的筛网周围的环空中,之后接着含砾石的浆体;或者,在浆体优先的实施方案的情况中,将浆体放置在井筒中,之后接着将间隔件放置在含砾石浆体之上,且接着在进入浆体之前使筛网通过间隔件,其中以流体损耗颗粒至少暂时封堵筛网以阻止多峰浆体泄漏至筛网中。
在替代实施方案中,多峰浆体包含桥塞形成组合物以在将浆体放置成接触筛网时在筛网上形成桥塞,其中至少暂时封堵筛网以阻止多封浆体泄漏至筛网中。
在一个实施方案中,一种方法包括:组合载液和固体混合物以形成浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.60;以包含泄漏控制剂的流体接触筛网以在筛网上形成桥塞以阻止流体进入;在井筒中定位筛网且使浆体以任何顺序循环通过井筒使得固体混合物被沉积在筛网与井筒之间;降解充填物中的可降解材料以增加充填物的孔隙度和渗透性;从筛网中移除桥塞;并且从地层中产生通过增加渗透性的充填物和筛网的储层流体。
在一个实施方案中,泄漏控制流体包含引入至井筒中的隔离流体。在一个实施方案中,浆体在将筛网定位在井筒中之前循环通过井筒,隔离流体位于井筒中高于浆体,且筛网通过井筒中的隔离流体且然后插入浆体中。在替代实施方案中,在浆体循环至筛网与井筒之间的环空中之前将筛网定位于井筒中,且其中隔离流体在浆体之前循环至环空中。在一个实施方案中,隔离流体和浆体通过筛网中的流动通道被循序泵送至筛网的底端且泵送至环空中。
在一个实施方案中,浆体包含泄漏控制剂和在浆体循环期间形成于筛网上的桥塞。在一个实施方案中,固体混合物包含至少三种PSD模式,其中第一量微粒具有第一PSD,第二量微粒具有第二PSD,且第三量微粒具有第三PSD,其中第一PSD为第二PSD的二或三至十倍,且其中第二PSD大于第三PSD,在一个实施方案中优选为1.5至十倍,在另一个实施方案中为三至十或十五倍,在替代实施方案中为约1.5至4倍,且在另一个实施方案中为1.5至不到三倍。在替代实施方案或另外的实施方案中,固体混合物包含三种或三种以上PSD模式以在筛网上形成桥塞。
在另一个实施方案中,载液还可包括流体损耗添加剂,诸如例如胶乳分散体、水溶性聚合物、亚微微粒、具有不同形状的的微粒和/或浆体稳定剂,诸如例如在高温下水合的纳米颗粒、聚合物,和高纵横比颗粒。
在另一个实施方案中,浆体放置可能需要浆体保持悬浮持续延长的时间而不会沉淀使得流变特性获得保持,例如,当充满砾石的浆体被放置在开孔中,之后接着筛网插入时,在从孔移除浆体循环工作管柱且筛网插入的同时,浆体循环至井筒中与筛网插入之间可能存在48小时之多的延迟。如果固体过早沉淀,那么高固体含量浆体可能损失其流体状性质且可能乣额外量的力来将筛网推向沉淀的浆体中。在根据本发明的实施方案中,一种浆体包含:固体混合物,其包括多种PSD模式,使得PVF超过0.60;一定量的载液,以提供小于固体混合物的PVF的SVF;和稳定添加剂,以阻止固体混合物的沉淀。在另一个实施方案中,一种方法包括:组合载液、固体混合物和稳定添加剂以形成浆体;使浆体循环至井筒中以在井下沉积浆体;终止浆体循环持续一段时间,其中稳定添加剂阻止固体混合物的沉淀;且之后使沉积的浆体与筛网表面循环接触。
在实施方案中,稳定添加剂包括胶体颗粒,诸如例如γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合;水合聚合物颗粒,例如具有高于60℃的水合温度的聚合物颗粒,诸如结冷胶;高纵横比颗粒,例如高于6的纵横比,诸如例如可是需要可降解的诸如丙交酯和/或乙交酯的聚合物或共聚物的薄片。
本发明提供用于在砾石充填操作中放置浆体的实施方案。在各种实施方案中,以任何顺序将砾石充填筛网放置在井筒中且将浆体和/或浆体固体放置在筛网与井筒之间的环空中。在一个实施方案中,筛网最初被放置在井筒“筛网优先”中且接着浆体沿油管向下循环通过封隔器和交叉口,且进入筛网周围的环空空间中。在其它筛网优先实施方案中,浆体部署可包括泵送的“上返”方法,其在实施方案中允许砾石充填和/或立即断裂后钻孔,允许砾石充填-同时固井,允许包括化学封隔器,允许使用大直径筛网和其它额外变化。在其中使用“插入”技术的另一实施方案中,浆体最初循环至井筒中,且接着将筛网定位在井筒中。在这个实施方案中,筛网将浆体从井筒的中央部分中排出且浆体填充或残留在筛网-井筒环空中。
在另一个实施方案中,在将浆体放置在筛网的环空中和断裂的开口/套管孔和/或断裂中之后,流体中除了砾石之外的全部或至少部分固体颗粒流回表面,使可渗透砾石充填物留在环空中。在这个实施方案中,所述方法包括形成包含载液和固体混合物的稳定、可流动浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.60,且其中固体混合物包含至少支撑剂PSD模式和细粒PSD模式。在一个实施方案中,浆体循环通过井筒以从将固体混合物沉积在地层中的一个或两个断裂中和筛网与井筒之间的环空之间中形成支撑剂充填物,充填物中的细粒接触分散剂,且流体通过充填物以移除细粒。
另一实施方案是一种用于实现细粒回流方法的系统。在这个实施方案中,提供与地下层流体连通的井筒。在一个实施方案中,砾石充填浆体包含载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.60,其中固体混合物包含至少支撑剂PSD模式和细粒PSD模式。泵被调适以使浆体在井筒中循环以沉积固体混合物且在地层中的一个或两个断裂中和筛网与地层之间的环空之间形成支撑剂充填物。所述系统包括有效促使细粒从充填物中流回的分散剂源。
在一个实施方案中,一种多PSD模式浆体包含例如常用于砾石充填的类型和大小的相对大的支撑剂,且浆体具有有效控制至筛网和/或地层中的泄漏,同时在放置砾石后促进较小颗粒移除的组合物。实施方案中的这种浆体方法和系统允许以低速率输送砾石至井的脚部,而无须改变冲管直径来控制泄漏,且还可减少否则将需要高泵油率使用常规方法和系统来输送砾石的长水平面中的断裂的风险。在一个实施方案中,一种浆体包含载液中的固体混合物。这个实施方案中的固体混合物包含至少第一、第二、第三和第四容积平均粒径分布(PSD)模式,使得固体混合物的充填容积率(PVF)大于0.60,其中浆体的固体容积率(SVF)小于固体混合物的PVF,其中第一PSD模式为第二PSD模式的至少三倍,第二PSD模式大于第三PSD模式,且第三PSD模式大于第四PSD模式,且其中第二PSD模式和第三PSD模式中的至少一个为相应第三或第四PSD模式不到3倍。在一个实施方案中,固体混合物还包括第五PSD模式,其中第四PSD模式大于第五PSD模式且优选为第五PSD模式的不到3倍。
在其中较小PSD模式相对于下个较大和/或较小PSD模式在大小上更接近的实施方案中,可使用较小比例的较小PSD模式获得相对高的固体充填容积率,且又令人惊奇的是,在希望将高PVF转换回可渗透砾石充填物和/或断裂充填物时可促进细粒回流。
附图说明
图1是用于低损害砾石充填的系统的示意图。
图2是用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图3A是用于将微粒沉积在筛网外表面与第一位置的井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图3B是用于将微粒沉积在筛网外表面与第二位置的井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图4A是用于将微粒沉积在筛网外表面与第一位置的井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图4B是用于将微粒沉积在筛网外表面与第二位置的井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图4C是用于将微粒沉积在筛网外表面与第三位置的井筒地层的表面之间的装置的示意图。
图5是使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图。
图6A是使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图,其中所述浆体经由冲管而被泵送通过筛网总成。
图6B是放置浆体和设置封隔器之后图6A的实施方案的示意图。
图7是与图6的装置类似用于将微粒沉积在断裂中、以及沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图,其中所述浆体经由冲管而被泵送通过筛网总成。
图8A是使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的横截面示意图,其中封堵的筛网在孔中运行作为最终生产运行的一部分。
图8B是移除封堵用于生产后图8A的装置的局部透视剖面示意图。
图9是图8A至图8B的其中中心管被封堵的装置的替代实施方案的横截面示意图。
图10是移除封堵用于生产后图9的装置的横截面示意图。
图11是图8A、图9的装置的替代实施方案的纵截面示意图,其中使用机械流入控制装置封堵通过筛网的流入。
图12是启动机械流入控制装置用于生产后图11的装置的纵截面示意图。
图13是利用化学封隔器使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图。
图14是利用用于化学封隔器的分流口使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图。
图15是使用上返浆体部署技术用于将微粒沉积在筛网外表面与井筒地层之间的装置的实施方案的示意图,其中筛网在钻井期间运行。
图16是浆体中载液与第一、第二和第三量的颗粒组合的图示。
图17是浆体中载液与第一、第二和第三量的颗粒组合的图示。
图18是用于低损耗砾石充填的示意流程图。
图19A是使用筛网优先程序的低损耗砾石充填的技术的示意流程图。
图19B是使用浆体优先程序的低损耗砾石充填的技术的示意流程图。
图20是插入实施方案的示意图,其中筛网-桥堵隔离流体被放置在井筒中的多峰浆体的顶部上。
图21是筛网优先实施方案的示意图,其中筛网-桥堵隔离流体在多峰浆体之前被循环至筛网环空中。
图22是图21的筛网优先实施方案的示意图,其中多峰浆体在来自隔离流体的泄漏控制添加剂插入或桥堵筛网元件以限制浆体泄漏后被放置在环空中。
图23是根据实施例13所讨论的本发明的实施方案的在不同浓度的第二最大颗粒下作为第二最大粒径的函数的四峰浆体的注射器泄漏的曲线图。
图24是根据实施例13所讨论的本发明的实施方案的作为第三最大粒径的函数的四峰浆体的注射器泄漏的曲线图。
图25示出了根据实施例13所讨论的本发明的实施方案基于涉及多相切圆的笛卡尔圆定理的四峰颗粒充填模型。
具体实施方式
如说明书和权利要求书中使用,“在...附近”包括“在...处”。
如本文使用,关于粒径或其它变量分布的术语“双峰的”和“多峰的”具有其标准统计意义。就统计来看,双峰分布是具有两种不同模式的连续概率分布。如果混合物具有两种或两种以上模式,那么应认为所述混合物是多峰的。在概率密度函数中,这些模式显现为特征峰(局部极大值)。双峰分布可起源于两种不同单峰分布(即,仅具有一种模式的分布)的混合。例如,双峰分布的粒径可定义为具有概率α的PSD1或具有概率(1一α)的PSD2,其中PSD1和PSD2是不同的单峰粒径并且0<α<1是混合系数。具有不同均值的两种单峰分布的混合未必是双峰的;然而,如果具有类似可变性的两种正态分布的各自均值的差大于其各自标准偏差的和,那么应认为所述分布的混合是双峰的。
如本文使用,术语“桥塞”指的是用于阻止流体流动的通道(例如,筛网元件中的开口)闭塞物。因此,所述术语将不会应用于在筛网表面上且不会明显阻止通过筛网的流体流动的滤饼构造。相反,“移除桥塞”和类似术语指的是移除闭塞物以恢复流体流动并且还包括将桥塞结构修改到足以恢复流体流动的程度,例如,移除桥塞可能涉及形成通过滤饼的孔和/或从筛网元件上的滤饼中移除较小颗粒以建立渗透性而不会物理移除滤饼基体。
应了解如本文应用于颗粒的术语“纵横比”是颗粒的最长尺寸与最短尺寸的比。例如,球或立方体的纵横比是1。纵横比大于1意味着颗粒在一个方向上细长。有时纵横比给定为小于1,这意味着最长尺寸是用作分母而非分子,但是在本理解为等于其倒数,其中纵横比大于1,例如,0.5和2.0的纵横比是等效的,如同0.25和4.0。
图1是用于低损害砾石充填的系统100的一个实施方案的示意图。在某些实施方案中,系统100包括钻井通过覆盖岩层104和目的地层106的钻井102。目的地层106可以包括本领域中已知的烃源地层、水源地层、要注入流体的目标地层或其它目的地层。在某些实施方案中,钻井102具有井口108和覆盖井筒的至少一部分的套管110。在图1的图示中,通过目的地层106的井筒是垂直钻井中的“裸眼”完井。在本发明应用中预期其它类型的完井,包括不限于:下套管的完井、多层完井、和/或水平钻井或钻井区段。套管110可以包括在套管110与地层(104、106)之间的水泥层(未示出)。本文未示出或描述本领域中已知的系统100的各种其它特征以免使本申请的各方面模糊。
在某些实施方案中,系统100还包括布置在井筒中的筛网112。筛网112可以包括经过大小调整以防止在钻井102的处理回流或生产期间颗粒从目的地层106流动到钻井102中或流动到地面的槽或孔。在某些实施方案中,系统100包括沉积在筛网112与目的地层106之间的砾石充填物114。砾石充填物114的砾石可以沉积为包含如下文更详细描述的颗粒(118、120)和载液122的浆体116的一部分。
在某些实施方案中,浆体116是通过钻井102泵送以将第一量的微粒118和第二量的微粒120沉积在筛网112与目的地层106之间。浆体116可以泵送到筛网112外并到目的地层106中,直到发生滤砂为止(即,微粒118、120累积到跨砾石充填物114的压力下降防止进一步泵送的点),浆体116可以循环通过钻井102使得浆体116从筛网112外传递到筛网112内,从而将微粒118、120沉积在筛网112与目的地层106之间并且将载液122循环到地面。在某些实施方案中,浆体116可以放置在井筒102中并且下沉到筛网112中成为已放置浆体116使得浆体116中的微粒118、120由此沉积在筛网112与目的地层106之间。
在某些实施方案中,系统100包括用于控制混合和泵送浆体116的各种装置。在一个示例性实施方案中,系统100包括包含载液122和/或用于产生载液122的基流体的至少一个流体箱124。所述示例性实施方案还包括在一个实施方案中将第一量的微粒118提供到掺和装置128的砾石运载工具126。掺和装置128准备最终的浆体116,例如混合砾石流体122并且添加来自砾石运载工具126的第一量的微粒118,且还添加任何添加剂、第二量的微粒120和/或第三或任何其它量的微粒。在某些实施方案中,可以由砾石运载工具126或其它装置掺和以及添加一种以上微粒量。掺和装置128还将浆体116提供到将加压浆体116提供到井口108的泵送装置130。本文预期并且在本领域中应了解其它设备构造。例如且不限于,系统100可以包括连续油管作业机(未示出)代替连接到筛网112的设备和/或油管132的一个或多个工件。
图2是用于将微粒118、120沉积在筛网112的外表面与目的地层106的表面之间的装置的一个实施方案的示意图。浆体116是通过转换工具202而从油管132泵送到筛网环空203。浆体116的载液122再循环通过筛网112,从而使微粒沉积并且经由转换工具202通过油管-套管环空206返回到地面。当完成放置砾石充填物114时,转换工具202闭合,被生产封隔器取代或经受如本领域中已知的其它操作。如图2所示的砾石充填物114的放置仅是示例性的。
图3A是用于将微粒118、120沉积在第一位置中的筛网112的外表面与目的地层106的表面之间的装置的一个实施方案的示意图。图3A所示的筛网112具有可选择性地开启或闭合或者以其它方式在地面启动和/或停用的槽302。例如,槽302可以通过电子信号、水力信号衔接,通过钢丝绳致动,通过凭借油管132传达的力(例如,向下力、向上力和/或旋转力)和/或通过本领域中了解的任何其它操作致动。在如图3A所示的第一位置中,槽302是开启的,从而允许浆体116流动到筛网112环空203中并且从而使微粒118、120沉积。如图3A所示,浆体116载液122通常是在低于断裂压力的注入压力下流动到目的地层106中,直到砾石充填物114完全放置为止。
图3A所示的配置仅是示例性的。运用特定工具和配置,载液122可以直接返回到地面而非注入到目的地层106中。例如,浆体116可以向下泵送到油管-套管环空206,再循环通过槽到油管132并返回到地面。或者,浆体116可以向下泵送到油管132,从槽中压出并再循环通过筛网,跨越到油管-套管环空206中并返回到地面。在本领域中充分了解并且图3A未示出这些配置中的每一者以免使本发明应用的方面模糊。
图3B是用于将微粒118、120沉积在第二位置中的筛网112的外表面与目的地层106之间的装置的一个实施方案的示意图。在如图3B所示的第二位置中,槽302是闭合的,从而防止载液122或浆体116流动通过所述槽。在图3B所示的实施方案中,来自目的地层106的地层流体流动通过砾石充填物114和筛网112,从而防止来自目的地层106的砂或松散微粒流动到井筒或油管132中。在图3B的实施方案中,可以通过再循环(例如,运用连续油管作业机)和/或通过生产自目的地层106的流体内的雾沫清除可能已沉淀在筛网112内的任何颗粒118、120。
图4A是用于将微粒118、120沉积在筛网112的外表面与第一位置中的目的地层106之间的装置的一个实施方案的示意图。在图4A的实施方案中,指定量的浆体116是放置在井筒中。指定量的浆体116是取决于所述浆体的微粒含量、井筒的直径、覆盖间隔的长度、筛网112(其下沉到浆体116中)的替换容积和本领域中已知的类似参数。在某些实施方案中,放置在井筒底部处的浆体116具有极高微粒含量,例如每升载液122的微粒118、120超过3.6kg。第一位置中的筛网112包括要下沉到浆体116中但是尚未放置在浆体116中的就位筛网112。
图4B是用于将微粒118、120沉积在筛网112的外表面与第二位置中的目的地层106之间的装置的一个实施方案的示意图。第二位置中的筛网112包括下沉到浆体116中的筛网112。在某些实施方案中,筛网112可以包括扶正器使得筛网112适当地居中于井筒中。然而,在浆体116因巨大微粒含量而变得稠密的情况下,筛网112易于自我扶正并且可以无需外部扶正器。
图4C是用于将微粒118、120沉积在筛网112的外表面与第三位置中的目的地层之间的装置的一个实施方案的示意图。在第三位置中,筛网112保持在浆体116中,并且生产设备(例如生产封隔器402)是放置在井筒中以为系统生产作准备。在某些实施方案中,钻井关闭持续指定时段以允许浆体116中的微粒118、120沉淀,以允许可降解微粒完全或部分分解,以允许载液122破胶剂作用于载液122,和/或以允许微粒(例如,树脂涂布的微粒)在增黏剂作用下固化。
在某些实施方案中,浆体放置包括“井底到井口”泵送方法,其允许在钻井后立即进行砾石充填和/或断裂,允许在固井时进行砾石充填,允许包括化学封隔器,和/或允许使用大直径筛网。图5是包括位于井筒314中的大致呈圆柱形的筛网312且在所述筛网与所述井筒之间形成环空316的装置310的一个实施方案的图示。在这个实施方案中,井筒314具有固井在裸眼上方的套管318并且筛网312是布置在套管318下方且在管柱320(其可是工作管柱、生产油管等等)下端处的裸眼处。所述实施方案同样可适用于通常经过穿孔以与周围地层322连通的下套管的钻孔以及非水平钻井。包括至少第一颗粒和第二颗粒的高固相浆体324可通过中心流动通道326通过筛网312以在本文称作筛网312的末端或底端328的物体附近排放,并到环空316中以沉积在所述筛网的外表面上。一旦沉积在环空316上,充填的浆体固体可立即转换成如本文描述的砾石充填物。
