CN103459770A - 高渗透性压裂支撑剂 - Google Patents

高渗透性压裂支撑剂 Download PDF

Info

Publication number
CN103459770A
CN103459770A CN2012800161178A CN201280016117A CN103459770A CN 103459770 A CN103459770 A CN 103459770A CN 2012800161178 A CN2012800161178 A CN 2012800161178A CN 201280016117 A CN201280016117 A CN 201280016117A CN 103459770 A CN103459770 A CN 103459770A
Authority
CN
China
Prior art keywords
particle
slaking
core
proppant
metal
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.)
Granted
Application number
CN2012800161178A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103459770B (zh
Inventor
G·阿格拉沃
J·B·克鲁斯
徐志跃
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Baker Hughes Holdings LLC
Original Assignee
Baker Hughes Inc
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Baker Hughes Inc filed Critical Baker Hughes Inc
Publication of CN103459770A publication Critical patent/CN103459770A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103459770B publication Critical patent/CN103459770B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Powder Metallurgy (AREA)
  • Glanulating (AREA)
  • Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)

Abstract

崩解性粒子被设计来与典型的支撑剂材料例如砂子、陶瓷、矾土等混合和一起泵送到地下地层的裂缝中。随着时间和/或井筒或者环境条件的变化,在非限定性例子中,这些粒子将通过与井下压裂液、地层水或者增产液例如酸或者盐水接触,而部分的或者完全的压裂。一旦压裂,该裂缝中的支撑剂填充物将导致更大的开放空间,这能够产生更高的传导率和流速。该崩解性粒子可以由压实和/或烧结金属粉末粒子,例如镁或者其他反应性金属或者它们的合金制成。可选择的,也可以设计涂覆有压实的和/或烧结的纳米级的或者微米尺寸的涂层的粒子,这里该涂层在变化的井下环境中比芯更快或者更慢的压裂。