在一个实施方案中,通过使用包括封隔器总成的工作管柱和冲管放置浆体/砾石且接着移除所述工作管柱和所述冲管以附接生产油管而实现“两步式(two-trip)”砾石充填。图6A和图6B示出了与图5类似的井底到井口放置设备的一个实施方案,其中管柱320包括具有钻杆330的工作管柱、具有封隔器334的施工工具332、筛网312、冲管336和端盖338,所述端盖338允许冲管336连接到所述总成的底部。一旦就位成如图6A所示,浆体324立即向下泵送到钻杆330,通过冲管336,到总成332底部外,并且向上到井筒314的裸眼与筛网312之间的环空316中。在泵送适量浆体后,设置封隔器334(见图6B),并且从所述井筒中移除钻杆330、施工工具总成332和冲管336。浆体324是通过本文描述的方法(例如,通过自我触发的降解或通过合适的触发流体,诸如酸、碱、溶剂或其它化学物)转换成砾石充填物。
图6A和图6B所示的实施方案允许放置砾石充填物,允许在筛网312的外径与井筒314之间有较窄间隙。例如,砾石充填物可具有像砾石或其它粗粒的中值大小的10、5或甚至3倍一样小的厚度(环空的径向厚度=井筒半径-筛网半径)。在另一个实施方案中,所述厚度小于50mm(2-in.)或小于25mm(1-in.)。在另一个实施方案中,砾石充填物厚度是砾石或浆体固体的其它粗粒的中值大小的约6到约40倍。在一个特定实施方案中,砾石充填物厚度是从6到25mm。窄间隙意味着可采用较大筛网312,且因此采用较大中心管内径,从而改善钻井生产。例如,中心管ID可比厚于50.8mm(2-in.)的常规砾石充填物大50到90mm。
此外,砾石充填物可泵送到地层322中,其中孔隙压力是低的,其中其它砾石充填方法可能导致因疏忽造成的地层断裂。例如,某些常规砾石充填方法可能需要相对高的注入速率(例如,1600L/min(10BPM))以维持砾石悬浮并且防止过早沉淀或桥堵。在浆体稳定并且固体不易沉淀的本发明的实施方案中,可选择速率以进行最优砾石放置,例如小于1600L/min、800L/min、600L/min、500L/min、400L/min、300L/min、250L/min、200L/min、150L/min、100L/min、50L/min(小于10、5、3.8、3.1、2.5、1.9、1.6、1.3、0.94、0.63bbl/min)等等的任何非零注入速率。
图7是与图6A和图6B类似的井底到井口放置设备的一个实施方案的图示,其中在泵送浆体324前已设置封隔器334并且在泵送所述浆体时在环空316的区中形成压力以引发在相邻地层322中产生裂缝340。在一个实施方案中,浆体324是泵送到裂缝340中并且随后转换成如本文描述的砾石支撑剂充填物。
在一个实施方案中,浆体放置/砾石充填是实现为最终生产运行的一部分。所述方法的这个实施方案可消除专用砾石充填物运行的需要。在这个实施方案中,一旦浆体转换成砾石充填物,生产通常就可立即开始。使用与图5类似的井底到井口放置设备放置浆体,其中筛网是使用包括生产油管连同合适生产配件的生产总成而在井筒中运行,且其中筛网312被装置或材料342封堵使得消除流入并且筛网总成本质上是管状的流动管道。在图8A所示的实施方案中,筛网312是穿孔中心管344、轴向齿廓杆346、筛网元件348和外涂层342的的总成。涂层342可是例如可暂时封堵筛网开口以进行砾石放置但是接着可降解或溶解以进行生产的可降解材料(诸如聚丙交脂(PLA)、聚乙交酯(PGA)或另一材料)的薄而不可渗透的膜片。作为另一实施例,可降解材料可或者和/或此外例如通过将可移除固体或成膜材料浸到或喷射到或以其它方式涂覆到组装的筛网312(见下文图20到图22对于封堵或桥堵筛网开口潜孔进行的论述)或在最终组装筛网元件348和/或中心管344前被放置作为筛网的各自开口中和/或筛网元件348与中心管344之间的岩塞或桥塞。
一旦总成就位,浆体立即向下泵送到油管;通过在筛网312中且其中心可位于筛网元件内或外围与筛网元件相邻的流动通道;到可包括通过端328的开口的总成的底部外;并且向上到裸眼320与筛网312之间的环空316的区中,如图5示意地示出。如图8B中所见,在泵送适量浆体324后,设置封隔器,所述浆体转换成砾石充填物,并且涂层342也被移除以开启筛网312。所述浆体是通过本文描述的方法(通过自我触发的降解或通过合适的触发信号或流体,诸如酸、碱、溶剂或其它化学物)转换成砾石充填物。此外,移除筛网312的任何封堵物,例如,通口中的不可渗透表面膜或封堵物。
图9是使用与图8A和图8B类似的封堵筛网的井底到井口放置设备的筛网总成的一个实施方案的图示,其中筛网312是在中心管344的穿孔352内包括可降解或可溶解岩塞350以防止在浆体放置期间跨筛网312流动。
图10示出了流体流动通过筛网元件348,在轴向齿廓杆346之间并通过穿孔352接着例如通过岩塞350降解而移除。
图11是使用与图8A到图10类似的封堵筛网的井底到井口放置设备的筛网总成的另一实施方案的图示,其中筛网312是可操作地与用于控制通过筛网312中的开口的流动的机械流入控制装置(ICD)354相关。ICD354是与不可渗透中心管344A一起使用并且可通过控制器356经由合适远程方法(诸如钢丝或钢丝绳)而启动,或控制器356可是允许在总成于井筒中运行后的规定时间流动的定时器。
图12示出了在流动致动后流体流动通过筛网元件348和ICD354。在一个实施方案中,使用化学封隔器与砾石充填物实现浆体放置/砾石充填。如在图13的示意图所示的实施方案中最佳所见,筛网312是使用与图5到图12所示的设备类似的设备(除未必需要机械封隔器334外)而在井筒中运行。而,化合物稠浆360是在浆体容积362之前运行,使得在恰当时间化合物稠浆360密封在油管320与环空316之间,从而使通过筛网312的生产流动浓缩。在某些实施方案中,化合物稠浆360可包含在本领域中已知是用于化学封隔器和桥塞的酚醛树脂、聚氨酯化合物等等。在一个实施方案中,工作管柱320包括生产油管。在一个实施方案中,如果需要,那么额外间隔件化合物稠浆364可用浆体容积362替代以在砾石充填物内获得树脂岩塞的断续间隔且因此产生层位封隔。
图14是使用与图13类似的化学树脂岩塞360和/或364的井底到井口放置设备的筛网总成(除所述总成是在筛网312上方包括一个或多个分流口366外)的另一实施方案的图示,所述分流口366可通过传统机械构件(例如,球、套筒、钢丝绳等等)而启动。化学树脂岩塞360未必在浆体容积362之前泵送,但是可或者或此外通过分流口366泵送。这促进将稠浆360准确放置在筛网312上方的规定位置中。
在一个实施方案中,浆体放置/砾石充填是实现为钻井过程的一部分。所述方法的这个实施方案可消除专用砾石充填物运行的需要,并且在另一个实施方案中以与开槽衬管将用的方式相同的方式放置筛网312。图15是与图5类似的井底到井口放置设备的一个实施方案的图示,其中筛网是使用钻井总成而在井筒中运行,其中工作管柱320包括钻杆连同合适的钻井配件,诸如例如如结合图6A到图7论述的衬管封隔器334、筛网312和钻头总成368(其还可包括随钻测量能力)。在替代实施方案中,筛网312可以或可以不具有如结合图8A到图12论述的受限流入物,例如筛网外的膜、中心管内的岩塞、或机械和/或定时的流入控制装置。
如图15所示,以筛网312钻出井筒314的最终长度,并且一旦达到深度,钻头368立即放弃向下钻井。接着,浆体是通过钻头368泵送并且向上到环空316。如果需要,那么任何封堵材料可跟随浆体以密封钻头368下方的井筒314底部。接着,设置衬管封隔器334,浆体转换成如本文描述的砾石充填物,生产油管就位并且启动生产。在替代实施方案中,可首先设置衬管封隔器334以启动如上文结合图7论述的水力断裂,并且浆体变换成砾石/支撑剂充填物。作为另一替代实施方案,化学封隔器及间隔件可此外或或者是如结合图13和图14论述采用的衬管封隔器334。除消除专用砾石充填物运行的需要以及以与开槽衬管将用的方式相同的方式放置筛网外,大ID的筛网可允许更大流入且因此允许通过油管的更大生产。
图16是与浆体116中的第一量的颗粒118、第二量的颗粒120和第三量的颗粒502组合的载液122的一个实施方案的图示。在一个实施方案中,微粒118、120、502包括三种大小状态,其中每种大小状态为下一个较小的大小状态的3到15倍。具有高微粒含量的不同大小微粒118、120、502的包含是以比具有统一粒径的浆体116大为减小的沉淀时间产生浆体116。
此外,单位容积浆体116的载液122的量可明显减小。例如,具有统一充填配置的球形颗粒产生约0.74的充填容积率(PVF),即,其中约74%的浆体容积是微粒物质。具有随机的紧密充填配置的单分散球形颗粒产生约0.64的PVF。相比之下,具有三种微粒大小(在一个实施例中其平均直径分别是840微米、150微米和15微米)的配置产生PVF为约0.87的颗粒混合物。可以选择颗粒118、120、502的基本密度以产生以选定值的最终浆体密度。PVF增大会使最终浆体116中的载液122的量减小。例如,从0.64(随机充填)到恰好0.80的增大会使一升浆体中载液122的量减小达约50%(即,(36-20)/36)。载液122量减小会使放置在目的地层106中的流体的量和砾石充填物114中的增粘剂(如果有的话)的量减小,其皆促成对目的地层106的渗透性损害减小和对砾石充填物114的渗透性损害减小。
在某些实施方案中,浆体116包含具有第一平均大小分布的第一量的微粒118和具有第二平均大小分布的第二量的微粒120。在某些实施方案中,第一量的微粒118是不可变形微粒。平均大小分布是根据本领域中了解的任何方法而确定,至少包括筛网大小数值(例如,16/30目砂、20/40目砂或40/70目砂)、平均粒径和中值粒径。在一个实施方案中,选择第一量的微粒118和第二量的微粒120的平均大小分布使得第一平均大小分布是第二平均大小分布的3倍与15倍之间。进一步选择第一量的微粒118和第二量的微粒120的平均大小分布以防止地层细粒渗移通过砾石充填物114到钻井102中。在某些实施方案中,较大的大小分布(例如,第一大小分布对第二大小分布,或第二大小分布对第三大小分布)是介于6倍与10倍之间的值。在这个实施方案中,介于6倍与10倍之间的分布允许最大的充填容积率(PVF)值,同时如果移除较小粒径那么提供不会收缩或失去充填效率的砾石充填物。
在某些实施方案中,浆体116包含具有第三平均大小分布的第三量的微粒,其中第二平均大小分布大于第三大小分布,例如为第三大小分布大的3倍与15倍之间。例如,第一平均大小分布可以是约840微米的中值大小,第二平均大小分布可以是约150微米的中值大小,并且第三平均大小分布可以是约15微米的中值大小。
在某些实施方案中,浆体116包含第四和/或第五量的微粒。在一个实施方案中,第四量的微粒包括小于第三平均大小分布的第四平均大小分布,例如为第三平均大小分布的1/15与1/3之间。在一个实施方案中,第五量的微粒包括小于第四平均大小分布的第五平均大小分布,例如为第四平均大小分布的1/15与1/3之间。
在另一个实施方案中,固体混合物包含在筛网上形成桥塞的四种或四种以上PSD模式,其中第一量的微粒具有第一PSD,第二量的微粒具有第二PSD,第三量的微粒具有第三PSD,并且第四量的微粒具有第四PSD,其中第一平均大小分布是第二平均大小分布的至少3倍,其中第二平均大小分布大于第三平均大小分布,优选为第三平均大小分布的至少3倍,且其中第三平均大小分布大于第四平均大小分布,优选为第四平均大小分布的3到15倍。在一个实施方案中,第一平均大小分布是40目(422微米)或更大,并且在另一个实施方案中包括标准的20/40目(422到853微米)砾石。在一个实施例中,第一PSD是约280微米,第二PSD是约30微米并且第三PSD是约3微米。在一个实施方案中,第一颗粒的总固体容积与第二颗粒的总固体容积的比是从约1∶1到约15∶1,优选从约2∶1到约10∶1或从约4∶1到约8∶1;并且第二颗粒的总固体容积与第三颗粒的总固体容积的比是从约1∶10到约2∶1,优选从约1∶4到约1∶1。
在另一个实施方案中,载液和固体混合物被组合来形成可流动浆体,所述浆体是适合于在筛网上形成桥塞以阻止在按照任何次序将所述筛网和所述浆体布置在井筒中时流体进入。在一个实施方案中,固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式使得所述固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8。在一个实施方案中,固体混合物包含在筛网上形成桥塞的三种或三种以上PSD模式,其中第一量的微粒具有第一PSD,第二量的微粒具有第二PSD,并且第三量的微粒具有第三PSD,其中第一PSD是第二PSD的2到10倍,且其中第二PSD是第三PSD的3到10倍。在一个实施方案中,第一量的微粒小于约40目(422微米),并且在另一个实施方案中,第一量的微粒包含40/80目(178到422微米)砾石。在一个实施例中,第一PSD是约280微米,第二PSD是约30微米并且第三PSD是约3微米。在一个实施方案中,第一颗粒的总固体容积与第二颗粒的总固体容积的比是从约1∶1到约15∶1,优选从约2∶1到约10∶1或从约4∶1到约8∶1;并且第二颗粒的总固体容积与第三颗粒的总固体容积的比是从约1∶10到约2∶1,优选从约1∶4到约1∶1。
本文使用的中值大小可以是本领域中了解的任何值,包括例如且不限于大致呈球形的微粒的直径。在某些实施方案中,中值大小可以是特性尺寸,其可以是多数情况下被认为描述颗粒指定大小分布范围的尺寸。在某些实施方案中,第一量的微粒具有特性尺寸,例如且不限于介于约500微米与1800微米之间的中值颗粒直径。在某些实施方案中,第一量的微粒包括介于约2×10-11m3与6×10-10m3之间的中值颗粒容积。本领域熟练人员应了解其它容积范围可是根据本文描述的原理的函数,并且本文预期进行砾石充填的粒径的所有有关值。
在某些实施方案中,每个中值大小是特性尺寸,其中粒径之间的特性尺寸的比(例如,第一量的微粒与第二量的微粒的比)是与粒径之间的平均颗粒容积的比的立方根成比例。例如,第一量的微粒可以具有1.5×10-3m的特性尺寸和5.63×10-10m3的平均颗粒容积。在所示实施例中,第二量的微粒具有介于约1.7×10-13m3与2.1×10-11m3之间的平均微粒容积,具有介于1×10-4m与5×10-4m之间(包括第一量的微粒的特性尺寸的1/3到1/15的范围)的特性尺寸。
特性尺寸是在本文中用来更清楚地指示第一和第二(和/或第三、第四和四五)微粒量中的颗粒的大小选择是独立于所述颗粒的形状。因此,在各个实施方案中,在任何平均线性测量中,粒径的每种粒径步级可以改变达3到15倍,和/或达33倍到153倍(即,27到3375倍)。在一个实施方案中,颗粒的相对大小可以满足3到15倍的线性标准,或33次到153倍的容积标准,或两者。在某些实施方案中,利用(特性尺寸或线性测量)5到10倍的较窄范围提供较大沉淀时间改善且因此允许较高微粒含量和/或较低载液122粘度。
在各个实施方案中,载液122可以是卤水、包含可水合凝胶的流体(例如,瓜胶、其它多聚糖、羟乙基纤维素“HEC”或其它胶凝剂)、油或油基凝胶、粘弹性表面活性剂、具有增粘剂的流体、泡沫状或“增能”流体(例如,基于氮或CO2的泡沫)、乳剂(包括外相的水或油)或本领域中已知的其它流体。
在某些实施方案中,具有如本文描述的大小比的微粒118与120的混合允许具有低或零增粘剂含量的高微粒含量。在某些实施方案中,载液122包含不具有增粘剂的卤水,并且每升载液122的微粒的质量和(即,组合的第一量、第二量和/或任何第三或其它量)是至少约2.4kg(每加仑20磅)。在某些实施方案中,载液包含以每升载液的凝胶量小于约2.4g(每1000加仑20lb凝胶)(例如小于2.15g/L(每1000加仑载液18lb凝胶))存在的可水合胶凝剂,并且每升载液122的微粒的质量和是超过约2.75kg(每加仑23磅)。在某些实施方案中,载液122包含以每1000加仑载液122量小于201b存在的增粘剂,并且每升载液122的微粒的质量和是超过约2.75kg(每加仑23磅)。在某些实施方案中,载液122包含以每升载液122的凝胶量小于2.4g(每1000加仑201b凝胶)存在的增粘剂,并且每升载液122的微粒的质量和是超过约3.6kg(每加仑30磅)。
在一个实施方案中,浆体中的固体含量可表示成固体与载液的容积比。在一个实施方案中,液体的最小容积(最大容积固体含量)对应浆体中固体与载液的容积比(其对应固体混合物的PVF,即,PVF∶(1-PVF)),或液体稍微过剩以透露浆体的流变特性,然而过剩的载液可能引发浆体的不稳定性(固体沉淀或脱水收缩)。在一个实施方案中,固体与载液的容积比是从约40∶60直到PVF∶(1-PVF),并且在另一个实施方案中从45∶55到85∶15。在其它实施方案中,载液的容积率是从理论配比(1-PVF)或从高于理论配比直到理论配比的3、2.5、2、1.5、1.25、1.2、1.1或1.05倍,或换句话说,固体容积率是从(3PVF-2)、(2.5PVF-1.5)、(2PVF-1)、(1.5PVF-0.5)、(1.25PVF-0.25)、(1.2PVF-0.2)、(1.1PVF-0.1)或(1.05PVF-0.05)直到PVF。
最小增粘剂含量和最大微粒含量的限制是取决于特定于通常本领域熟练人员应了解或控制的每个系统100的因子。例如,载液122中的微粒118、120的沉淀时间、载液122的粘度、浆体116的希望泵送速率、筛网112间隔的长度(砾石充填物114要放置在其中)、目的地层106的断裂强度和本领域熟练人员已知的其它因子皆促成在特定应用中所要的增粘剂含量。仅将卤水用作具有分层微粒大小118、120(包括第三和/或额外微粒大小)的载液122,浆体116是形成为每升载液122的微粒超过2.4kg(每加仑20lb),并且在特定应用中,每升载液122的微粒可超过3.6kg(每加仑301b)。
在某些实施方案中,较小微粒大小(即,第二、第三、第四和/或第五量的微粒)的至少一个包含可降解材料。可降解材料的包含允许微粒参与改善在浆体116中颗粒的悬浮,同时允许在放置后于砾石充填物114中移除所述颗粒,和/或允许在放置后所述颗粒将有益的化学物释放到砾石充填物114中。例如,微粒的降解可以释放使桥堵剂溶解、使交联或基于聚合物的载液122分解和/或使形成的滤饼腐蚀的化学物。
可降解材料的实例包括不限于蜡、油溶性树脂、可溶于烃的材料、丙交酯、乙交酯、脂肪族聚酯、聚丙交酯、聚乙交酯、聚(ε-己内酯)、聚原酸酯、聚羟基丁酸、脂肪族聚碳酸酯、聚磷腈、聚酸酐、多聚糖、葡聚糖、纤维素、几丁质、几丁多糖、蛋白质、聚氨基酸、聚氧化乙烯,和共聚物(包括聚乳酸和/或聚乙醇酸)等等。在某些实施方案中,可降解材料可以包括共聚物,包括为羟基、羧酸基和/或羟基烃酸基团的第一部分和为乙醇酸和/或乳酸的第二部分。
在某些另外的实施方案中,较小微粒大小的至少一个包含与可降解材料的水解产物起化学反应的反应性固体。例如,第二量的微粒120可以是可降解材料并且第三量的微粒可以是与第二量的微粒120的水解产物起化学反应的材料,从而增强第二量的微粒120的降解速率。在某些实施方案中,反应性固体包括石英粉、油溶性树脂、可降解岩盐、粘土和/或沸石等等。在某些实施方案中,反应性固体包括氢氧化镁、碳酸镁、碳酸镁钙、碳酸钙、氢氧化铝、草酸钙、磷酸钙、偏磷酸铝、锌钠钾多磷酸盐玻璃和/或钠钙镁多磷酸盐玻璃等等。增强降解的可降解材料和反应性固体可以存储在相同颗粒上,使得化学反应不会在地面处发生但是会在井下条件下于流体内开始。