Description

高渗透性压裂支撑剂
技术领域
本发明涉及用于提供高渗透性支撑剂填充物的组合物和方法,更具体地,在一个非限定性的实施方案中,涉及用于提供高渗透性支撑剂填充物的组合物和方法,其包括除去一部分初始放置的支撑剂填充物。
背景技术
水力压裂是通常用于提高来自一部分地下地层的所需流体如油和气的流量的方法。水力压裂操作通常包括以足以导致地层或者区域破裂并且伴随产生一个或多个裂缝(通常为多个裂缝)的速率和压力,将粘性压裂液置入地下地层或者区域中。使在给定深度的岩石中产生裂缝所需的压力被称作“裂缝梯度”。
几乎任何给定足够体积和压力的流体都可以用于压裂地下地层。但是,压裂液通常包含增粘剂或者凝胶化剂例如交联的或未交联的多糖材料和/或粘弹性表面活性剂,来通过提高流体的粘度来影响流变性。
通常,一种或多种流体用于将支撑剂携带和传输到所产生的裂缝中和形成支撑剂填充物,其在一旦压力释放和覆盖层被允许沉降时能够保持裂缝开放。随着粘性压裂液泄露出到地层中时,使该流体脱水,微粒(支撑剂和其他粒子)聚集在裂缝内的支撑剂填充物中。支撑剂填充物用于防止裂缝在压力释放时完全闭塞,这形成了流体可以流经去往(或者离开)井筒的传导通道。支撑剂填充物还设计用来提供比希望生产烃的周围岩石渗透性更高的区域。支撑剂填充物的渗透性越高,生产烃的潜力越大。
因此,希望提供这样的组合物和方法,其在裂缝中提供渗透性相对高的支撑剂填充物,来强化从压裂的地下地层中生产烃。
发明内容
在一个非限定性的实施方案中,提供了一种用于提高裂缝中支撑剂填充物渗透性的方法。该方法包括向地下地层的裂缝的至少一部分引入多个支撑剂和多个粒子的混合物,来形成支撑剂填充物。至少一部分粒子是崩解性的。该方法还包括使至少一部分粒子崩解来产生支撑剂填充物,该支撑剂填充物具有比崩解前的支撑剂填充物相对更高的渗透性。
另外,在一种非限制性形式中,提供了一种包括多个支撑剂和多个粒子的混合物,其中至少一部分粒子是崩解性金属。
附图说明
图1是支撑剂和三种具有崩解性部分的粒子的非限定性的示意图;
图2是在一个非限定性的实施方案中,置于裂缝中的、在相对均匀的均相混合物中的完全崩解性粒子和支撑剂的示意图;
图3是在除去全部的完全崩解性粒子后,图2所示的裂缝的图示;
图4是在另一非限定性的实施方案中,置于裂缝中的、在相对均匀的均相混合物中的具有两种不同的崩解性部分(例如芯上的涂层)的粒子和支撑剂的示意图;
图5是在将崩解性涂层完全从粒子除去后,图4所示的裂缝的图示;
图6是在将崩解性芯完全从裂缝除去后,图5所示的裂缝的示意图;
图7是在200°F(93℃)下3%的KCl中不同的崩解性材料的腐蚀速率的图表;和
图8是一部分金属粉末压实体(如可以构成图1的粒子40)的显微照片。
应当理解的是,图1-6所示的不同结构及其部分不必按照尺寸或者比例,因为许多比例和特征为了清楚和示意而进行了放大。
具体实施方式
已经发现了一种用于在水力裂缝中形成相对高渗透性支撑剂填充物的方法,其包括使用与典型支撑剂材料共混的至少部分崩解性粒子。崩解性粒子设计用来可以与常规支撑剂材料(如沙子、陶瓷、铝土矿等)一起在压裂液配制物中泵送。随着时间,这些粒子将在井下地层水、压裂液(即混合水盐水)和其他流体中部分或者完全崩解。如果烃包含引起材料崩解的H2S、CO2和其他酸性气体,则这些粒子中的一些会在烃中崩解。耐这些流体或者条件中的一些的氧化物、氮化物、碳化物、金属间化合物或陶瓷涂层或者粒子组分可以另外地或者替代地用另一增产液或者清井液(如酸基或者盐水基流体)溶解。一旦崩解,裂缝中的支撑剂填充物将制造更大的开放空间,产生更高的流速。
粒子的崩解性(可崩解的)部分可以是轻量的、高强度的和可选择地和可控制地可降解的材料,包括由涂覆的粉末材料形成的完全致密的烧结粉末压实体,该粉末材料包括不同的轻量粒子芯和芯材料,粒子芯和芯材料具有不同的单层和多层微米级和/或纳米级的涂层。这些粉末压实体是由涂覆的金属粉末制成的,金属粉末包括不同的电化学活性的(例如具有相对较高的标准氧化电势)、轻量的、高强度粒子芯和芯材料,或者包含全部粒子的材料(例如电化学活性金属),其分散在由金属或非金属涂层材料的不同的纳米级的金属和/或非金属涂层所形成的胞状毫微基质中,并且其在井筒应用中特别有用。这些粉末压实体提供了独特的和有利的如下的组合:机械强度性能(例如压缩强度和剪切强度),低密度以及可选择的和可控制的腐蚀性能,特别是在不同的井筒流体中快速的和受控的溶解。例如,可以选择这些粉末的粒子芯和涂层来提供烧结的粉末压实体,其适于用作高强度工程材料,该工程材料具有与各种其他工程材料(包括碳、不锈钢和合金钢)相当的压缩强度和剪切强度,但是也具有与各种聚合物、弹性体、低密度多孔陶瓷和复合材料相当的低密度。作为另一例子,可以配置这些粉末和粉末压实体材料来响应环境条件变化提供可选择的和可控制的降解、崩解或者处置,例如响应与由压实体形成的制品邻近的井筒的性能或条件变化(包括与粉末压实体接触的井筒流体中的性能变化),从非常低的溶解速率向非常快的溶解速率的转变。所述的可选择的和可控制的降解或者处置特性还允许待保持的材料的尺寸稳定性和强度,直到不再需要粒子为止,此时可以改变预定的环境条件如井筒条件(包括井筒流体温度、压力或pH值、盐或盐水组成)来通过快速溶解促进它们的清除。