在某些实施方案中,浆体包含载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括具有为第二PSD模式的容积平均中值大小至少3倍的容积平均中值大小的固体,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8,且其中固体混合物(优选第二PSD模式)包含可降解材料并且包含反应性固体。
在一个实施方案中,第一PSD模式包括砾石并且第二PSD模式包括氢氧化铝颗粒。氢氧化铝颗粒是在升高或降低的pH下可溶解,且因此可通过改变充填物的pH以使所述氢氧化铝颗粒溶解而降解。在另一个实施方案中,可降解材料可溶于碱性或酸液中,并且可通过分别增大或减小pH以使颗粒溶解(例如,通过用碱性水溶液或酸性水溶液接触固体充填物)而降解。例如,可降解材料可选自两性氧化物、酯、涂布酸、其组合等等。可提及作为合适微粒的酸前体包括可水解酯、酸酐、酸磺酸盐、酰基卤、其组合等等。作为另一实施例,固体混合物可包括在某些实施方案中可微溶或囊封的碱或碱前体。碱的代表性类型包括碱金属和氢氧化铵、有机胺、脲、取代脲、其组合等等。酸溶性微粒的特定代表性实例包括铝、锌、锡、铅、硼、硅和铁的氧化物和氢氧化物;钙、镁和钡的碳酸盐、硫酸盐、氧化物和氢氧化物;其组合等等。
在一个实施方案中,可降解的第二PSD模式可是或包括囊封的水溶性或油溶性固体,并且可通过对油溶性固体解除囊封并用水流体或烃流体(例如,用储层流体)接触固体充填物而降解。在另一个实施方案中,可降解微粒可是或包含水溶性固体并且载液可是水溶性固体的饱和水溶液,从而可通过用不饱和水介质接触充填物实现降解。例如,可溶性微粒可是或包含盐并且载液可是卤水。在另一个实施方案中,可降解微粒可是或包含水溶性固体,并且载液可是转化油乳剂,其中水溶性固体是分散在油相中,从而可通过分解所述乳剂以使水溶性固体溶于水介质中而实现降解。所述乳剂可例如通过用破乳剂、pH控制剂等等接触充填物而分解。可提及的代表性pH控制剂包括单酯、聚酯、弱酸、弱碱、脲、脲类衍生物、其组合等等。
在某些实施方案中,所述量的微粒(例如,第一到第五)中的至少一者包含减小在放置砾石充填物114后载液122的粘度从而减小充填物114的渗透性损害的胶囊破胶剂。在某些实施方案中,载液122包含乳剂,并且至少一个量的微粒包含适合于协助分解乳剂的化学物。在某些另外的实施方案中,适合于协助分解乳剂的化学物是囊封和/或包含在涂布颗粒中,使得所述化学物未被释放来分解所述乳剂直到砾石充填物114放置好为止。在某些另外的实施方案中,一个或多个量的微粒包括涂布颗粒,使得所述颗粒不会开始降解和/或释放化学物、破胶剂、溶剂和/或表面活性剂等等直到砾石充填物114放置好为止。颗粒上的任何涂层可能适合于随时间、温度、在期望遭遇于井筒中的流体、包含在其它颗粒上和/或载液122中且在其它机制下释放的化学物或反应性固体作用下而分解。
在一个示例性实施方案中,载液122包含乳剂,第二量的微粒包含分解所述乳剂的表面活性剂并且第二量的微粒是涂布有在第三量的微粒中存在化学物的情况下才分解的材料。在所述实施例中,第三量的微粒包含在存在(例如,如产自目的地层106的)碳氢化合物的情况下才降解的涂层,所述碳氢化合物释放分解第二量的微粒上的所述涂层的化学物。在本发明应用中预期颗粒、涂层、化学物等等的类似构造。
在某些实施方案中,一个或多个微粒包含地层面损害移除剂。损害移除剂可以是被结构化来移除地层面损害的化学物(例如,酸和/或氧化剂)和/或物理剂(例如,用于分解乳剂的特定形状、大小或材料的颗粒)。损害移除剂可以是本领域中已知的任何损害移除材料,并且可以包含在任何微粒中。此外且不限于,损害移除剂可以在溶解地进入井筒中的流体的颗粒内和/或嵌入涂布颗粒内。地层面可能具有来自砾石充填物流体滤饼、来自砾石充填物中的流体损耗剂、来自钻井泥浆滤饼、来自钻井泥浆中的流体损耗剂的渗透性损害、和/或来自在井筒的钻井或完井期间泵送的丸剂(例如,在钻井期间泵送以制止流体损耗的高粘度丸剂)的残留损害。流体损耗剂可是例如聚偏二氯乙烯、聚醋酸乙烯酯、聚苯乙烯丁二烯共聚物的胶乳分散体;水溶性聚合物(诸如羟乙基纤维素(HEC)、瓜胶)、聚丙烯酰胺和其衍生物的共聚物;在30nm到1μm的大小范围中的微粒流体损耗控制剂,诸如γ-氧化铝、胶状硅石、CaCO3、SiO2、膨润土等等;具有不同形状的微粒,诸如玻璃纤维、薄片、膜;和其任何组合等等。
在某些实施方案中,所述量的微粒118、120包括纵横比大于或等于1,优选大于或等于6、10、25、50、100、200或300的颗粒。在某些实施方案中,具有较高纵横比的颗粒具有增强的单位容积表面积并且增强所述颗粒的降解和/或化学反应速率。在某些实施方案中,所述量的微粒118、120包括具有纳米结构、微结构或介孔结构且增强颗粒表面积的颗粒。所述颗粒的结构可以是碎形或非碎形的。在某些实施方案中,微粒118、120中的至少一者包含增黏剂,诸如树脂涂层。
图17是与浆体中的第一量的颗粒118、第二量的颗粒120和第三量的颗粒502组合的载液122的一个实施方案的图示。在图17的图示中,第二量的微粒120包括纵横比大于1的微粒。可以以任何所要方向定义纵横比。在图17所示的第二量的颗粒120中,所述颗粒伸长,但是可以包括薄片、圆片、椭圆体、纤维或本领域中已知的任何其它微粒形状。第一量的微粒118、第二量的微粒120、第三量的微粒502、第四量的微粒(未示出)和/或第五量的微粒(未示出)的任何一个可以包括非球形形状。在某些实施方案中,第一量的微粒118包括组成“砾石”的主要微粒,并且第一量的微粒118是近似球形以使砾石充填物114的渗透性最大化。
下述的示意流程图和有关描述提供执行低损害砾石充填操作的阐释性实施方案。应了解除非本文明确陈述成相反,否则所示操作仅是示例性的,并且操作可以组合或细分,和添加或移除,以及全部或部分重新排序。
图18是低损害砾石充填的程序700的一个实施方案的示意流程图。程序700包括将载液、第一量的微粒和第二量的微粒组合成浆体的操作702,其中第一量的微粒具有第一平均大小分布并且第二量的颗粒具有第二平均大小分布,其中第一平均大小分布是第二平均大小分布的至少5倍,且其中第一量的微粒包括不可变形微粒。在某些另外的实施方案中,程序700包括组合第三量的微粒与浆体的操作704,且其中第三量的微粒具有第三平均大小分布,且其中第二平均大小分布是第三平均大小分布的至少5倍。
方法700还包括将筛网定位在井筒中的操作706和使浆体循环通过所述井筒使得第一量的微粒和第二量的微粒沉积在所述筛网的外表面上的操作708。在不同实施方案中,操作706和708可以按照以下任一次序插入,例如通过首先使浆体循环到井筒中且接着将筛网定位在浆体中。在某些实施方案中,使浆体循环通过井筒包括使浆体流动到目的地层中,并且使浆体从目的地层回流使得来自所述浆体的微粒沉积在筛网的外表面上。
图19A和图19B是低损害砾石充填的技术800A、800B的两个有关实施方案的示意流程图。技术800A、800B包括将载液、第一量的微粒、第二量的微粒和/或第三量的微粒组合成浆体的操作802。第一量的微粒具有第一平均大小分布,第二量的微粒具有第二平均大小分布,并且第三量的微粒具有第三平均大小分布。在一个实施方案中,第一平均大小分布是第二平均大小分布的至少3倍,并且第一平均大小分布包括不可变形微粒。第二平均大小分布大于第三平均大小分布,优选为至少3倍。在一个实施方案中,技术800A(图19A)还包括将筛网定位在井筒中的操作804,接着是将每个量的微粒沉积在所述筛网的外表面与所述井筒的表面之间的操作806。在一个实施方案中,技术800B(图19B)或者包括将一定量的浆体定位在井筒中的操作808接着是将筛网定位在所述量的浆体中的操作810。在某些实施方案中,技术800A、800B包括设置生产封隔器的操作812和排出筛网内的浆体剩余部分的操作814和/或关闭井筒持续特定时段例如在某些实施方案中以降解或溶解微粒的操作816。
在某些实施方案中,将浆体116放置在井筒中和将筛网112放置在所述浆体中的简化操作(关于当前可用的砾石充填操作)允许极低的载液122增粘剂含量并且需要高微粒含量(如在某些实施方案中,过剩的载液122未泵送到目的地层106中)。在某些实施方案中,载液122包含小于2.4g/L(20lb/1000加仑)并且总微粒含量高于3.6kg/L(30ppg)的增粘剂。在某些实施方案中,浆体116包括微粒量(第一、第二、第三、第四和/或第五微粒量)和大小使得浆体116的充填容积率大于0.75PVF或在某些实施方案中大于0.8PVF。
排出筛网内的浆体剩余部分包括循环带出筛网112内的微粒,和/或使来自目的地层106的地层流体流动并且从而载送来自筛网112的任何浆体剩余部分。在某些实施方案中,第二微粒量和第三微粒量的至少一个还包含可降解材料,并且技术800还包括关闭井筒持续指定时段的操作816。在某些实施方案中,指定时段可以是经过选择使得在使来自井筒的流体流动前有时间发生各种降解和分解反应的时段。
根据一个实施方案,如上文提及,用泄漏控制剂处理筛网以限制在放置浆体期间从多峰浆体到所述筛网中的流体损耗,其可能因流体损耗而另外导致所述浆体过早桥堵。参考图20,多峰浆体324是引入到钻孔314底部中,并且隔离流体380是放置在浆体324上方的钻井中。隔离流体380包含一种或多种泄漏控制剂、小颗粒或大小适合于封堵或桥塞筛网总成312的筛网元件中的开口的一些颗粒。因为筛网312是下沉到井筒314中,所以其起初通过隔离流体380并且泄漏控制剂密封筛网312中的开口以限制进一步流体进入使得当筛网312进入浆体324时,所述浆体保持流动并且筛网312在其中移动直到所述筛网可按照要求放置在井筒314中为止。在筛网312正确定位在井筒314中后,泄漏控制剂是通过例如溶解或化学反应而降解,或以其它方式从所述筛网中移除以恢复生产流体的渗透性,并且浆体324是转换成如本文描述用于生产的可渗透砾石充填物。
隔离流体380(除泄漏控制剂、稳定剂、分散剂等等外)可包含为人熟知是存在于处理流体中的各种组分和添加剂(包括水、卤水、油、乳剂、转化乳剂、溶剂、发泡剂或增能剂、增粘剂、表面活性剂、交联剂、减阻剂、破胶剂、催速剂、缓聚剂、抗氧化剂、pH稳定剂和控制剂等等)。在一个实施方案中,隔离流体380是与井筒中使用的浆体和其它流体兼容。
在另一个实施方案中,设计高固相浆体使得其通过在筛网上形成桥塞以控制所述浆体的脱水而限制到所述筛网中的泄漏。作为可用来阻止在隔离流体中或在浆体自身中发生浆体泄漏的流体损耗剂的实施例,可以存在提及的胶乳分散体、水溶性聚合物、亚微微粒、纵横比高于1优选高于6的微粒、其组合等等,诸如例如交联聚乙烯醇微凝胶。流体损耗剂可是例如聚偏二氯乙烯、聚醋酸乙烯酯、聚苯乙烯丁二烯共聚物的胶乳分散体;水溶性聚合物(诸如羟乙基纤维素(HEC)、瓜胶)、聚丙烯酰胺和其衍生物的共聚物;在30nm到1μm的大小范围中的微粒流体损耗控制剂,诸如γ-氧化铝、硅胶、CaCO3、SiO2、膨润土等等;具有不同形状的微粒,诸如玻璃纤维、薄片、膜;和其任何组合等等。如果需要,那么流体损耗剂还可包括丙烯酰胺基-甲基-丙烷磺酸聚合物(AMPS)或组合其使用。在一个实施方案中,泄漏控制剂包含反应性固体,例如水解材料,诸如PGA、PLA等等;或其可包含可溶性或可溶解材料,诸如可溶于烃的蜡、油溶性树脂或另一材料、或在低PH下可溶解的碳酸钙或另一材料等等。在一个实施方案中,泄漏控制剂包含选自石英粉、油溶性树脂、可降解岩盐、粘土和/或沸石等等的反应性固体。在另一个实施方案中,泄漏控制剂包括氢氧化镁、碳酸镁、碳酸镁钙、碳酸钙、氢氧化铝、草酸钙、磷酸钙、偏磷酸铝、锌钠钾多磷酸盐玻璃和/或钠钙镁多磷酸盐玻璃等等。在浆体324包含可降解材料的一个实施方案中,泄漏控制剂包含相同或类似材料使得所述泄漏控制剂是与浆体中的可降解材料同时从筛网312的表面中移除,例如与存在于所述浆体中的第二量和/或第三量的微粒同时。
在另一个实施方案中,参考图21和图22,筛网312是位于如上文结合图5到图7描述的井筒314中。包含如上文描述的泄漏控制剂的隔离流体380是在多峰浆体324之前泵送,并且例如经由冲管336或其它合适构件引入到筛网312周围的环空316中,从而筛网312中的开口被密封以限制泄漏。接着,高固相浆体324是在到筛网312中的泄漏受控制的情况下替换隔离流体380引入到环空316中,使得所述浆体保持其流变特性并且避免在环空316中发生过早桥堵或封堵,至少直到浆体324按照要求放置好为止。此后,泄漏控制剂是从筛网312中移除并且浆体324转换成如前述的砾石充填物。
在一个实施方案中,浆体是由载液、固体混合物和稳定添加剂组成,其中所述固体混合物包含多种PSD模式使得充填容积率(PVF)超过0.75并且优选超过0.8。稳定添加剂帮助阻止固体混合物沉淀到浆体中,且因此维持其流变特性。这可是重要的,其中必须在使用前准备好浆体或其中浆体是在其接触筛网前放置于井筒中但具有相当大延迟,例如,其中在浆体放置后工作管柱断开以附接筛网。在一个实施方案中,稳定添加剂包括胶体颗粒,诸如例如γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3、其组合等等。在另一个实施方案中,稳定添加剂包括可水合聚合物颗粒,尤其是在井下温度(诸如高于60℃)下水合的聚合物颗粒,例如杂多糖(诸如结冷胶)。稳定颗粒还可包括纵横比高于6、10、20、50、100、200或300等等的颗粒,尤其是包含乳酸、乙醇酸、其组合等等的聚合物或共聚物的薄片或纤维。在某些实施方案中,浆体的固体容积率(SVF)是从0.5到0.75,优选从0.55到0.7,优选从0.56到0.68,优选从0.58到0.66。在各个实施方案中,固体混合物是三峰的、四峰的、五峰的等等,并且可保持稳定且可流动持续至少48小时。
在另一个实施方案中,分散剂可用来从由包含载液和固体混合物的浆体形成的固体充填物中移除细粒,其中所述固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式使得充填容积率(PVF)超过0.75优选超过0.8,且其中所述固体混合物至少包括支撑剂PSD模式和细粒PSD模式。分散剂可存在于浆体中,于用来替换来自支撑剂充填物的载液的另一流体中,或于在形成充填物后于井筒中循环和/或浸泡的流体中。在一个实施方案中,分散剂包括聚合电解质,例如聚磺酸盐,诸如木素磺酸盐、聚蜜胺磺酸盐、聚苯乙烯磺酸盐、聚萘磺酸盐等等;聚羧酸,诸如重量平均分子量小于10,000道尔顿的聚丙烯酸盐;其组合等等。在一个实施方案中,分散剂包括表面活性剂,例如阴离子、阳离子、两性、两性离子或非离子表面活性剂。在低浓度下,表面活性剂可对细粒具有凝固效应,然而在足够高浓度下,表面活性剂是像细粒分散剂一样有效。一般来说,盐度越高,需要的分散剂就越多,尤其是离子分散剂。在载液是卤水或尤其是高浓卤水的情况下,非离子表面活性剂(诸如聚氧化乙烯(包括聚乙二醇))可能是有益的,因为其较少受盐度影响。一般来说,分散剂与细粒之间的重量比是从约1∶500到10∶90。
在各个实施方案中,由分散剂分散的细粒是硅石、碳酸钙等等。如果需要,那么细粒可凝聚在浆体中。在一个实施方案中,浆体的固体容积率是从约0.45直到PVF,并且载液的容积率是从(1-PVF)直到0.55,优选直到2.5*(1-PVF)。在实施方案中,支撑剂PSD模式是从100到2000微米,细粒PSD模式是从1到20微米,和/或支撑剂PSD模式是细粒PSD模式的18到900倍。在某些实施方案中,浆体还包括一种或多种中间PSD模式,优选选自是支撑剂PSD模式1/60到1/2的PSD模式,为细粒PSD模式1.1到60倍的PSD模式和其组合。在特定实施方案中,中间PSD模式可包括相对较大的PSD模式和相对较小中间PSD模式,优选地其中较大中间PSD模式是支撑剂PSD模式的1/15与1/2并且为较小中间PSD模式的1.25到15倍,且优选地其中较小中间模式是细粒PSD模式的1.1到15倍。在另一个实施方案中,浆体还包括是较大中间PSD模式的1/4到1/1.5并且为较小PSD模式的1.25到2.5倍的中等中间PSD模式。在一个实施方案中,至少一种中间PSD模式是可降解的,优选较大中间PSD模式。
在另一个实施方案中,浆体包含载液中的固体混合物,其中所述固体混合物包含第一、第二、第三和第四容积平均粒径分布(PSD)模式使得所述固体混合物的充填容积率(PVF)大于0.75,优选大于0.80;并且所述浆体的固体容积率(SVF)小于所述固体混合物的PVF;其中第一PSD模式是第二PSD模式的至少3倍,第二PSD模式大于第三PSD模式,并且第三PSD模式大于第四PSD模式,且其中第二PSD模式和第三PSD模式的至少一个是相应第三PSD模式或第四PSD模式的不到3倍。浆体还可包括第五PSD模式,其中第四PSD模式大于第五PSD模式并且优选为第五PSD模式的不到3倍。在一个实施方案中,第一PSD模式是第二PSD模式的3到10倍(优选为第二PSD模式的约5到约7倍,更优选约5.4到约6.9倍,尤其是约5.6到约6.6倍),第二PDS模式是第三PSD模式的1.5到4倍(优选为第三PSD模式的约2到约2.4倍),第三PDS模式是第四PSD模式的至少1.25(优选高达约2.5,更优选约1.8或1.9)倍,并且如果存在第五PSD模式,那么第四PSD模式是第五PSD模式的至少1.1(优选高达2,更优选约1.6)倍。
在一个实施方案中,第一PSD模式是从约422微米直到约853微米(20/40目),第二PSD模式是从约60微米直到约180微米(优选从约100微米直到约150微米),第三PSD模式是从约25微米直到约70微米(优选从约40微米直到约60微米),第四PSD模式是从约1微米直到约40微米,并且如果存在第五PSD模式,那么其是是从约1微米直到约25微米。在另一个实施方案中,第五PSD模式是至少1微米并且第一PSD模式是从约422微米(40目)直到约853微米(20目)。在一个实施方案中,第二PSD模式的总SVF是第一PSD模式的总SVF的5%到30%(优选10%到20%,更优选10%到15%),第三PSD模式的总SVF是第一PSD模式的总SVF的3%到20%(优选3%到10%),第四PSD模式的总SVF是第一PSD模式的总SVF的5%到40%(优选10%到30%),并且如果存在第五PSD模式,那么其总SVF是第一PSD模式的总SVF的1%到40%。或者或此外,第二PSD模式的总SVF是第一PSD模式的总SVF的5%到30%,优选10%到20%;第三PSD模式的总SVF是第二PSD模式的总SVF的10%到100%,优选30%到60%;第四PSD模式的总SVF是第三PSD模式的总SVF的10%到100%,优选30%到80%;并且如果存在第五PSD模式,那么其总SVF是第四PSD模式的总SVF的10%到500%,优选100%到400%。在一个实施方案中,浆体还可包含流体损耗剂、分散剂,和/或其中第二、第三、第四或四五PSD模式的至少一个包括可降解材料。
如通过上文呈现的图和文本以及下述实施例显而易见的是,包括多个实施方案:
1.一种方法,其包括:组合载液和固体混合物以形成优选可流动的浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括固体,该固体具有为第二PSD模式的容积平均中值大小至少三倍的容积平均中值大小,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8,且其中固体混合物(优选第二PSD模式)包含可降解材料且包含反应性固体;使浆体循环通过井筒以在地层的断裂和筛网与井筒之间的环空的一个或两个中形成具有超过0.75或优选超过0.8的PVF的固体混合物充填物;在充填物中使可降解材料降解以增加充填物的孔隙度和渗透性;并且从地层中产生通过增加孔隙度的充填物的储层流体。
2.根据实施方案1所述的方法,其中载液是无增粘剂或每升载液包含量小于2.4g(20lb/1000gal)的增粘剂的低粘度流体。
3.根据实施方案1或2所述的方法,其中浆体是稳定的且具有包括每升载液至少3.6kg(30lb/gal)固体混合物的高微粒含量。
4.根据实施方案1、2或3所述的方法,其中第一PSD模式包括砾石并且第二PSD模式包括氢氧化铝颗粒,且其中降解包括改变充填物的pH以使氢氧化铝颗粒溶解而降解。
5.根据实施方案1至4中任一项所述的方法,其中可降解材料可溶于碱液中且降解包括增加充填物的pH以溶解可降解材料。
6.根据实施方案5所述的方法,其中可降解材料选自两性氧化物、酯、涂布酸及其组合。
7.根据实施方案1至6中任一项所述的方法,其中固体混合物包含碱或碱前体。
8.根据实施方案7所述的方法,其中碱或碱前体是可微溶或囊封的。
9.根据实施方案7或8所述的方法,其中碱是选自碱金属和氢氧化铵、有机胺、脲、取代脲及其组合。
10.根据实施方案1至9中任一项所述的方法,其包括以碱性水溶液接触充填物。
11.根据实施方案1至4中任一项所述的方法,其中可降解材料可溶于酸液中且降解包括减少充填物的pH以溶解可降解材料。
12.根据实施方案1或11所述的方法,其中可降解材料选自铝、锌、锡、铅、硼、硅和铁的氧化物和氢氧化物;钙、镁和钡的碳酸盐、硫酸盐、氧化物和氢氧化物;及其组合。
13.根据实施方案1、11或12所述的方法,其中固体混合物包含酸或酸前体。
14.根据实施方案13所述的方法,其中酸或酸前体可微溶或囊封。
15.根据实施方案13或14所述的方法,其中酸前体选自可水解酯、酸酐、酸磺酸盐、酰基卤及其组合。
16.根据实施方案1或11至15中任一项所述的方法,其包括以酸性水溶液接触充填物。
17.根据实施方案11至16中任一项所述的方法,其中第二PSD模式包括囊封的水溶性或油溶性固体,且降解包括对可溶固体解除囊封。
18.根据实施方案11至17中任一项所述的方法,其中第二PSD模式包括水溶性固体且载液包含水溶性固体的饱和水溶液,且降解包括以不饱和水介质接触充填物。
19.根据实施方案11至17中任一项所述的方法,其中第二PSD模式包含水溶性固体,并且载液包含转化油乳剂,其中水溶性固体是分散在油相中,且降解包括分解乳剂以使水溶性固体溶于水介质中。
20.根据实施方案19所述的方法,其包括以破乳剂接触充填物以分解乳剂。
21.根据实施方案19或20所述的方法,其包括以pH控制剂接触充填物以分解乳剂。
22.根据实施方案21所述的方法,其中pH控制剂选自单酯、聚酯、弱酸、弱碱、脲、脲类衍生物及其组合。
23.根据实施方案1至22中任一项所述的方法,其中可降解材料包括可溶材料。
24.根据实施方案23所述的方法,其中相对于可溶材料载液是饱和的。
25.根据实施方案23或24所述的方法,其中可溶材料包括盐且载液包括卤水。
26.一种组合物,其包括:被组合来形成可流动浆体的载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括固体,该固体具有为第二PSD模式的容积平均中值大小至少三倍的容积平均中值大小,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8,且其中固体混合物(优选第二PSD模式)包含可降解材料且包含反应性固体。
27.根据实施方案26所述的组合物,其中载液是无增粘剂或每升载液包含量小于2.4g(20lb/1000gal)的增粘剂的低粘度流体。
28.根据实施方案26或27所述的组合物,其中浆体是稳定的且具有包括每升载液至少3.6kg(30lb/gal)固体混合物的高微粒含量。
29.根据实施方案26、27或28所述的组合物,其中第一PSD模式包括砾石并且第二PSD模式包括氢氧化铝颗粒。
30.根据实施方案26至30中任一项所述的组合物,其中可降解材料可溶于碱液中。
31.根据实施方案30所述的组合物,其中可降解材料选自两性氧化物、酯、涂布酸及其组合。
32.根据实施方案26至31中任一项所述的组合物,其中固体混合物包含碱或碱前体。
33.根据实施方案32所述的组合物,其中碱或碱前体是可微溶或囊封的。
34.根据实施方案32或33所述的组合物,其中碱是选自碱金属和氢氧化铵、有机胺、脲、取代脲及其组合。
35.根据实施方案26至29中任一项所述的组合物,其中可降解材料可溶于酸液中。
36.根据实施方案26至30或35中任一项所述的组合物,其中可降解材料选自铝、锌、锡、铅、硼、硅和铁的氧化物和氢氧化物;钙、镁和钡的碳酸盐、硫酸盐、氧化物和氢氧化物;及其组合。
37.根据实施方案26至30或35至36中任一项所述的组合物,其中固体混合物包含酸或酸前体。
38.根据实施方案37所述的组合物,其中酸或酸前体可微溶或囊封。
39.根据实施方案37或38所述的组合物,其中酸前体选自可水解酯、酸酐、酸磺酸盐、酰基卤及其组合。
40.根据实施方案26至39中任一项所述的组合物,其中第二PSD模式包括囊封的水溶性或油溶性固体。
41.根据实施方案26至39中任一项所述的组合物,其中第二PSD模式包括水溶性固体且载液包含水溶性固体的饱和水溶液。
42.根据实施方案40或41所述的方法,其中可溶材料包括盐水且载液包括卤水。
43.根据实施方案26至39中任一项所述的组合物,其中第二PSD模式包含水溶性固体,并且载液包含转化油乳剂,其中水溶性固体分散在油相中。
44.一种方法,其包括:组合载液和固体混合物以形成优选可流动的浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8;以包含泄漏控制剂的流体接触筛网以在筛网上形成桥塞以阻止流体进入;在井筒中定位筛网且使浆体以任何顺序循环通过井筒使得固体混合物被沉积在筛网与井筒之间;将沉积的固体混合物转换成砾石充填物以增加孔隙度和渗透性;从筛网中移除桥塞;并且从地层中产生通过砾石充填物和筛网的储层流体。
45.根据实施方案44所述的方法,其中浆体包含泄漏控制剂且桥塞是在浆体的循环期间形成于筛网上。
46.根据实施方案45所述的方法,其中固体混合物包含三种PSD模式以在筛网上形成桥塞,其中第一量的微粒具有第一PSD,第二量的微粒具有第二PSD,且第三量的微粒具有第三PSD,其中第一PSD大于第二PSD,且其中第二PSD大于第三PSD。
47.根据实施方案46所述的方法,其中第一量微粒包含40/80目(178-422微米)砾石。
48.根据实施方案46或47所述的方法,其中第一PSD小于40目(422微米)。
49.根据实施方案44至48中任一项所述的方法,其中固体混合物包含三种PSD模式,其中第一量微粒具有第一PSD,第二量微粒具有第二PSD,且第三量微粒具有第三PSD,其中第一PSD为第二PSD的二至十倍,且其中第二PSD为第三PSD的三至十倍。
50.根据实施方案44至49中任一项所述的方法,其中泄漏控制流体包含引入至井筒中的隔离流体。
51.根据实施方案50所述的方法,其中浆体在将筛网定位在井筒中之前循环通过井筒,其中隔离流体位于井筒中高于浆体,且其中筛网通过井筒中的隔离流体且然后插入浆体中。
52.根据实施方案50所述的方法,其中在浆体循环至筛网与井筒之间的环空中之前将筛网定位于井筒中,且其中隔离流体在浆体之前循环至环空中。
53.根据实施方案50至52中任一项所述的方法,其中隔离流体和浆体通过筛网中的流动通道被循序泵送至筛网的底端且泵送至环空中。
54.一种方法,其包括:将载液、第一量的微粒、第二量的微粒和第三量的微粒组合成浆体,其中第一量微粒具有第一平均大小分布,第二量微粒具有第二平均大小分布,且第三量微粒具有第三平均大小分布,其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的至少三倍,且其中第二平均大小分布大于第三平均大小分布;其中第二量的微粒和第三量的微粒中的至少一个包含可降解材料;在地层中将筛网定位在井筒中且使浆体以任何顺序循环通过井筒,使得第一量微粒、第二量微粒和第三量微粒在筛网的表面上形成桥塞以阻止流体进入且在筛网表面与井筒的表面之间的环空中形成固体充填物;和在第一量微粒中选择性移除选自第二量微粒、第三量微粒及其组合的至少一部分微粒,以增加桥塞和固体充填物中跨越环空且通过筛网的流体流动的孔隙度和渗透性。
55.根据实施方案1至25或54中任一项所述的方法,其中筛网在浆体循环之前被布置至井筒中。
56.根据实施方案1至25或54中任一项所述的方法,其中浆体在筛网被布置在井筒中之前循环至井筒中。
57.根据实施方案54至56中任一项所述的方法,其中第一量微粒和第二量微粒具有大于约0.75,优选大于0.8的组合干式充填容积率。
58.根据实施方案54至57中任一项所述的方法,其中在井筒中的循环之前组合浆体。
59.根据实施方案54至57中任一项所述的方法,其中浆体中的全部微粒的总和超过每加仑三十磅的载液。
60.根据实施方案54至57中任一项所述的方法,其中第二平均大小分布为第三平均大小分布的至少三倍。
61.根据实施方案60所述的方法,其中第三量微粒的总固体容积大于第二量微粒的总固体容积。
62.根据实施方案54至61中任一项所述的方法,其中浆体还包括具有第四平均大小分布的第四量微粒,且其中第三平均大小分布大于第四平均大小分布。
63.根据实施方案62所述的方法,其中浆体还包括具有第五平均大小分布的第五量的微粒,且其中第四平均大小分布大于第五平均大小分布。
64.根据实施方案54至63中任一项所述的方法,其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的约六倍与十倍之间。
65.根据实施方案54至64中任一项所述的方法,其中第二平均大小分布为第三平均大小分布的约1.5倍与15倍之间。
66.根据实施方案65所述的方法,其中浆体还包括具有第四平均大小分布的第四量的微粒,且其中第三平均大小分布为第四平均大小分布的约1.25倍与15倍之间。
67.根据实施方案66所述的方法,其中浆体还包括具有第五平均大小分布的第五量的微粒,且其中第四平均大小分布为第五平均大小分布的约11倍与15倍之间。
68.一种方法,其包括:将载液、第一量的微粒、第二量的微粒、第三量的微粒和第四量的微粒组合成浆体,其中第一量微粒具有第一平均大小分布,第二量微粒具有第二平均大小分布、第三量微粒具有第三平均大小分布且第四量微粒具有第四平均大小分布,其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的至少三倍,其中第二平均大小分布为第三平均大小分布的至少三倍,且其中第三平均大小分布为第四平均大小分布的至少三倍;在地层中将筛网定位在井筒中且使浆体以任何顺序循环通过井筒,使得第一量微粒、第二量微粒和第三量微粒在筛网的表面上形成桥塞以阻止流体进入且在筛网表面与井筒的表面之间的环空中形成固体充填物;在第一量微粒中选择性移除选自第二量微粒、第三量微粒、第四量微粒及其组合的至少一部分微粒,以增加桥塞和固体充填物中跨越环空且通过筛网的流体流动的孔隙度和渗透性。
69.根据实施方案68所述的方法,其中第一量微粒包括砾石。
70.根据实施方案68或69所述的方法,其中第一平均大小分布为40目(422μm)或更大。
71.根据实施方案68至70中任一项所述的方法,其中第一量微粒包括20/40目砾石。
72.根据实施方案68至71中任一项所述的方法,其中浆体还包括具有第五平均粒径分布的第五量微粒,其中第四平均粒径分布为第五平均粒径分布的至少三倍。
73.根据实施方案68至72中任一项所述的方法,其中第一平均大小分布介于20目与40目(422-853μm)之间,第二平均分布大小为140μm至280μm,第三平均大小分布为15μm至65μm,且第四平均大小分布为1μm至10μm。
74.根据实施方案68至73中任一项所述的方法,其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的3倍至15倍,其中第二平均大小分布为第三平均大小分布的约3倍至15倍,且其中第三平均大小分布为第四平均大小分布的3倍至15倍。
75.根据实施方案68至74中任一项所述的方法,其中第二量微粒和第三量微粒中的至少一个包括可降解材料。
76.根据实施方案68至75中任一项所述的方法,其中浆体还包括流体损耗剂以阻止浆体的泄漏。
77.根据实施方案76所述的方法,其中流体损耗剂选自:胶乳分散体、水溶性聚合物、亚微微粒、纵横比高于6的微粒及其组合。
78.根据实施方案76或77所述的方法,其中流体损耗剂包括交联聚乙烯醇微凝胶。
79.根据实施方案76至78中任一项所述的方法,其中流体损耗剂还包括AMPS。
80.根据实施方案68至79中任一项所述的方法,其中浆体包含从0.5至0.75的固体容积率(SVF)。
81.根据实施方案68至80中任一项所述的方法,其中浆体中的总微粒具有大于SVF的充填容积率(PVF)。
82.根据实施方案1至25或44至81中任一项所述的方法,其中浆体在井筒的水平部分中从顶部到底部地循环。
83.根据实施方案1至25或44至82中任一项所述的方法,其中浆体以小于断裂压力的压力在井筒中循环。
84.根据实施方案1至25或44至83中任一项所述的方法,其中浆体以小于800L/min(5BPM)的速率在井筒中循环。
85.根据实施方案1至25或44至84中任一项所述的方法,其中浆体通过冲管在井筒中循环,其中筛网-井筒环空具有相对小于冲管-筛网环空的径向厚度的径向厚度。
86.一种系统,其包括:包括悬浮第一量微粒、第二量微粒和第三量微粒的载液;其中第一量微粒具有第一平均大小分布,第二量微粒具有第二平均大小分布,且第三量微粒具有第三平均大小分布;其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的至少三倍,且其中第二平均大小分布为第三平均大小分布的至少三倍;其中第二量微粒和第三量微粒中的至少一个包括可降解材料;和油管柱及浆体泵,油管柱及浆体泵在地下层中以任何顺序在井筒中定位筛网和且使浆体循环,使得第一量微粒、第二量微粒和第三量微粒在筛网的表面上形成桥塞且在筛网表面与井筒的表面之间的环空中形成固体充填物,且其中可从第一量微粒中选择性移除可降解材料以增加固体充填物中跨越环空且通过所述筛网的流体流动的孔隙度和渗透性。
87.根据实施方案86所述的系统,其中第一量微粒和第二辆微粒具有大于0.75,优选大于0.80的组合干式充填容积率。
88.根据实施方案86或87所述的系统,其中浆体中的全部微粒的总和超过每加仑三十磅的载液。
89.根据实施方案86至88中任一项所述的系统,其中第三量微粒的总固体容积大于第二量微粒的总固体容积。
90.根据实施方案86至89中任一项所述的系统,其中浆体还包括具有第四平均大小分布的第四量微粒,且其中第三平均大小分布大于第四平均大小分布。
91.根据实施方案90所述的系统,其中浆体还包括具有第五平均大小分布的第五量的微粒,且其中第四平均大小分布大于第五平均大小分布。
92.根据实施方案86至91中任一项所述的系统,其中第一平均大小分布为第二平均大小分布的约六倍与十倍之间。
93.一种方法,其包括:组合载液、固体混合物和稳定添加剂以形成浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8,其中浆体包含小于固体混合的PVF的固体容积率(SVF);使浆体循环至井筒中以在井下沉积浆体;终止浆体循环持续一段时间,其中稳定添加剂阻止固体混合物的沉淀;且之后使沉积的浆体与筛网表面循环接触。
94.根据实施方案93所述的方法,其中稳定添加剂包括胶体颗粒。
95.根据实施方案94所述的方法,其中胶体颗粒选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合。
96.根据实施方案93至95所述的方法,其中稳定添加剂包括可水合聚合物颗粒。
97.根据实施方案96所述的方法,其中聚合物颗粒具有高于60℃的水合温度。
98.根据实施方案96或97所述的方法,其中聚合物颗粒包含杂多糖。
99.根据实施方案96、97或98所述的方法,其中聚合物颗粒包含结冷胶。
100.根据实施方案93至99中任一项所述的方法,其中稳定添加剂包括纵横比高于6的稳定颗粒。
101.根据实施方案100所述的方法,其中纵横比高于6的稳定颗粒是可降解的。
102.根据实施方案100或101所述的方法,其中纵横比高于6的稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片、纤维或其组合。
103.根据实施方案93至102中任一项所述的方法,其中与筛网表面接触的沉积浆体的循环包括将筛网插入沉积浆体中。
104.根据实施方案93至103中任一项所述的方法,其中浆体循环被终止以使工作管柱从井筒下钻且使筛网下钻至井筒中。
105.根据实施方案93至104中任一项所述的方法,其中SVF为0.5至0.75,优选为0.55至0.7,优选0.56至0.68,优选0.58至0.66。
106.根据实施方案93至105中任一项所述的方法,其中PSD模式之一包括砾石。
107.根据实施方案93至106中任一项所述的方法,其中固体混合物是三峰的。
108.根据实施方案93至106中任一项所述的方法,其中固体混合物是四峰的。
109.根据实施方案93至106中任一项所述的方法,其中固体混合物是五峰的。
110.根据实施方案93至109中任一项所述的方法,其还包括将浆体中的固体混合物形成为筛网与井筒之间的环空中的充填物。
111.根据实施方案110所述的方法,其还包括将充填物转换成渗透性砾石充填物。
112.一种浆体,其包含:固体混合物,其包括多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8;一定量的载液,以提供小于固体混合物的PVF的固体容积率(SVF);和稳定添加剂,以阻止固体混合物的沉淀。
113.根据实施方案112所述的浆体,其中稳定添加剂包括胶体颗粒。
114.根据实施方案113所述的浆体,其中胶体颗粒选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合。
115.根据实施方案112、113或114中任一项所述的浆体,其中稳定添加剂包括可水合聚合物颗粒。
116.根据实施方案115所述的浆体,其中聚合物颗粒具有高于60℃的水合温度。
117.根据实施方案115或116所述的浆体,其中聚合物颗粒包含杂多糖。
118.根据实施方案115、116或117中任一项所述的浆体,其中聚合物颗粒包含结冷胶。
119.根据实施方案112至118中任一项所述的浆体,其中稳定添加剂包括纵横比高于6的稳定颗粒。
120.根据实施方案119所述的浆体,其中纵横比高于6的稳定颗粒是可降解的。
121.根据实施方案119或120所述的浆体,其中纵横比高于6的稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片。
122.根据实施方案112至121中任一项所述的浆体,其中SVF为0.5至0.75,优选为0.55至0.7,优选0.56至0.68,优选0.58至0.66。