这些涂覆的粉末材料和粉末压实体和由它们形成的工程材料以及制造它们的方法在下面进一步描述。在一个非限定性的实施方案中,这些崩解性金属可以称作受控电解金属或CEM。
崩解性支撑剂材料可以用在美国专利申请公布No.2011/0135953A1中在先描述的技术来制备。镁或者其他反应性材料可以用于粉末中来制备崩解性金属部分,例如镁、铝、锌、锰、钼、钨、铜、铁、钙、钴、钽、铼、镍、硅、稀土元素和它们的合金以及它们的组合。合金可以是二元、三元或四元合金。作为此处使用的,稀土元素包括:Sc;Y;镧系元素,包括La、Ce、Pr、Nd、Pm、Sm、Eu、Gd、Te、Dy、Ho、Er、Tm或Lu;或者锕系元素,包括Ac、Th、Pa、U、Np、Pu、Am、Cm、Bk、Cf、Bk、Cf、Es、Fm、Md或No;或者稀土元素的组合。这些金属可以作为纯金属或者作为彼此任意的组合(包括这些材料各种合金组合,包括这些材料的二元、三元或者四元合金)来使用。纳米级金属和/或非金属涂层可以用于这些电化学活性金属粒子来进一步增强材料和来提供加快或者减慢崩解速率的手段。崩解性增强添加剂包括但不必限于镁、铝、镍、铁、钴、铜、钨、稀土元素和它们的合金以及它们的组合。将观察到,一些元素在两个列表中是共同的,即,能够形成崩解性金属和崩解性金属压实体的那些和能够增强这种金属和/或压实体的那些。金属、合金或者组合的功能首先取决于选择何种金属或者合金作为主要组成或者粉末粒子芯。然后,相对崩解速率取决于添加剂或者涂层相对于芯的标准电势。例如,为了制备相对更缓慢的崩解芯,添加剂或者涂料组合物需要具有比芯更低的标准电势。具有镁涂层的铝芯是一个合适的例子。或者,为了使该芯更快溶解,该芯的标准电势需要低于涂层。后面情形的一个例子是具有镍涂层的镁粒子。
这些电化学活性金属或者具有纳米级涂层的金属可以与许多通常的井筒流体(包括任何数量的离子流体或者高极性流体)具有非常大的反应性。例子包括包含氯化钠(NaCl)、氯化钾(KCl)、盐酸(HCl)、氯化钙(CaCl2)、溴化钠(NaBr)、溴化钙(CaBr2)、溴化锌(ZnBr2)、甲酸钾或者甲酸铯的流体。
替代地,可以设计涂覆有纳米范围厚度或微米范围厚度的金属和/或非金属涂层的相对非崩解性粒子,以使得在井下环境中仅涂层崩解,而粒子的其余部分作为支撑剂填充物的一部分保持在原地。例如,这些非崩解性粒子包括氧化物、氮化物、碳化物的高强度金属间粒子或者陶瓷粒子。粒子可以是实心的或空心的。崩解性涂层包括和不必限于带有上述腐蚀增强涂层的反应性金属。应当理解的是,在其中全部或大部分崩解性芯覆盖有崩解性涂层的实施方案中,可以有其中涂层应当比芯相对更容易崩解的应用,和其中是比涂层相对更容易崩解的其他应用。事实上,芯上的多个涂层可以用于提供对于粒子崩解性的进一步控制。不同的流体和具有以不同速率崩解的不同的层或者部分的粒子的组合将提供许多方式来设计和控制支撑剂填充物渗透性的提高。
更具体地,已经发现了一种新的裂缝流体配制物,其包含在井下环境中崩解的粒子组分。在一个非限定性的实施方案中,崩解性粒子主要是金属粒子,例如由烧结的和/或压实的金属粉末制造的那些。可溶解的粒子可以是球形、长形、棒状或者其他几何形状。预期长形粒子形状将在支撑剂填充物中留下通道形空间,这能够提高裂缝传导率。它们可以是未涂覆的或涂覆的。未涂覆的粒子可以是反应性金属如镁、铝、锌、锰或者它们的合金,或者具有崩解增强添加剂的金属。涂覆的粒子可以具有芯和涂层。芯可以是金属的,例如镁、锌、铝、钨和其他金属。涂层可以是镍、铝、氧化铝和许多其他组合物。涂层可以加快或者减慢崩解。这些粒子随时间部分或者完全崩解。崩解速率可以通过压裂液的组成(例如存在的酸或者盐的类型和量)来控制。一旦崩解,则构成非崩解的或者未溶解的或者常规的支撑剂粒子的骨架结构将保留。在另一非限定性的实施方案中,粒子可以“骨架结构”,该“骨架结构”具有一种崩解速率,在其周围可以放置另一部分粒子,其具有第二的、不同的崩解速率。所形成的常规支撑剂填充物(其具有由崩解性粒子产生的独特空隙结构)将持续抑制或防止裂缝封闭。一旦崩解,可以想到的是与其他相同但未发生崩解的相比,支撑剂填充物的净孔隙率和渗透性将在整个裂缝区相当均匀的增加。压裂液可以是用聚合物和/或由粘弹性表面活性剂凝胶化的淡水或者盐水,或者含有酸或酸气的流体。例如在两阶段方法中,崩解控制可以通过仔细选择所用的粒子和流体来完成。例如,盐水可以除去粒子的第一涂层,而含酸的流体可以随后使粒子的其余部分崩解。
在替代的程序中,可以想到的是可以设计这些崩解性粒子来通过某种增产液或者清井液来触发。在将支撑剂置于水力裂缝或裂纹中之后,随后定量给料不同于压裂液、携带液或者充填液的增产液或者清井液将触发崩解性粒子相的溶解。该另外的增产液处理可以是酸或盐水或海水,或者甚至加热的水或蒸汽,或者甚至淡水,其是提供化学和/或物理刺激来使可溶解材料受到触发的某些东西。酸可以是无机酸(其中例子包括但不必限于HCl、H2SO4、H2PO4、HF等)和/或有机酸(其中例子包括但不必限于乙酸、甲酸、富马酸、琥珀酸、戊二酸、己二酸、柠檬酸等)。在另一实施方案中,酸或者盐水可以作为乳液增产液或者清井液的内相,作为腐蚀性液体的目标释放的一种方法。
图1所示的是单个的支撑剂10,完全崩解性粒子12的一种形式,和粒子14的一个替代的实施方案,粒子14具有以一种速率崩解的部分16和以第二速率崩解的部分18。在图1所示的粒子14的该具体的、替代的实施方案中,粒子14具有大致位于中心的芯18,芯18与部分16相比相对更缓慢地崩解,部分16相对更快速地崩解,并且是覆盖大致位于中心的芯18的相对均匀的涂层。应当理解,部分16和部分18之间的崩解速率可以反转,或者在不同的实施方案中,部分18在所述过程中基本不崩解。但是,应当理解的是,粒子14可以具有其他构造,例如崩解性部分16可以不均匀地施用到大致位于中心的芯18上。在一个非限定性形式中,崩解性涂层的厚度独立地为约10nm至约500nm,替代地厚度独立地为约10nm至约5000nm。当术语“独立地”在这里与参数范围一起使用时,应当理解为所有下限可以与所有上限一起使用,来形成合适的和可接受的替代范围。这些涂层可以通过现有技术已知的任何可接受的方法来形成,并且合适的方法包括但不必限于化学气相沉积(CVD)(包括流化床化学气相沉积(FBCVD))和物理气相沉积、激光诱导的沉积等,以及烧结和/或压实。在另一非限定性的形式中,粒子可以由两个大致相等的、或者甚至不等的半球来形成,其中之一中是相对不溶性部分18和其中另一中是相对可溶性部分。
图1还示出粒子的不同的实施方案,致密粒子40具有粉末粒子芯36和在其上的薄金属涂层38,类似于美国专利申请公布No.2011/0135953A1的图中所示,特别是图9、11、12、13和14所示;其中的图9复制到这里作为图8。该粒子40不具有在整个粒子40上的涂层。一旦发生崩解,粒子40将尺寸减小或者均匀崩解。
在一个不同的非限定性的实施方案中,可以设计图1的粒子具有比常规的支撑剂提高的强度,至少直到崩解为止。在一个非限定性例子中,部分16可以是陶瓷和部分18可以是金属。优化的一个或多个涂层也可以在支撑剂传输和充填过程中降低崩解性粒子的磨耗量。
另外,应当理解的是,虽然支撑剂10和粒子12和14显示为球形,但是它们可以是其他形状,包括但不必限于不规则棒状、针状、树枝状、薄片、结节状、不规则形状和/或多孔。包括具有和不具有圆滑拐角的它们的长形形式等,并且仍然如此处所述是有效的。在另一非限定性的形式中,粒子可以是空心或多孔的。
长形形式的长径比可以是粒子平均长度比粒子平均直径为约2:1至约40:1。在一个非限定性的实施方案中,这些长形粒子可以通过如下来制造:将原料挤出,然后将挤出的股截断成片来得到所需的长径比。
在另一非限定性实施方案中,粒子12和14的崩解性部分由崩解性金属来制成,该崩解性金属由包含多个金属粉末粒子的金属复合材料粉末烧结和/或压实得到。这些较小的粉末粒子不会与粒子12和14混淆。每个粉末粒子可以包括粒子芯,其中粒子芯包含含有Mg、Al、Zn或Mn或者它们的组合的芯材料,芯材料具有熔融温度(TP)。粉末粒子可以另外包括位于粉末粒子芯上的金属涂层,金属涂层包含具有熔融温度(Tc)的金属涂层材料,其中配置粉末粒子以在预定的烧结温度(Ts)下彼此固态烧结,并且Ts小于TP和Tc。替代地,Ts稍高于TP和Tc,用于局部化微液态烧结。“稍高”表示比用于局部化微液态烧结的材料中所包含的全部相的最低熔点高约10至约50℃。
至少涉及三个不同的温度:粒子芯的TP,涂层的Tc,和P和C的二元相的第三个TPC。TPC通常是三个温度中最低的。在一个非限定性例子中,对于具有铝涂层的Mg粒子,根据Mg-Al相图,取决于Mg-Al体系的wt%比,TP=650℃,Tc=660℃和TCP=437至<650℃。所以,对于完成的固态烧结来说,预定的过程温度需要小于TPC。对于在芯-涂层界面处的微液相烧结来说,该温度可以比TPC高10-50℃,但是小于TP和Tc。高于TP或Tc的温度过高,导致大规模熔融和破坏涂层结构。