123.根据实施方案112至122中任一项所述的浆体,其中PSD模式之一包括砾石。
124.根据实施方案112至123中任一项所述的浆体,其中固体混合物是三峰的。
125.根据实施方案112至123中任一项所述的浆体,其中固体混合物是四峰的。
126.根据实施方案112至123中任一项所述的浆体,其中固体混合物是五峰的。
127.根据实施方案112至126中任一项所述的浆体,其中浆体是稳定且可流动持续至少48小时。
128.一种在载液中稳定包含固体混合物的浆体的方法,其中固体混合物包含三至五种容积平均粒径分布(PSD)模式使得充填容积率(PVF)超过0.75,或优选超过0.8,且其中浆体包含小于固体混合物的PVF的固体容积率(SVF),所述方法包括:将稳定添加剂引入至浆体中,其中稳定添加剂选自胶体颗粒、可水合聚合物颗粒、纵横比高于6的颗粒及其组合。
129.根据实施方案128所述的方法,其中稳定添加剂包括选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合的胶体颗粒。
130.根据实施方案128或129所述的方法,稳定添加剂包括具有高于60℃的水合温度的可水合聚合物颗粒。
131.根据实施方案128、129或130所述的方法,其中稳定添加剂包括杂多糖。
132.根据实施方案128至131中任一项所述的方法,其中稳定添加剂包括结冷胶。
133.根据实施方案128至132中任一项所述的方法,其中稳定添加剂包括纵横比高于6的稳定颗粒,其中稳定颗粒是可降解的。
134.根据实施方案133所述的方法,其中纵横比高于6的稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片。
135.根据实施方案128至134中任一项所述的方法,其中SVF为0.5至0.75,优选为0.55至0.7,优选0.56至0.68,优选0.58至0.66。
136.根据实施方案128至135中任一项所述的方法,其中PSD模式之一包括砾石。
137.根据实施方案128至136中任一项所述的方法,其中在将稳定添加剂引入至浆体之后浆体稳定且可流动持续至少48小时。
138.一种方法,其包括:在井筒中定位大致圆柱形筛网以在筛网与井筒之间界定环空;和传递包含载液和固体混合物的浆体通过井筒,通过筛网内的通道而至筛网的底端且至环空中,以将固体混合物充填至筛网的外表面上;其中固体混合物包含至少两个容积平均粒径分布(PSD)模式,其中第一PSD模式包括容积平均中值大小为第二PSD模式的容积平均中值大小至少三倍的固体,使得固体混合物的充填容积率(PVF)超过0.75或优选超过0.8。
139.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括钻杆、封隔器总成和冲管的工作管柱,且还包括将冲管连接至筛网的底端,将浆体向下泵送至钻杆,通过冲管且泵送至底端外,至环空中,且还包括在将浆体泵送至环空中之后设置封隔器和移除冲管。
140.根据实施方案138或139所述的方法,其中环空具有小于25mm的径向厚度(井筒内半径减去筛网外半径)。
141.根据实施方案138至140中任一项所述的方法,其中浆体以小于断裂压力的压力,优选在小于800L/min(5BPM)的速率在环空中循环。
142.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括钻杆、封隔器总成、冲管的工作管柱、筛网和包括允许冲管连接至总成的底部的端口的端盖,且还包括设置封隔器、将浆体沿钻杆向下泵送通过冲管且离开总成的底端,进入环空中以在环空中累积大于断裂压力的压力以使地层断裂,且之后从井筒移除钻杆和冲管。
143.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括生产油管、筛网和封隔器的生产总成,其中筛网涂有可降解材料以阻止流入,其中在筛网定位之后,将浆体沿生产油管向下泵送通过中央流动通道,离开末端进入环空中,且还包括在将浆体泵送至环空中之后设置封隔器,降解可降解材料用于流入至筛网中且产生通过生产油管的储层流体。
144.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括生产油管、筛网和封隔器的生产总成,其中筛网在中心管内含有可降解材料以阻止流入,其中在筛网定位之后,将浆体沿生产油管向下泵送通过中心流动通道,离开末端且进入环空中,且还包括在将浆体泵送至环空中后设置封隔器,降解可降解材料用于流入且产生通过生产油管的储层。
145.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括生产油管、筛网和封隔器和机械流入装置的生产总成,以选择性阻止或允许流入,其中在筛网定位之后,将浆体沿生产油管向下泵送通过中心流动通道,离开末端且进入环空中,且还包括在将浆体泵送至环空中后设置封隔器,降解可降解材料用于流入且产生通过生产油管的储层。
146.根据实施方案145所述的方法,其中流入装置是远程启动的。
147.根据实施方案145或146所述的方法,其中流入装置是由定时装置在生产总成于井筒中运行后的规定时间启动。
148.根据实施方案138至147中任一项所述的方法,其还包括将化学封隔器设置于井筒与连接至筛网的油管之间的环空中。
149.根据实施方案148所述的方法,其中化学封隔器在浆体之前运行。
150.根据实施方案138至149中任一项所述的方法,其还包括在筛网-井筒环空中设置多个隔开化学封隔器且视需要设置在井筒与连接至筛网之间的环空中,以产生层位封隔。
151.根据实施方案148至150中任一项所述的方法,其中化学封隔器通过筛网上的分流口而被引入至油管-井筒环空中。
152.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括钻杆、筛网、衬管封隔器和钻机的钻井总成,以及包括钻头的测量总成;筛网定位包括钻出孔的最终长度以放置筛网,浆体循环包括将浆体通过钻井总成泵送离开钻头且至环空中,且还包括在将浆体泵送至环空中后设置衬管封隔器、移除钻杆且钻头放弃向下钻井。
153.根据实施方案152所述的方法,其还包括泵送封堵材料以跟随浆体且密封井筒的底部。
154.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括钻杆、筛网、衬管封隔器和钻机的钻井总成,以及包括钻头的测量总成;筛网定位包括钻出孔的最终长度以放置筛网,且还包括设置封隔器,将浆体通过钻井总成泵送离开钻头且至环空中以在环空中累积大于断裂压力的压力以使地层断裂,移除钻杆且钻头放弃向下钻井。
155.根据实施方案138所述的方法,其中筛网定位采用包括钻杆、筛网和钻机的钻井总成,以及包括钻头的测量总成;筛网定位包括钻出孔的最终长度以放置筛网,浆体循环在浆体通过钻井总成离开钻头且进入环空之前泵送化学封隔器,且还包括在将化学封隔器和浆体泵送至环空中之后设置化学封隔器、移除钻杆和钻头放弃向下钻井。
156.根据实施方案155所述的方法,其还包括在化学封隔器之前泵送水泥以在任何自由套管周围放置水泥。
157.根据实施方案138至156中任一项所述的方法,其还包括将充填固体混合物转换成渗透性砾石充填物。
158.一种方法,其包括:组合载液和固体混合物以形成浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8,其中所述固体混合物包含至少支撑剂PSD模式和细粒PSD模式;使浆体循环通过井筒以从将固体混合物沉积在地层中的一个或两个断裂中和筛网与井筒之间的环空之间中形成支撑剂充填物;使得充填物中的细粒接触分散剂;使流体通过充填物以移除充填物中的细粒。
159.根据实施方案158所述的方法,其中分散剂存在于浆体中。
160.根据实施方案158所述的方法,其中以分散剂接触细粒包括以包含分散剂的另一流体替换来自支撑剂充填物的载液。
161.根据实施方案158至160中任一项所述的方法,其中以分散剂接触细粒包括在形成充填物之后使包含分散剂的流体在井筒中循环。
162.根据实施方案158至161中任一项所述的方法,其中以分散剂接触细粒包括在形成充填物之后浸泡包含与充填物接触的分散剂的流体。
163.根据实施方案158至162中任一项所述的方法,其中分散剂包括聚合电解质。
164.根据实施方案158至163中任一项所述的方法,其中分散剂包括聚磺酸盐、聚羧酸盐或其组合。
165.根据实施方案158至164中任一项所述的方法,其中分散剂包括木素磺酸盐、聚蜜胺磺酸盐、聚苯乙烯磺酸盐、聚萘磺酸盐或其组合。
166.根据实施方案158至165中任一项所述的方法,其中分散剂包括聚萘磺酸盐。
166A.根据实施方案158至166中任一项所述的方法,其中分散剂包括重量平均分子量小于10,000道尔顿的聚丙烯酸盐。
167.根据实施方案158至116A中任一项所述的方法,其中分散剂包括阴离子、阳离子、两性或两性离子表面活性剂。
168.根据实施方案158至167中任一项所述的方法,其中分散剂包括非离子表面活性剂且载液优选包含卤水。
169.根据实施方案158至168中任一项所述的方法,其中分散剂与细粒之间的重量比是从约1∶500到10∶90。
170.根据实施方案158至169中任一项所述的方法,其中细粒包括硅石。
171.根据实施方案158至170中任一项所述的方法,其中细粒包括碳酸钙。
172.根据实施方案158至171中任一项所述的方法,其中细粒可在浆体中凝聚。
173.根据实施方案158至172中任一项所述的方法,其中浆体包含从约0.45上至PVF的固体容积率。
174.根据实施方案158至173中任一项所述的方法,其中浆体包含从(1-PVF)至0.55,优选至2.5*(1-PVF)的载液容积率。
175.根据实施方案158至174中任一项所述的方法,其中支撑剂PSD模式是从100到2000微米且细粒PSD模式是从1到20微米。
176.根据实施方案158至175中任一项所述的方法,其中支撑剂PSD模式为细粒PSD模式的18到900倍。
177.根据实施方案158至176中任一项所述的方法,其中浆体还包括一种或多种中间PSD模式,选自为支撑剂PSD模式的1/60到1/2的PSD模式,为细粒PSD模式1.1到60倍的PSD模式和其组合。
178.根据实施方案177所述的方法,其中至少一种中间PSD模式是可降解的,且还包括在形成充填物后降解至少一个可降解中间PSD模式。
179.根据实施方案177至178中任一项所述的方法,其中中间PSD模式包括相对较大的PSD模式和相对较小中间PSD模式,其中较大中间PSD模式是支撑剂PSD模式的1/15到1/2并且是较小中间PSD模式的1.25到15倍,且其中较小中间模式是细粒PSD模式的1.1到15倍。
179A.根据实施方案179所述的方法,其还包括为较大中间PSD模式1/4到1/1.5并且为较小PSD模式1.25到2.5倍的中等中间PSD模式。
180.根据实施方案179或179A所述的方法,其中较大中间PSD模式是可降解的,且还包括在形成充填物之后降解较大中间PSD模式。
181.根据实施方案158至180中任一项所述的方法,其中从充填物中移除至少70%的细粒。
182.根据实施方案158至181中任一项所述的方法,其还包括产生通过经过清洁的充填物而至井筒中的储层流体。
183.根据实施方案158至182中任一项所述的方法,其包括砾石充填,其中浆体优选在井筒中以小于约800L/min(5BPM)的速率循环以避免使地层断裂。
184.根据实施方案158至183中任一项所述的方法,其中载液是无增粘剂或每升载液(20lb/1000gal)包含量小于2.4g的增粘剂的低粘度流体。
185.一种系统,与地下层流体连通的井筒;砾石充填浆体,其包含载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8,其中固体混合物包含至少支撑剂PSD模式和细粒PSD模式;泵,其使浆体在井筒中循环以沉积固体混合物且在地层中的一个或两个断裂中和筛网与地层之间的环空之间形成支撑剂充填物;和分散剂源,其有效促使细粒从充填物中流回。
186.根据实施方案185所述的系统,其中分散剂存在于浆体中。
187.根据实施方案185或186所述的系统,其中分散剂源包括分散剂循环或浸泡流体。
188.根据实施方案185至187中任一项所述的系统,其中分散剂包括聚合电解质。
189.根据实施方案185至188中任一项所述的系统,其中分散剂包括聚磺酸盐、聚羧酸盐或其组合。
190.根据实施方案185至189中任一项所述的系统,其中分散剂包括木素磺酸盐、聚蜜胺磺酸盐、聚苯乙烯磺酸盐、聚萘磺酸盐或其组合。
191.根据实施方案185至190中任一项所述的系统,其中分散剂包括聚萘磺酸盐。
191A.根据实施方案185至191中任一项所述的系统,其中分散剂包括重量平均分子量小于10,000道尔顿的聚丙烯酸盐。
192.根据实施方案185至191A中任一项所述的系统,其中分散剂包括阴离子、阳离子、两性或两性离子表面活性剂。
193.根据实施方案185至192中任一项所述的系统,其中分散剂包括非离子表面活性剂且载液优选包含卤水。
194.根据实施方案185至193中任一项所述的系统,其中分散剂与细粒之间的重量比是从约1∶500到约10∶90。
195.根据实施方案185至194中任一项所述的系统,其中细粒包括硅石。
196.根据实施方案185至195中任一项所述的系统,其中细粒包括碳酸钙。
197.根据实施方案185至196中任一项所述的系统,其中细粒可在浆体中凝聚。
198.根据实施方案185至197中任一项所述的系统,其中浆体包含从约0.45上至PVF的固体容积率。
199.根据实施方案185至198中任一项所述的系统,其中浆体包含从(1-PVF)至0.55,优选至2.5*(1-PVF)的载液容积率。
200.根据实施方案185至199中任一项所述的系统,其中支撑剂PSD模式是从100到2000微米且细粒PSD模式是从1到20微米。
201.根据实施方案185至200中任一项所述的系统,其中支撑剂PSD模式是细粒PSD模式的18到900倍。
202.根据实施方案185至201中任一项所述的系统,其中浆体还包括一种或多种中间PSD模式,选自为支撑剂PSD模式1/60到1/2的PSD模式,为细粒PSD模式1.1到60倍的PSD模式和其组合。
203.根据实施方案202所述的系统,其中至少一种中间PSD模式是可降解的。
204.根据实施方案202或203所述的系统,其中中间PSD模式包括相对较大的PSD模式和相对较小中间PSD模式,优选其中较大中间PSD模式是支撑剂PSD模式1/15到1/2并且为较小中间PSD模式的1.25到15倍,且其中较小中间模式为细粒PSD模式的1.1到15倍。
205.根据实施方案204所述的系统,其还包括为较大中间PSD模式的1/4到1/1.5并且为较小PSD模式1.25到2.5倍的中等中间PSD模式。
206.根据实施方案204或205所述的系统,其中较大中间PSD模式是可降解的。
207.根据实施方案185至206中任一项所述的系统,其中载液是无增粘剂或每升载液包含量小于2.4g(20lb/1000gal)的增粘剂的低粘度流体。
208.一种浆体,其包含:在载液中的固体混合物,其中固体混合物包含第一、第二、第三和第四容积平均粒径分布(PSD)模式,使得固体混合物的充填容积率(PVF)大于0.75,优选大于0.80;浆体的固体容积率(SVF)小于固体混合物的PVF;其中第一PSD模式为第二PSD模式的至少三倍;第二PSD模式大于第三PSD模式;且第三PSD模式大于第四PSD模式,且其中第二PSD模式和第三PSD模式中的至少一个为相应第三或第四PSD模式的不到3倍。
209.根据实施方案208中任一项所述的浆体,其中固体混合物还包括第五PSD模式,其中第四PSD模式大于第五PSD模式且优选为第五PSD模式的不到3倍。
210.根据实施方案208所述的浆体,其中第一PSD模式为第二PSD模式的3到10倍(优选为第二PSD模式的约5到约7倍,更优选约5.4到约6.9倍,尤其是约5.6到约6.6倍),第二PDS模式为第三PSD模式的1.5到4倍(优选为第三PSD模式的约2到约2.4倍),且第三PDS模式为第四PSD模式的至少1.25倍。
211.根据实施方案210所述的浆体,其中固体混合物还包括第五PSD模式,其中第四PSD模式为第五PSD模式的至少1.1倍。
212.根据实施方案208至211中任一项所述的浆体,其中第一PSD模式是从约422微米直到约853微米(20/40目),第二PSD模式是从约60微米直到约180微米(优选从约100微米直到约150微米),第三PSD模式是从约25微米直到约70微米(优选从约40微米直到约60微米),且第四PSD模式是从约1微米直到约40微米。
213.根据实施方案212所述的浆体,其中固体混合物还包括比第四PSD模式小的第五PSD模式,其中第五PSD模式是从约1微米直到约25微米。
214.根据实施方案208至213中任一项所述的浆体,其中固体混合物还包括小于第四PSD模式的第五PSD模式,其中第五PSD模式为至少1微米且第五PSD模式为从约422微米(40目)直到约853微米(20目)。
215.根据实施方案208至214中任一项所述的浆体,其中基于第一PSD模式的总SVF,第二PSD模式包括5%到30%(优选10%到20%,更优选10%到15%)的总SVF,第三PSD模式包括3%到20%(优选3%到10%)的总SVF,且第四PSD模式包括5%到40%(优选10%到30%)的总SVF。
216.根据实施方案215所述的浆体,其中固体混合物还包括小于第四PSD模式的第五PSD模式,其中基于第一PSD模式的总SVF,第五PSD模式包括从1%到40%的SVF。
217.根据实施方案208至216中任一项所述的浆体,其中第二PSD模式包括是第一PSD模式的总SVF的5%到30%,优选10%到20%的总SVF;第三PSD模式包括是第二PSD模式的总SVF的10%到100%,优选30%到60%的总SVF;且第四PSD模式包括是第三PSD模式的总SVF的10%到500%,优选100%到400%的总SVF。
218.根据实施方案217所述的浆体,其中固体混合物还包括第五PSD模式,其中第五PSD模式包括是第四PSD模式的总SVF的20%到100%,优选30%到80%的总SVF。
219.根据实施方案208至218中任一项所述的浆体,其中第一PSD模式包括固体混合物的总SVF的60%到80%的总SVF。
220.根据实施方案208所述的浆体,其中所述第一PSD模式介于20目与40目(422-853μm)之间,第二PSD模式为约100μm至约280μm,第三PSD模式为约15μm至60μm,且第四PSD模式为约1μm至25μm。
221.根据实施方案220所述的浆体,其还包括第五PSD模式,其中第四PSD模式比第五PSD模式大。
222.根据实施方案208至221中任一项所述的浆体,其中浆体还包括流体损耗剂以阻止浆体泄漏。
223.根据实施方案222所述的浆体,其中流体损耗剂选自:胶乳分散体、水溶性聚合物、亚微微粒、纵横比高于6的微粒及其组合。
224.根据实施方案222或223所述的浆体,其中流体损耗剂包括交联聚乙烯醇微凝胶。
225.根据权利要求222至224中任一项所述的浆体,其中流体损耗及还包括AMPS。
226.根据权利要求208至225中任一项所述的浆体,其中固体混合物包含至少0.85、0.90、0.95、0.96、0.97、0.98或0.99的PVF。