同样,关于制造这些可溶金属部分的进一步细节可以参考美国专利申请公布No.2011/0135953A1。同样,可以关注这里的图8,其是可以包含粒子(如图1中的40)的粉末压实体的显微照片。
图2所示是地下地层20,其具有钻通其中的井筒22。至少一个裂缝24从井筒22延伸到地层20中。作为实际的情况,多个裂缝24将从井筒22延伸到地层20中,但是为了简要,仅仅图示了一个。如图2所示,已将多个支撑剂10和多个粒子12(在这个非限定性例子中,为完全崩解性粒子12)的混合物引入到裂缝24的至少一部分(在这个非限定性的示意中,为裂缝24的基本上全部)作为支撑剂填充物26。在另一非限定性的实施方案中,将组合物引入到裂缝24的至少一部分中,其中该组合物包含多个支撑剂10和多个粒子12和用于压裂液或者完井液中的其他常规化合物的混合物。图2所示的支撑剂10和粒子12的分布是相对均匀的,虽然应当理解在裂缝支撑剂填充物的不同区域中,需要不同的渗透性和多孔性的情况中,该分布不必是均匀的或者均相的。例如,为了实现相对均匀的分布,支撑剂10和粒子12的密度应当相同或大致相同。如果粒子12是由相对低致密的金属(例如主要是镁)制成的,和/或是相对低致密的物理结构(例如空心)时,则它们可以具有降低的密度。如果需要非均匀分布,则粒子12可以比支撑剂10相对更致密或者更不致密。
“裂缝的基本上全部”在此可以定义为至少90vol%,替代地至少95vol%,和在另一非限定性的实施方案中,至少99vol%。
如图2所示,支撑剂10的比例大于完全崩解性粒子12。在一个非限定性的实施方案中,支撑剂在组合的支撑剂和粒子总体中的比例独立地为约60至约99vol%。在一个替代的、非限制性的形式中,支撑剂在组合的支撑剂和粒子总体中的比例独立地为约80至约98vol%。
支撑剂10不必与完全可溶性粒子12尺寸相同或大致相同(虽然它们在图1和2中显示相同),或者与粒子14(其在图1和4中显示为大于支撑剂10)尺寸相同。在一个非限定性的实施方案中,粒子12的平均粒度相对于支撑剂10的平均粒度可以独立地为约5%至约500%,替代地,独立地为约50%至约200%。替代地,崩解性金属粒子12和14可以大于支撑剂10。在一个可选择的实施方案中,粒子14仅一部分是崩解性的,这会得到如图5所示的结构,位于中心的芯18的平均粒度相对于支撑剂10的平均粒度可以独立地为约5%至约500%,替代地,独立地为约50%至约200%。
在放置支撑剂填充物26后,至少一部分的崩解性粒子12崩解和从其中除去。在非限定性的实施方案中,这可以通过压裂液或者地层盐水来完成。压裂液可以包含腐蚀性材料,例如选择酸和盐的类型和量来控制粒子的崩解速率。在另一实施方案中,这可以通过除去或者置换将支撑剂填充物引入到裂缝24中的压裂液或携带液或充填液、和随后引入不同的流体来溶解可溶性粒子12而完成。这种后来的流体可以适合地为但不必限于淡水、盐水、酸、烃、乳液和它们的组合,只要它设计来溶解全部或者至少一部分的可溶性粒子12即可。虽然可以除去全部的崩解性粒子12,如图3所示,在一个替代的实施方案中,作为实际情形,不可能用后来的流体接触和崩解全部的可溶性粒子12并由此除去或者崩解它们全部。
但是,在全部的实施方案中,应当理解的是,通过从支撑剂填充物26中除去至少一部分的和可接受地全部的崩解性粒子12,与崩解性(例如可溶性)粒子12崩解(例如溶解)之前的支撑剂填充物26相比,所形成的图3的支撑剂填充物26’具有相对更高的渗透性。图3中更大的开放空间图示了这一点。在一个非限定性的实施方案中,相对于原始的支撑剂填充物26,支撑剂填充物26’的渗透率增加了至少100%,替代地为至少50%,和在另一非限定性的实施方案中为至少10%。
图4所示是一种替代的、包含支撑剂10和粒子14的支撑剂填充物30,粒子14具有作为粒子14一部分的相对高崩解性部分16(例如涂层)。同样,如图2的支撑剂填充物26的情况,支撑剂填充物30中大部分是支撑剂10,小部分(少于一半)是粒子14。在放置图4所示的支撑剂填充物30后,压裂液或地层盐水或者二者可以从粒子14除去相对高崩解性涂层16。替代地,在除去压裂液、充填液或携带液之后,留下支撑剂填充物30在原地,用后来的流体如盐水、淡水、酸或者其他流体(其中将该相对高崩解性部分16冲洗过或者引入到支撑剂填充物30)作为一种方法来使尽可能多的崩解性部分16崩解,来产生如图5所示的支撑剂填充物30’。不是必须使用后来的处理液来触发涂层16的崩解,但是这可以是一个选项。压裂液本身可以是有效的,和可以调节盐度等来除去涂层16。在使涂层16崩解的两种实施方案中,令人期望的是从粒子14除去全部或者至少一部分的崩解性部分16。不过,预期的是与溶解可溶性部分16之前的支撑剂填充物30相比,所形成的支撑剂填充物30’将具有相对更高的渗透性。同样,图5中更大的开放空间图示了这一点。要注意的是,具有与部分16不同的压裂速率的部分(芯)18将保留(如图5所示)。但是,在该方法的第二预期商业化的实施方案中,芯18(无论是否比涂层16相对更具崩解性)自身崩解来产生图6所示的结构。图6的支撑剂填充物30”(其中除去了全部的粒子14)具有甚至比图5所示的支撑剂填充物30’更大的渗透性。可以预期的是,用于使涂层16崩解的同样的流体也可以用于使芯18崩解。图6的支撑剂填充物30”可以任选地如下形成:在随后的操作中,使用与使部分16崩解所用不同的流体从支撑剂填充物30’流过,与支撑剂填充物30’接触来崩解和除去部分18。
还应当理解的是,支撑剂填充物可以由支撑剂10、粒子12(其是完全可溶性)和粒子14和/或粒子40(其具有崩解性部分,在该部分崩解后也产生具有提高的渗透性的支撑剂填充物)的混合物形成。
另外,应当理解的是,在一个非限定性的实施方案中,使崩解性粒子或者粒子的相对不同的崩解性部分崩解的流体可以是也能作为增产液(如酸)的流体,在该情况中,流体将具有双重功能。另外,应当理解的是,可以设计崩解性粒子(或者其部分)来通过某种增产液来触发。在将支撑剂置于裂缝中后,随后定量给料增产液将触发崩解性粒子的崩解,或者替代地,其某些部分的崩解。这种另外的增产液处理可以是酸、盐水或海水或者甚至加热的水或蒸汽——提供化学和/或物理刺激用于使崩解性材料触发或者崩解的流体。该流体也将溶解地下地层20的岩石基质的某些部分,由此使其中的烃生产增产。
另外,应当理解的是,支撑剂10可以是任何常规的或者待开发的用作支撑剂的材料。合适的支撑剂材料包括但不必限于石英砂颗粒、玻璃和陶瓷珠、铝土矿颗粒、胡桃核碎片、铝球、尼龙球等。支撑剂的使用浓度通常是约1-14磅每加仑压裂液组合物(120-1700kg/m3),但是根据裂缝样式的需要也可以使用更高或者更低的浓度。支撑剂的平均粒度可以独立地为直径约50至约2500微米;替代地,独立地为直径约200至约1200微米。另外,相对于常规支撑剂粒子的体积,所用的可溶性粒子的近似量为约1%-约40%;和替代地为约1%-约20%。
下面将通过某些实施例来说明本发明,这些实施例不以任何方式限制本发明,而是单纯用于通过某些具体实施方案来进一步说明它。
实施例
图7是在200°F(93℃)下3%的KCl中崩解性不同的高强度材料的腐蚀速率的图表。组C的崩解性材料具有相对低的腐蚀速率,而组D的崩解性材料具有相对高的腐蚀速率。因此,根据需要粒子或者粒子的部分多快的崩解,崩解性粒子12和粒子14的可溶性部分16和18可以适当地由组C或D的金属材料制成。这些全部是根据美国专利申请公布No.2011/0135953A1制成的铸造的粉末压实体。因此,200°F(93℃)下3%的KCl可以适当地作为后来的流体溶剂用于图2和3;以及4-6的上述实施例中。
在前述说明书中,本发明已经参考其具体的实施方案进行了描述,并且已经证实为有效地提供了方法和组合物用于改进和提高支撑剂填充物的渗透性,同时也任选地使地层增产。但是,很显然可以对其进行各种改变和变化,而不脱离附加的权利要求所阐明的本发明更宽的范围。因此,本说明书应当被认为是示例性的,而非限制性含义。例如,落入所要求的参数内、但是未在具体的组合物或者方法中具体确认或者试验的支撑剂、崩解性粒子、携带液或压裂液和崩解液以及其他组分的任意组合,预期处于本发明的范围内。此外,可以预期的是,支撑剂和崩解性粒子或其部分的组分和比例,和用于形成相对高渗透性支撑剂填充物的程序,可以在不同应用之间稍有改变,并且仍能完成此处所述方法的预定目的和目标。例如,该方法可以使用与这里所提及或者例示的那些不同的压力、泵速率和另外的或者不同的步骤。
如整个权利要求中所用的,措辞“包括”和“包含”被解释为“包括但不限于”。
本发明可以适当地包括所公开的元件、由其组成或者基本由其组成,并且可以在不存在未公开的元件时实施。例如,用于提高裂缝中的支撑剂填充物渗透性的方法可以由如下组成或者基本由如下组成:向地下地层中裂缝的至少一部分引入多个支撑剂和多个粒子的混合物以形成支撑剂填充物,其中至少一部分粒子是崩解性的,其中该方法进一步由如下组成或者基本由如下组成:使至少一部分粒子崩解以产生支撑剂填充物,与崩解前的支撑剂填充物相比,该支撑剂填充物具有相对更高的渗透性。
替代地,这里有用的混合物可以由多个支撑剂和多个粒子组成或者基本由其组成,其中至少一部分粒子是崩解性金属。