227.根据实施方案208至226中任一项所述的浆体,其中第二、第三或第四PSD模式中的至少一个包括可降解材料。
228.根据实施方案227所述的浆体,其中固体混合物包含反应性材料。
229.根据实施方案208至226中任一项所述的浆体,其中固体混合物还包括第五PSD模式,其中第二、第三、第四或第五PSD模式中的至少一个包括可降解材料。
230.根据实施方案229所述的浆体,其中固体混合物包含反应性材料。
231.一种方法,其包括:组合固体混合物和载液以形成根据实施方案208至230中任一项所述的浆体;在井筒中定位筛网和使浆体以任何顺序循环通过井筒使得固体混合物被沉积在筛网与井筒之间。
232.根据实施方案231所述的方法,其中浆体在井筒的水平部分中从顶部到底部地循环。
233.根据实施方案231至232中任一项所述的方法,其中浆体以小于断裂压力的压力在井筒中循环。
234.根据实施方案231至233中任一项所述的方法,其中浆体以小于800L/min(5BPM)的速率在井筒中循环。
235.根据实施方案231至234中任一项所述的方法,其中浆体通过冲管在井筒中循环,其中筛网-井筒环空具有相对小于冲管-筛网环空的径向厚度的径向厚度。
236.根据实施方案231至256中任一项所述的方法,其中浆体在井筒的水平部分中从顶部到底部地循环。
237.根据实施方案231至257中任一项所述的方法,其中第一、第二、第三、第四微粒和浆体中的任何其它微粒形成为筛网与井筒之间的充填物。
238.根据实施方案258所述的方法,其还包括将充填物转换成包括第一量微粒的渗透性砾石充填物。
239.一种系统,其包括:与地下层流体连通的井筒;砾石充填浆体,其包含根据实施方案208至230中任一项所述的浆体;使浆体在井筒中循环的泵和在井筒中定位筛网的工作管柱,以将浆体沉积在地层中的一个或两个断裂中和筛网与地层之间的环空之间;和构件,其用于将沉积的浆体转换成砾石充填物。
240.根据实施方案238所述的方法,其还包括使浆体循环通过筛网的冲管,其中筛网-井筒环空具有相对小于冲管-筛网环空的径向厚度的径向厚度。
241.一种系统,其包括:与地下层流体连通的井筒;砾石充填浆体,其包含载液和固体混合物,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8,其中固体混合物包含至少支撑剂PSD模式、细粒PSD模式和一个或多个中间PSD模式,所述一个或多个中间PSD模式选自为支撑剂PSD模式1/60到1/2的PSD模式、为细粒PSD模式1.1到60倍的PSD模式和其组合,其中支撑剂、中间PSD模式和细粒PSD模式中的任何两个具有小于3的大小比;和泵,其使浆体在井筒中循环以沉积固体混合物且在地层中的一个或两个断裂中和筛网与地层之间的环空之间形成支撑剂充填物。
242.根据实施方案241所述的系统,其中中间PSD模式包括相对较大的PSD模式和相对较小中间PSD模式,优选其中较大中间PSD模式为支撑剂PSD模式的1/15到1/2并且为较小中间PSD模式的1.25到15倍,且其中较小中间模式为细粒PSD模式的11到15倍。
243.根据实施方案241所述的系统,其还包括为较大中间PSD模式的1/4到1/1.5并且为较小PSD模式的1.25到2.5倍的中等中间PSD模式。
244.根据实施方案242或243所述的系统,其中至少一种中间PSD模式是可降解的,优选为相对较大的PSD模式。
245.一种方法,其包括:组合载液和固体混合物以形成浆体,其中固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75,优选超过0.8,其中所述固体混合物包含至少支撑剂PSD模式、细粒PSD模式和一个或多个中间PSD模式,所述一个或多个中间PSD模式选自为支撑剂PSD模式1/60到1/2的PSD模式、为细粒PSD模式1.1到60倍的PSD模式和其组合,其中支撑剂、中间PSD模式和细粒PSD模式中的任何两个具有小于3的大小比;和使浆体循环通过井筒以从将固体混合物沉积在地层中的一个或两个断裂中和筛网与地层之间的环空之间中形成支撑剂充填物。
246.根据实施方案245所述的方法,其中中间PSD模式包括相对较大的PSD模式和相对较小中间PSD模式,优选其中较大中间PSD模式为支撑剂PSD模式的1/15到1/2并且为较小中间PSD模式的1.25到15倍,且其中较小中间模式为细粒PSD模式的1.1到15倍。
247.根据实施方案246所述的方法,其还包括为较大中间PSD模式1/4到1/1.5并且为较小PSD模式的1.25到2.5倍的中等中间PSD模式。
248.根据实施方案246或247所述的方法,其中至少一个中间PSD模式是可降解的,优选是相对较大的PSD模式。
实施例
实施例1:将1g Al(OH)3样品添加到20ml去离子(DI)水。混合物pH经过测量为7.7。在这个pH下,颗粒Al(OH)3不溶于DI水并且混合物是乳白色浆体。溶液的pH是通过添加1.5ml的50wt%NaOH而升为11.8并且Al(OH)3被溶解,从而产生透明溶液。
实施例2:将1g Al(OH)3样品添加到20ml去离子(DI)水以形成如实施例1中的浑浊浆体。混合物pH经过测量是7.2。混合物pH是通过添加9ml的15wt%HCl而减小。18小时后,Al(OH)3完全溶解并且所得溶液是透明的。
实施例3:将饱和氯化钠溶液(密度=1.2g/mL(10ppg))用作载液而制成包含砂和盐颗粒的浆体。如下表1示出了盐颗粒的容积率和大小。
表1.饱和卤水浆体的容积率
组分(平均PSD) | 容积率 | 总质量 |
砂 | 49% | 443.8g |
NaCl晶体(115微米) | 8% | 59.4g |
NaCl晶体(5微米) | 16% | 118.8g |
NaCl卤水(1.2g/mL(10ppg)) | 27% | 90ml |
浆体是稳定的并且当其被带入并接触淡水时,浆体中的盐颗粒溶解,从而留下多孔砂充填物。
实施例4.使用由51mm(2-in.)长的砾石充填物组成的实验装置研究细粒回流,在嵌入洁净砾石充填物之间而不会在两侧上有任何细粒的25mm(1-in.)内径管中,充填物容积的20%是细粒。洁净砾石充填物是用于分布流动和消除出入口处的端效应。替换流体是以5mL/min或15mL/min注入持续30分钟并且在该组结束时测量充填物中剩余的细粒质量。除非另有说明,否则替换流体是2wt%的水成KCI。砾石是20/40目(620微米)或16/20目(1015微米)的磺烃塑料支撑剂。细粒是2微米碳酸钙。下表2呈现了结果。
表2.根据砾石大小和流动速率的CaCO3清除(无分散剂)
这些结果表明碳酸钙细粒不易从砾石充填物流出。接着,回流测试是在如下表3所示的不同条件下重复进行。
表3.通过回流进行CaCO3清除
注解:
DI=去离子水
TMAC=氯化四甲铵
分散剂=聚萘磺酸盐
组4-1和4-2表明少量(1%)分散剂(聚萘碳酸盐)的添加会将细粒回流从13%增大到98%。在这些组中,将去离子(DI)水用作载体而使细粒与砾石混合。在组4-3中,当使用2%KCI制成浆体时,清除减小至41%。然而,在组4-4中,以2%KCI载液增大分散剂浓度会使清除从41%增大到99%。在组4-5中,当用2%氯化四甲铵(TMAC)制成浆体时,观察到类似结果
在组4-6中,除砾石充填物额外包含6g的125微米碳酸钙外,组4-2的条件是重复的。使用相同量的分散剂的细粒移除不会像无分散剂情况(组4-1)一样快,但是相比其仍取得很大改善,这表明在存在和不存在中间PSD模式的情况下额外分散剂将获取可比清除。在组4-7中,碳酸钙细粒和分散剂的量皆加倍,并且相对于组4-2细粒清除仅稍微减小,但是相对于无分散剂的组4-1也取得很大改善。因此,表3的数据证明在存在相对少量的分散剂的情况下可促进碳酸钙细粒的回流。
实施例5.接着,在下表4所示的条件和结果下使用2微米的硅石细粒组与实施例4类似的回流测试。
表4.通过回流进行SiO2清除
注解:
DI=去离子水
TMAC=氯化四甲铵
分散剂=聚萘磺酸盐
具有分散剂的组5-1和无分散剂的组5-2表明回流结果可通过使用聚萘磺酸盐分散SiO2细粒而得以明显改善。与实施例4中的碳酸盐细粒类似,在组5-3到5-6中当使用2%TMAC制备砾石充填物时,观察到回流结果可通过增大分散剂相对于细粒的浓度而得以改善。
在组5-7中,其中砾石充填物包括150微米硅石的中间PSD模式,细粒硅石颗粒的回流是不受介质颗粒的存在影响。理论上,150微米直径球体的孔隙是25微米,其应不会限制分散的2微米颗粒。
具有替换流体以1ml/min的组5-8表明虽然细粒的回流是以较慢速率发生,但是在105分钟后获得83%清除。
实施例6.接着,在下表5所示的条件和结果下于饱和NaCI卤水(1.2g/mL(10lb/gal))中使用5微米氯化钠盐细粒组与实施例4和5类似的回流测试。
表5通过回流进行NaCl清除
饱和卤水是用于浆体和替换以避免在这些组中细粒溶解,但是在实践中所述替换流体的任何不饱和是通过使细粒溶解而增强细粒移除。虽然按照百分比与在组6-2中相比,在组6-1中于砾石充填物中使用10.18g NaCI,细粒移除是更快的,但是在砾石充填物中具有更多细粒的组6-2中总计细粒移除是更快的;并且如果回流延长为72小时,那么在组6-2中细粒清除基本完成。
实施例7.研究使用筛网插入技术而使用封隔器以阻止到筛网中的泄漏。在组7-1中,0.3wt%瓜胶溶液是放置在烧杯中,并且具有5目规(gauge)筛网元件并且长度超过烧杯高度的圆柱形筛网是以垂直定向插入到溶液中。瓜胶溶液直接填补筛网内部并且筛网与烧杯壁之间的环空中的液面不变。
在组7-2中,实验是以将平均粒径是150微米(d50=150μm)的0.9wt%聚乙醇酸(PGA)添加在瓜胶溶液中的方式重复进行。当插入筛网时,筛网-烧杯环空的液面增大,并且甚至仅在1.5小时后小容积的间隔件泄漏到筛网中。
在组7-3中,实验是使用具有表6所述的成分的三峰浆体而非使用任何隔离流体而重复进行。
表6.组7-3和7-4的浆体成分
组分 | 粒径(μm) | 容积(mL) | 重量(g) |
渥太华砂 | d50=600 | 335 | 888 |
硅石 | d50=30 | 56.6 | 150 |
硅石 | d50=3 | 109.4 | 290 |
DI水 | -- | 190 | 190 |
筛网是插入到浆体中并且在所述浆体中以往复运动的方式上下移动。在三次重复后,浆体因泄漏到筛网中并且所述筛网阻塞在固体混合物中而脱水。
在组7-4中,实验是使用烧杯底部中的表6浆体和漂浮在所述浆体顶部上的组7-2隔离流体而重复进行。筛网是通过传递其使其通过隔离流体插入到浆体中。在往返运动重复15次后,浆体保持流动,筛网仍可在所述浆体中移动并且极少流体会从所述浆体泄漏到所述筛网中。这些数据表明在多峰浆体接触前用包含可降解桥堵颗粒的隔离流体接触筛网是对阻止来自多峰浆体的流体泄漏以维持所述浆体的流动性有效。
实施例8.研究通过在筛网上形成桥塞而阻止高固相浆体泄漏到所述筛网中的设计。使用表7的成分制备两种三峰浆体。
表7.组8-1和8-2的浆体成分
组分 | 粒径(d50,μm) | 组8-1(g) | 组8-2(g) |
砂 | 600 | 888 |
砂 | 280 | 888 | |
硅石 | 30 | 150 | 150 |
硅石 | 3 | 290 | 290 |
DI水 | -- | 190 | 190 |
5目规闭锁式筛网是插入到两种浆体中并且在所述浆体中以与实施例7类似的方式以往返运动的方式上下移动。在组8-1的浆体中,在3次重复后筛网发生阻塞,然而在组8-2中甚至在10次重复后筛网是仍在浆体中移动。在组8-2中,在往返运动期间于筛网上观察到小桥塞颗粒。这个实施例表明组8-2的浆体控制到筛网中的泄漏,从而在筛网插入过程期间或在第一次将浆体放置于筛网中的过程期间维持其流动性。
实施例9.研究通过在筛网上形成桥塞而阻止使用标准砾石大小(20/40目)的四颗粒高固相浆体泄漏到所述筛网中的设计。在初始测试方案中,注射器流体损耗实验是通过将30ml浆体填入到60ml注射器中而进行,在出口处配备有60目(250μm开口)的筛网。柱塞是转移到注射器的50mL标记并且平衡地测量喷射,在喷射测量后,注射器倒置并且测量收集在筛网上的滤饼的厚度。使用表8的成分制备多峰浆体。对于组9-1、9-2和9-3,表8示出了在20/40磺烃塑料作为粗颗粒的情况下制成的三种浆体的喷射和滤饼厚度。滤饼厚度是称作在60mL注射器中占据的容积。因为注射器中浆体的初始容积是30mL,所以30mL的滤饼厚度指示损耗所有其流体含量并且留在注射器中的浆体本质上是固体岩塞。表8的结果表明将适中颗粒的大小从32μm改变成125μm成200μm并非有助于控制泄漏。在组9-1、9-2和9-3的所有三种浆体中,保持浆体可流动所要的液体是在喷射阶段中被损耗,从而留下厚滤饼。
表8.细9-1到9-6的浆体成分和喷射结果
在以三峰颗粒的多种组合执行泄漏实验后,发现在大小范围200μm中的额外颗粒能够制止32μm和2μm颗粒从20/40目的砾石充填物中流出。泄漏导致运用包括额外200μm颗粒的四颗粒系统的组9-4明显减小喷射和滤饼厚度。组9-5和9-6省去32μm或200μm颗粒,并且喷射和滤饼厚度明显增大,其表明200μm颗粒和32μm颗粒两者的存在可保持浆体中的细粒和液体含量。这些结果表明三种低值大小会在20/40磺烃塑料充填物中形成有效桥塞,其中200μm颗粒占据20/40砾石的空隙空间,32μm颗粒占据200μm颗粒的空隙空间,并且3μm颗粒占据32μm颗粒的空隙空间。
在额外组9-7到9-12中,200μm颗粒和32μm颗粒的量是不同的并且表9列出了结果。
表9组9-6到9-12的浆体成分和喷射结果
这些数据指示喷射和滤饼是随200μm或32μm颗粒与评估的浓度的比例减小而增大,并且每种颗粒的比例可经过调整以在放置浆体和/或筛网期间使喷射和滤饼最优化(最小化)并且维持所述浆体的水合作用和流动性。
实施例10.研究阻止在高压差条件下使用标准砾石大小(20/40目)并且具有表10所列的固体成分和流体损耗添加剂的组9-11四颗粒高固相浆体泄漏到筛网中的能力。在工业高温、高压(HTHP)流体损耗单元中通过将12目规筛网试样块放置在所述单元的一端处并且将浆体填入到所述筛网顶部上而进行这些实验。泄漏测试是通过在室温(24C)下用氮气(N2)施加3.45MPa(500psi)压差持续时段30分钟而进行。
表10.高压筛网泄漏的浆体固体成分
组10-1使用在交联聚乙烯醇(PVOH)作为以4wt%微凝胶水成悬液的流体损耗添加剂的情况下制备的浆体,其中水膨胀性的微凝胶的大小约100nm。在组10-2中,添加高分子量丙烯酰胺基-甲基-丙烷磺酸聚合物(AMPS)的10wt%活性溶液作为除PVOH外的聚合流体损耗添加剂。表11呈现了浆体成分和HTHP结果。
表11.浆体成分和高压筛网泄漏结果
这些数据表明甚至在高压差下使用具有流体损耗添加剂的四颗粒浆体也可有效阻止泄漏。在相同流体损耗剂含量下,滤饼厚度可通过减小浆体的SVF而减小。在高SVF下,甚至少量泄漏可将浆体转换成不可混合状态,其导致随颗粒充填累积的低效滤饼对控制泄漏无效。当浆体通过减小SVF良好分散时,不可混合状态的转换需要大容积的流体泄漏并且充填也对导致薄滤饼有效。组10-1/10-3和10-4/10-5示出了减小SVF同时维持流体损耗剂的相对浓度为流体相常数对滤饼厚度产生的效应(即,滤饼厚度可通过减小SVF而减小)。组10-4/10-6表明滤饼厚度也可通过增大处于液相的流体损耗剂的浓度同时保持SVF为常数而减小。
实施例11.还使用实施例10的测试设备和方案研究阻止在高压差条件下使用标准砾石大小(20/40目)并且具有表12所列的固体成分和胶乳流体损耗添加剂的四颗粒高固相浆体泄漏到筛网中的能力。
表12.具有胶乳流体损耗剂的浆体成分和高压筛网泄漏结果
组11表明胶乳提供极好的流体损耗控制并且导致在四颗粒浆体中产生薄滤饼。
实施例12.实施例7的测试设备和方案是用来证明四颗粒浆体系统的筛网插入性能。三峰和四峰浆体是根据表13所列来制备。
表13.浆体成分和筛网插入结果
如果浆体随筛网插入到所述浆体中而泄漏到所述筛网中,那么所述浆体失去其流动特性并且在往返期间所述筛网被阻塞或难以在所述浆体中移动。在组12-1中,在三峰浆体插入26次后,大量流体进入筛网,即,所述浆体中的总液体容积的50%。在实验结束时,筛网外的浆体脱水并且失去其流动特性。在组12-2中运用四峰浆体和流体损耗剂,在30次插入后,不存在于实验结束时泄漏到筛网中流体。四峰浆体完全阻止到筛网中的泄漏。
实施例13.在这个实施例中,研究改变4模式PSD系统中的较小颗粒的大小和浓度的效应。执行与实施例9类似的一系列注射器流体损耗测试,其中第二颗粒的粒径和浓度是不同的。在这些测试中,第一颗粒是20/40磺烃塑料支撑剂(平均直径770μm)并且其它颗粒是由硅石制成。第二颗粒的大小和浓度是不同的,第三颗粒的平均直径是32μm并且第四颗粒的平均直径是3μm。干掺和物是使用四种颗粒通过混合50g磺烃塑料、x g第二颗粒、5g第三颗粒和10g第四颗粒而制成,其中x是5.5g、7g、9g或12g。干掺和物是通过添加10.5ml DI水而被制成浆体。表14列出了对于不同浆体在注射器测试中观察到的流体损耗。
表14.组13-1到13-4的浆体成分和注射器流体损耗数据(第二粒径和浓度不同)
ND=未测定
图23是根据第二粒径绘制数据。如图23所示,第二颗粒相对于第一颗粒的高浓度可允许较广范围的第二颗粒平均大小用来减小泄漏。然而,仔细挑选的第二粒径可允许使用较低浓度的第二颗粒,这可能促进清除或移除较小颗粒以将来自浆体的充填颗粒转换成多孔、可渗透砾石/或支撑剂充填物。例如,在每50g20/40磺烃塑料的第一颗粒有12g第二颗粒的情况下,介于60μm与180μm之间的任何值的平均第二粒径有效地桥堵20/40磺烃塑料颗粒之间的间隙,从而导致低泄漏。然而,随着第二颗粒的浓度减小为5.5g,仅介于100μm与150μm之间的平均大小范围中的第二颗粒控制泄漏,且最优粒径是约127μm+/-10或15μm。这个实施例表明在这个实施例中第一颗粒平均大小与第二颗粒平均大小的比应在约770/(127+15)~5.4到约770/(127-15)~6.9,优选从约5.6到约6.6,或理想地约770/127~6.06的范围内。
接着,如下表15所示,使用127μm第二颗粒同时改变第三颗粒的大小而组另一系列的测试。
表15.组13-5的浆体成分和注射器流体损耗数据(第三粒径不同)
图24是根据第三粒径绘制数据。图示表明在这个浓度下获得58μm第三颗粒的最低泄漏速率,从而建立从约2.0到约2.4理想地约2.18的第二颗粒平均大小与第三颗粒平均大小的比范围。
图25中可见根据一个实施方案的使用笛卡尔圆定理获得的粒径比的合适充填模型。对于具有曲率Pn、Pn+1、Pn+2和Pn+3的四个相切圆,以下方程式(1)是适用的:
其中Pn是圆n的曲率,其中曲率是取为半径的倒数。例如,当三个大小相等的球(大小P1=1)彼此接触时,可使用以上方程式获得6.464~6.5的P1/P2的大小(直径)比。类似地,在一个实施方案中,可估计制止泄漏所要的粒径的其它比,如P2/P3是约2.5并且P3/P4是约1.8,且当使用第五颗粒时,P4/P5是约1.6。实际情况是可能难以以所要精确度获得平均大小范围小于约10μm的颗粒和/或与其一起工作,并且一个实施方案是通过使用相对大比例的第四颗粒而进行补偿,其中第四颗粒的平均大小是介于10与20μm之间。