Claims (26)

1.一种用于提高裂缝中支撑剂填充物的渗透性的方法,该方法包括:
向地下地层中裂缝的至少一部分引入多个支撑剂和多个粒子的混合物,以形成支撑剂填充物,其中至少一部分粒子是崩解性的;和
使至少一部分粒子崩解以产生支撑剂填充物,该支撑剂填充物与崩解之前的支撑剂填充物相比具有相对更高的渗透性。
2.权利要求1的方法,其中粒子是完全崩解性的。
3.权利要求1的方法,其中粒子选自:
相对低崩解性部分和相对高崩解性部分;
相对低崩解性芯和在该相对低崩解性芯的至少大部分上的相对高崩解性涂层;
相对高崩解性芯和在该相对高崩解性芯的至少大部分上的相对低崩解性涂层;
相对低崩解性粉末的压实体,其中该压实体本身是相对高崩解性的;
具有崩解增强添加剂的崩解性金属或者合金;和
它们的组合。
4.权利要求3的方法,其中粒子具有芯和涂层,和崩解性涂层的厚度为10nm-5000nm。
5.权利要求4的方法,其中芯由镁、铝、锌、锰、钼、钨、铜、铁、钙、钴、钽、铼、镍、硅、稀土元素、它们的氧化物、它们的氮化物、它们的碳化物和它们的合金以及它们的组合组成。
6.权利要求4的方法,其中涂层选自镁、铝、锌、锰、钼、钨、铜、铁、钙、钴、钽、铼、镍、硅、稀土元素、它们的氧化物、它们的氮化物、它们的碳化物和它们的合金以及它们的组合。
7.权利要求4的方法,其中崩解性涂层通过选自如下的过程形成:化学气相沉积(CVD)、流化床化学气相沉积(FBCVD)、物理气相沉积、激光诱导沉积和它们的组合。
8.权利要求1、2和3任一项的方法,其中粒子的崩解性部分包含崩解性金属。
9.权利要求8的方法,其中崩解性金属是烧结的粉末压实体,其中金属选自镁、铝、锌、锰、钼、钨、铜、铁、钙、钴,钽、铼、镍、硅、稀土元素和它们的合金以及它们的组合。
10.权利要求8的方法,其中崩解性金属烧结自包含多个金属粉末粒子的金属复合材料粉末,每个粉末粒子包括:
粒子芯,该粒子芯包含芯材料,该芯材料包含Mg、Al、Zn或Mn或者它们的组合,该芯材料具有熔融温度(TP);和
金属涂层,该金属涂层位于该粒子芯上,并且包含具有熔融温度(Tc)的金属涂层材料,
其中配置粉末粒子以在预定的烧结温度(Ts)下彼此固态烧结,并且Ts小于TP和Tc,或者Ts稍高于TP和Tc用于局部化的微液态烧结。
11.权利要求1、2和3任一项的方法,其中支撑剂在组合的支撑剂和粒子总体中的比例是60-99vol%。
12.权利要求1、2和3任一项的方法,其中粒子具有选自如下的形状:大致球形、不规则棒状、针状、树枝状、薄片、结节状、不规则形状、多孔、中空、它们每一种的长形以及它们的组合。
13.权利要求1、2和3任一项的方法,其中粒子的平均粒度为相对于支撑剂的平均粒度的50%-200%。
14.权利要求1、2和3任一项的方法,其中粒子的崩解性部分在选自淡水、盐水、酸和它们的组合的流体中是崩解性的。
15.权利要求1、2和3任一项的方法,其中支撑剂和粒子大致均匀地分布于支撑剂填充物。
16.一种包含多个支撑剂和多个粒子的混合物,其中至少一部分粒子是崩解性金属。
17.权利要求16的混合物,其中粒子是完全崩解性的。
18.权利要求16的混合物,其中粒子选自:
相对低崩解性部分和相对高崩解性部分;
相对低崩解性芯和在该相对低崩解性芯的至少大部分上的相对高崩解性涂层;
相对高崩解性芯和在该相对高崩解性芯的至少大部分上的相对低崩解性涂层;
相对低崩解性粉末的压实体,其中该压实体本身是相对高崩解性的;
具有崩解增强添加剂的崩解性金属或者合金;和
它们的组合。
19.权利要求18的混合物,其中粒子具有芯和涂层,和崩解性涂层的厚度为10nm-5000nm。
20.权利要求19的混合物,其中崩解性涂层通过选自如下的过程形成:化学气相沉积(CVD)、流化床化学气相沉积(FBCVD)、物理气相沉积、激光诱导沉积和它们的组合。
21.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中支撑剂在组合的支撑剂和粒子的全部混合物中的比例是60-99vol%。
22.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中崩解性金属是烧结的粉末压实体,其中金属选自镁、铝、锌、锰、钼、钨、铜、铁、钙、钴、钽、铼、镍、硅、稀土元素、它们的氧化物、它们的氮化物、它们的碳化物和它们的合金以及它们的组合。
23.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中崩解性金属烧结自包含多个金属粉末粒子的金属复合材料粉末,每个粉末粒子包括:
粒子芯,该粒子芯包含芯材料,该芯材料包含Mg、Al、Zn或Mn或者它们的组合,该芯材料具有熔融温度(TP);和
金属涂层,该金属涂层位于该粒子芯上,并且包含具有熔融温度(Tc)的金属涂层材料,
其中配置粉末粒子以在预定的烧结温度(Ts)下彼此固态烧结,并且Ts小于TP和Tc
24.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中粒子具有选自如下的形状:大致球形、不规则棒状、针状、树枝状、薄片、结节状、不规则形状、多孔、中空、它们每一种的长形以及它们的组合。
25.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中粒子的平均粒度为相对于支撑剂的平均粒度的50%-200%。
26.权利要求16、17和18任一项的混合物,其中粒子的崩解性部分在选自淡水、盐水、酸和它们的组合的流体中是崩解性的。
CN201280016117.8A 2011-03-29 2012-03-29 高渗透性压裂支撑剂 Expired - Fee Related CN103459770B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201161468921P 2011-03-29 2011-03-29
US61/468,921 2011-03-29
US13/430,184 US9010424B2 (en) 2011-03-29 2012-03-26 High permeability frac proppant
US13/430,184 2012-03-26
PCT/US2012/031081 WO2012135419A2 (en) 2011-03-29 2012-03-29 High permeability frac proppant