实施例14.在这个实施例中,通过在静态条件下在66℃(150°F)到121℃(250°F)的温度范围下使玻璃瓶中的浆体老化持续48小时而定性观察所述浆体的稳定性。在48小时后,吸管是手动地插入到浆体中以测定插入到所述浆体中所要的力。这是定性测试并且插入所要的力被分配从0到5的数值,0是最差情况(无法插入)并且5是最佳情况。在插入测试后,使浆体从玻璃瓶中涌出以检查所述浆体底部处的流动特性和沉淀。流动性也被分配介于0与5之间的数值,其中0指的是不可流动浆体并且5指的是可流动浆体。
在组14-1到14-3中,在66℃、93℃和121℃下将迪特胶(Diutan)(0.036wt%)用作处于液相的增粘剂而评估如表16所示的四颗粒浆体。
表16.具有迪特胶浆体稳定剂的浆体成分和稳定性结果
在一定温度下64小时后,易于将吸管插入到浆体中并且所述浆体还会从玻璃瓶中涌出。然而,在玻璃瓶中观察到沉积物。
在组14-4中,在121C下将纳米大小的γ-氧化铝(40nm,获自Infarmat Advanced Materials)用作浆体稳定剂而评估如表17所示的四颗粒浆体。
表17.具有γ-氧化铝浆体稳定剂的浆体成分和稳定性结果
插入、流动和游离水结果表明浆体的稳定性远优于用迪特胶配制的浆体稳定性。用γ-氧化铝配制的浆体的唯一特性是在实验结束时其不具有一层游离水。
在组14-5中,在121℃下使用以0.2wt%的结冷胶颗粒和以0.036wt%的迪特胶而评估表18所示的四颗粒浆体。在室温下,结冷胶颗粒容易在水中分散但是不会增大混合物的粘度。在高于90℃的温度下,结冷胶颗粒水合,从而增大溶液粘度。在本发明的一个实施方案中,这是极有用的特性,因为颗粒可添加到浆体表面处而不会增大粘度。当浆体放置到井下后,因温度导致的液相粘度减小可通过因结冷胶颗粒水合导致的粘度增大进行补偿。
表18.具有结冷胶/迪特胶浆体稳定剂的浆体成分和稳定性结果
表18的结果表明浆体是稳定的并且在实验结束时未出现沉淀。
如表17所示,在组14-6、14-7和14-8中,在48小时后以不同温度评估表18的结冷胶/迪特胶、四颗粒浆体。
表19.具有结冷胶/迪特胶浆体稳定剂的稳定性结果
浆体稳定性结果,48小时 | 组14-6 | 组14-7 | 组14-8 |
温度,℃ | 66 | 93 | 121 |
插入,范围0-5 | 5 | 5 | 5 |
流动,范围0-5 | 5 | 5 | 5 |
游离水 | 无 | 无 | 无 |
沉淀 | 无 | 无 | 无 |
表19的结果表明当流体相是在高温下增粘时具有结冷胶的浆体是稳定的。
在组14-9中,在121℃下使用聚乳酸(PLA)薄片改善稳定性而评估如表20所示的四颗粒浆体。具有迪特胶的浆体的流体相不会增粘。PLA薄片的平均大小是约1mm。
表20.具有PLA浆体稳定剂的浆体成分和稳定性结果
表20的结果表明当与如表16所示的用迪特胶配制的浆体的稳定性结果相比时,PLA薄片的添加改善了所述浆体的插入、流动和沉淀特性。
Claims (45)
1.一种方法,其包括:
组合载液、固体混合物和稳定添加剂以形成浆体,其中所述固体混合物包含多种容积平均粒径分布(PSD)模式使得充填容积率(PVF)超过0.75,其中所述浆体包含小于所述固体混合物的PVF的固体容积率(SVF);
使所述浆体循环至井筒中以在井下沉积所述浆体;
终止所述浆体循环持续一段时间,其中所述稳定添加剂阻止所述固体混合物的沉淀;和
在终止所述浆体循环之后,使所述沉积的浆体与筛网的表面循环接触。
2.根据权利要求1所述的方法,其中所述稳定添加剂包括胶体颗粒。
3.根据权利要求2所述的方法,其中所述胶体颗粒选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合。
4.根据权利要求1所述的方法,其中所述稳定添加剂包括可水合聚合物颗粒。
5.根据权利要求4所述的方法,其中所述聚合物颗粒具有高于60℃的水合温度。
6.根据权利要求4所述的方法,其中所述聚合物颗粒包含杂多糖。
7.根据权利要求4所述的方法,其中所述聚合物颗粒包含结冷胶。
8.根据权利要求1所述的方法,其中所述稳定添加剂包含纵横比高于6的稳定颗粒。
9.根据权利要求8所述的方法,其中所述稳定颗粒可降解。
10.根据权利要求8所述的方法,其中所述稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片。
11.根据权利要求1所述的方法,其中所述沉积浆体与所述筛网表面的所述循环接触包括将所述筛网插入所述沉积浆体中。
12.根据权利要求11所述的方法,其中所述浆体循环被终止以使工作管柱从所述井筒下钻且使所述筛网下钻至所述井筒中。
13.根据权利要求1所述的方法,其还包括将所述浆体中的固体混合物形成为所述筛网与所述井筒之间的环空中的充填物。
14.根据权利要求13所述的方法,其还包括将所述充填物转换成渗透性砾石充填物。
15.根据权利要求1所述的方法,其中所述SVF为0.5至0.75。
16.根据权利要求1所述的方法,其中所述PSD模式之一包括砾石。
17.根据权利要求1所述的方法,其中所述固体混合物是三峰的。
18.根据权利要求1所述的方法,其中所述固体混合物是四峰的。
19.根据权利要求1所述的方法,其中所述固体混合物是五峰的。
20.一种浆体,其包含:
固体混合物,其包括多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75;
一定量的载液,以提供小于所述固体混合物的PVF的固体容积率(SVF);和
稳定添加剂,以阻止所述固体混合物的沉淀。
21.根据权利要求20所述的浆体,其中所述稳定添加剂包括胶体颗粒。
22.根据权利要求21所述的浆体,其中所述胶体颗粒选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合。
23.根据权利要求20所述的浆体,其中所述稳定添加剂包括可水合聚合物颗粒。
24.根据权利要求23所述的浆体,其中所述聚合物颗粒具有高于60℃的水合温度。
25.根据权利要求23所述的浆体,其中所述聚合物颗粒包含杂多糖。
26.根据权利要求23所述的浆体,其中所述聚合物颗粒包含结冷胶。
27.根据权利要求20所述的浆体,其中所述稳定添加剂包括纵横比高于6的稳定颗粒。
28.根据权利要求27所述的浆体,其中所述稳定颗粒是可降解的。
29.根据权利要求27所述的浆体,其中所述稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片。
30.根据权利要求20所述的浆体,其中所述SVF为0.5至0.75。
31.根据权利要求20所述的浆体,其中所述PSD模式之一包括砾石。
32.根据权利要求20所述的浆体,其中所述固体混合物是三峰的。
33.根据权利要求20所述的浆体,其中所述固体混合物是四峰的。
34.根据权利要求20所述的浆体,其中所述固体混合物是五峰的。
35.根据权利要求20所述的浆体,其中所述浆体是稳定且可流动持续至少48小时。
36.一种稳定在载液中包含固体混合物的浆体的方法,其中,所述固体混合物包括三种或更多种容积平均粒径分布(PSD)模式,使得充填容积率(PVF)超过0.75;并且,所述浆体包括小于所述固体混合物的PVF的固体容积率(SVF),所述方法包括步骤:
引入稳定添加剂到浆体中,其中,所述稳定添加剂从由胶体颗粒、可水合聚合物颗粒、纵横比高于6的颗粒及其组合构成的组中选择。
37.根据权利要求36所述的方法,其中所述稳定添加剂包括纵横比高于6的稳定颗粒,所述稳定颗粒是可降解的。
38.根据权利要求37所述的方法,其中所述稳定颗粒包含含有乳酸、乙醇酸或其组合的聚合物或共聚物的薄片
39.根据权利要求36所述的方法,其中所述稳定添加剂包括选自γ-氧化铝、MgO、γ-Fe2O3及其组合的胶体颗粒。
40.根据权利要求36所述的方法,其中所述稳定添加剂包括具有高于60℃的水合温度的可水合聚合物颗粒。
41.根据权利要求36所述的方法,其中所述稳定添加剂包括杂多糖。
42.根据权利要求36所述的方法,其中所述稳定添加剂包括结冷胶。
43.根据权利要求36所述的方法,其中所述浆体具有0.5至0.75的SVF。
44.根据权利要求36所述的方法,其中所述PSD模式之一包括砾石。
45.根据权利要求36所述的方法,其中在引入所述稳定添加剂到浆体中之后,所述浆体是稳定的且可流动持续至少48小时。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/827,475 | 2010-06-30 | ||
US12/827,475 US8119574B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-06-30 | High solids content slurries and methods |
PCT/IB2011/052503 WO2012001558A2 (en) | 2010-06-30 | 2011-06-08 | High solids content slurries and methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103080471A CN103080471A (zh) | 2013-05-01 |
CN103080471B true CN103080471B (zh) | 2015-02-25 |
Family
ID=45402488
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201180041634.6A Expired - Fee Related CN103080471B (zh) | 2010-06-30 | 2011-06-08 | 高固体含量浆体和方法 |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8119574B2 (zh) |
EP (1) | EP2588714A4 (zh) |
CN (1) | CN103080471B (zh) |
AU (1) | AU2011273031B2 (zh) |
CA (1) | CA2803232C (zh) |
EA (1) | EA024051B1 (zh) |
MX (1) | MX336480B (zh) |
WO (1) | WO2012001558A2 (zh) |
Families Citing this family (44)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8936082B2 (en) * | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
US8505628B2 (en) * | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US20160257872A9 (en) | 2010-09-17 | 2016-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Solid state dispersion |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US8646528B2 (en) * | 2010-12-16 | 2014-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods relating to establishing circulation in stand-alone-screens without using washpipes |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US20130056215A1 (en) * | 2011-09-07 | 2013-03-07 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrative Particles to Release Agglomeration Agent for Water Shut-Off Downhole |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9296943B2 (en) | 2012-05-22 | 2016-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Subterranean treatment fluid composition and method of treatment |
US20130324444A1 (en) | 2012-06-01 | 2013-12-05 | Timothy Lesko | System and method for delivering treatment fluid |
US20140060831A1 (en) * | 2012-09-05 | 2014-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment methods and systems |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
CA2892496C (en) * | 2012-12-12 | 2018-05-29 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Dispersion solution for drilling and method of extracting underground resources using the dispersion solution |
US10202833B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing with exothermic reaction |
CN103244081B (zh) * | 2013-05-13 | 2015-04-08 | 中国石油大学(华东) | 基于磁性介质的砾石充填监测系统及监测方法 |
JP6327946B2 (ja) * | 2013-05-31 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | 分解性材料から形成されるマンドレルを備える坑井掘削用プラグ |
CN103291272B (zh) * | 2013-06-14 | 2015-06-17 | 中国石油大学(华东) | 一种基于磁性支撑剂的支撑剂铺置控制系统及控制方法 |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
US9546534B2 (en) * | 2013-08-15 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and apparatus to form a downhole fluid barrier |
US9523268B2 (en) | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
US9879511B2 (en) * | 2013-11-22 | 2018-01-30 | Baker Hughes Incorporated | Methods of obtaining a hydrocarbon material contained within a subterranean formation |
US10060237B2 (en) | 2013-11-22 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
GB2522882A (en) * | 2014-02-07 | 2015-08-12 | Maersk Olie & Gas | Method, downhole system and fluid laden with particles to form a barrier or restriction in a wellbore flow channel |
AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
US10781679B2 (en) | 2014-11-06 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fractures treatment |
GB2553823B (en) * | 2016-09-15 | 2021-01-20 | Weatherford Uk Ltd | Apparatus and methods for use in wellbore packing |
US11391139B2 (en) * | 2017-04-12 | 2022-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Staged propping of fracture networks |
WO2018232076A1 (en) | 2017-06-16 | 2018-12-20 | TenEx Technologies, LLC | Compositions and methods for treating subterranean formations |
US10351755B2 (en) | 2017-08-17 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation material composition having alkaline nanoparticle based dispersion and water insoluble hydrolysable polyester |
US11015102B2 (en) | 2017-08-17 | 2021-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Loss circulation material composition having alkaline nanoparticle based dispersion, water insoluble hydrolysable polyester, and formaldehyde resin |
US10954771B2 (en) | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
US20240151121A1 (en) * | 2021-03-10 | 2024-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for delivering degradable polyester during gravel packing |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1863984A (zh) * | 2003-08-06 | 2006-11-15 | 施蓝姆伯格技术公司 | 砾石充填方法 |
CN101133231A (zh) * | 2005-01-11 | 2008-02-27 | Prad研究与发展股份有限公司 | 用于井筒流体的可降解聚合物和方法 |
WO2008107831A2 (en) * | 2007-03-02 | 2008-09-12 | Schlumberger Canada Limited | Circulated degradable material assisted diversion |
CN101268150A (zh) * | 2005-09-23 | 2008-09-17 | 川汉油田服务有限公司 | 浆液组合物及其制备方法 |
WO2009013710A2 (en) * | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Schlumberger Canada Limited | System and method for low damage fracturing |
WO2009141749A2 (en) * | 2008-05-21 | 2009-11-26 | Schlumberger Canada Limited | System and method for low damage gravel packing |
Family Cites Families (46)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE24570E (en) * | 1958-11-25 | Permeable concrete | ||
US2193775A (en) * | 1938-06-18 | 1940-03-12 | Texaco Development Corp | Method of treating a well |
US2905245A (en) * | 1957-06-05 | 1959-09-22 | California Research Corp | Liner packing method |
US3434540A (en) * | 1967-10-12 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | Sand control method using a particulate pack with external and internal particle size distribution relationships |
US3675717A (en) * | 1971-01-13 | 1972-07-11 | Gulf Research Development Co | Method of gravel packing wells |
US4051900A (en) * | 1974-06-13 | 1977-10-04 | Dale Hankins | Propping material for hydraulic fracturing |
US4526695A (en) * | 1981-08-10 | 1985-07-02 | Exxon Production Research Co. | Composition for reducing the permeability of subterranean formations |
US4387769A (en) * | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
US4665988A (en) * | 1986-04-04 | 1987-05-19 | Halliburton Company | Method of preparation of variable permeability fill material for use in subterranean formations |
US5095987A (en) * | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
US5333689A (en) * | 1993-02-26 | 1994-08-02 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells with fluid-loss control |
FR2704231B1 (fr) | 1993-04-21 | 1995-06-09 | Schlumberger Cie Dowell | Fluides pétroliers leur préparation et leurs utilisations au forage, à la complétion et au traitement de puits, et en fracturation et traitements de matrice. |
US5381864A (en) * | 1993-11-12 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Well treating methods using particulate blends |
US5415228A (en) * | 1993-12-07 | 1995-05-16 | Schlumberger Technology Corporation - Dowell Division | Fluid loss control additives for use with gravel pack placement fluids |
US5629271A (en) * | 1994-03-25 | 1997-05-13 | Texas United Chemical Corporation | Methods of reducing fluid loss and polymer concentration of well drilling and servicing fluids |
US5518996A (en) * | 1994-04-11 | 1996-05-21 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluids for oilfield use having high-solids content |
US5964295A (en) * | 1996-10-09 | 1999-10-12 | Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division | Methods and compositions for testing subterranean formations |
US6435277B1 (en) * | 1996-10-09 | 2002-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations |
EA002938B1 (ru) * | 1998-11-13 | 2002-10-31 | Софитек Н.В. | Цементирующая композиция и ее применение для цементирования нефтяных скважин или подобных сооружений |
US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
FR2790258B1 (fr) * | 1999-02-25 | 2001-05-04 | Dowell Schlumberger Services | Procede de cimentation et application de ce procede a des cimentations de reparation |
EP1236701A1 (en) | 2001-02-15 | 2002-09-04 | Schlumberger Technology B.V. | Very low-density cement slurry |
US7084095B2 (en) * | 2001-04-04 | 2006-08-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling the rheological properties of viscoelastic surfactants based fluids |
WO2003068708A1 (en) * | 2002-02-16 | 2003-08-21 | Services Petroliers Schlumberger | Cement compositions for high temperature applications |
AU2003227758A1 (en) * | 2002-04-17 | 2003-10-27 | Sofitech N.V. | Cements containing high-silica minerals for well cementing |
US7219731B2 (en) * | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
US6742590B1 (en) * | 2002-09-05 | 2004-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations using solid particles and other larger solid materials |
CN100378189C (zh) * | 2002-10-28 | 2008-04-02 | 索菲泰克公司 | 自破坏型滤饼 |
US7004255B2 (en) * | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
US7036587B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
US7096947B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations |
US7559369B2 (en) * | 2007-05-10 | 2009-07-14 | Halliubrton Energy Services, Inc. | Well treatment composition and methods utilizing nano-particles |
US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
US7261157B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling particulate segregation in slurries |
RU2433157C2 (ru) * | 2005-01-21 | 2011-11-10 | Фэйрмаунт Минералз, Лтд. | Отклоняющая жидкость |
US7267170B2 (en) * | 2005-01-31 | 2007-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture |
US7296625B2 (en) * | 2005-08-02 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
US7608566B2 (en) * | 2006-03-30 | 2009-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7237610B1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable particulates as friction reducers for the flow of solid particulates and associated methods of use |
US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US7833947B1 (en) * | 2009-06-25 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treatment of a well using high solid content fluid delivery |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
-
2010
- 2010-06-30 US US12/827,475 patent/US8119574B2/en active Active
-
2011
- 2011-06-08 WO PCT/IB2011/052503 patent/WO2012001558A2/en active Application Filing
- 2011-06-08 EP EP11800268.2A patent/EP2588714A4/en not_active Withdrawn
- 2011-06-08 AU AU2011273031A patent/AU2011273031B2/en not_active Ceased
- 2011-06-08 EA EA201291412A patent/EA024051B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-06-08 CN CN201180041634.6A patent/CN103080471B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-08 CA CA2803232A patent/CA2803232C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-08 MX MX2013000048A patent/MX336480B/es unknown
-
2012
- 2012-02-14 US US13/372,589 patent/US8765646B2/en active Active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1863984A (zh) * | 2003-08-06 | 2006-11-15 | 施蓝姆伯格技术公司 | 砾石充填方法 |
CN101133231A (zh) * | 2005-01-11 | 2008-02-27 | Prad研究与发展股份有限公司 | 用于井筒流体的可降解聚合物和方法 |
CN101268150A (zh) * | 2005-09-23 | 2008-09-17 | 川汉油田服务有限公司 | 浆液组合物及其制备方法 |
WO2008107831A2 (en) * | 2007-03-02 | 2008-09-12 | Schlumberger Canada Limited | Circulated degradable material assisted diversion |
WO2009013710A2 (en) * | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Schlumberger Canada Limited | System and method for low damage fracturing |
WO2009141749A2 (en) * | 2008-05-21 | 2009-11-26 | Schlumberger Canada Limited | System and method for low damage gravel packing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
MX2013000048A (es) | 2013-03-18 |
AU2011273031B2 (en) | 2015-05-14 |
AU2011273031A1 (en) | 2013-01-17 |
US8119574B2 (en) | 2012-02-21 |
US8765646B2 (en) | 2014-07-01 |
WO2012001558A2 (en) | 2012-01-05 |
CA2803232A1 (en) | 2012-01-05 |
EP2588714A2 (en) | 2013-05-08 |
MX336480B (es) | 2016-01-21 |
CN103080471A (zh) | 2013-05-01 |
EA201291412A1 (ru) | 2013-05-30 |
US20120138296A1 (en) | 2012-06-07 |
US20110155371A1 (en) | 2011-06-30 |
EP2588714A4 (en) | 2014-04-09 |
WO2012001558A3 (en) | 2012-03-01 |
EA024051B1 (ru) | 2016-08-31 |
CA2803232C (en) | 2015-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103080471B (zh) | 高固体含量浆体和方法 | |
US9238772B2 (en) | High solids content methods and slurries | |
US8505628B2 (en) | High solids content slurries, systems and methods | |
US8936082B2 (en) | High solids content slurry systems and methods | |
US8511381B2 (en) | High solids content slurry methods and systems | |
US10351762B2 (en) | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods | |
EP2118438B1 (en) | Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations | |
US9771785B2 (en) | Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement | |
US8490699B2 (en) | High solids content slurry methods | |
CN104540922B (zh) | 在烃生产和运输中的金属硅化物 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20150225 Termination date: 20160608 |