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103459770A true CN103459770A (zh) 2013-12-18
CN103459770B CN103459770B (zh) 2017-07-28

Family

ID=46925726

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201280016117.8A Expired - Fee Related CN103459770B (zh) 2011-03-29 2012-03-29 高渗透性压裂支撑剂

Country Status (9)

Country Link
US (1) US9010424B2 (zh)
EP (1) EP2691604A4 (zh)
CN (1) CN103459770B (zh)
AU (1) AU2012236490B2 (zh)
BR (1) BR112013024795B1 (zh)
CA (1) CA2830409C (zh)
MX (1) MX2013011016A (zh)
RU (1) RU2594029C2 (zh)
WO (1) WO2012135419A2 (zh)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104057081A (zh) * 2014-07-09 2014-09-24 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
CN104096833A (zh) * 2014-07-09 2014-10-15 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
CN105618738A (zh) * 2016-03-17 2016-06-01 成都创源油气技术开发有限公司 一种页岩气井分段压裂使用的可溶憋压球制作方法
CN108153947A (zh) * 2017-12-12 2018-06-12 河海大学 一种基于软岩现场状态的崩解特征的描述方法
CN109906304A (zh) * 2017-01-16 2019-06-18 镁电子有限公司 可腐蚀的井下制品
CN112523008A (zh) * 2020-11-26 2021-03-19 广西柳州钢铁集团有限公司 泥水隔离石砟道床及其施工方法
CN113182489A (zh) * 2021-04-22 2021-07-30 奈曼旗忠義砂产业有限公司 一种覆膜砂及其制备方法

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9038719B2 (en) * 2011-06-30 2015-05-26 Baker Hughes Incorporated Reconfigurable cement composition, articles made therefrom and method of use
US9181781B2 (en) 2011-06-30 2015-11-10 Baker Hughes Incorporated Method of making and using a reconfigurable downhole article
US10392314B2 (en) * 2012-12-10 2019-08-27 Powdermet, Inc. Material and method of manufacture for engineered reactive matrix composites
CN105229258A (zh) 2013-01-04 2016-01-06 卡博陶粒有限公司 电气地导电的支撑剂以及用于检测、定位和特征化该电气地导电的支撑剂的方法
US11008505B2 (en) 2013-01-04 2021-05-18 Carbo Ceramics Inc. Electrically conductive proppant
US9500069B2 (en) 2013-05-17 2016-11-22 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures
US9488043B2 (en) 2013-05-17 2016-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures
US10689740B2 (en) 2014-04-18 2020-06-23 Terves, LLCq Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
US10150713B2 (en) 2014-02-21 2018-12-11 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
GB201413327D0 (en) * 2014-07-28 2014-09-10 Magnesium Elektron Ltd Corrodible downhole article
US20180066179A1 (en) * 2015-06-14 2018-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability
US20160369154A1 (en) * 2015-06-17 2016-12-22 Baker Hughes Incorporated Downhole structures including soluble glass
CN106543995A (zh) * 2016-11-02 2017-03-29 中国石油化工股份有限公司 一种镁合金废屑再利用方法
CN106520094B (zh) * 2016-11-02 2018-12-25 中国石油化工股份有限公司 一种酸化压裂用可溶暂堵剂及其制备方法
CA3012511A1 (en) 2017-07-27 2019-01-27 Terves Inc. Degradable metal matrix composite
GB2587971B (en) * 2018-07-20 2022-06-15 Halliburton Energy Services Inc Degradable metal body for sealing of shunt tubes
US20200048532A1 (en) * 2018-08-10 2020-02-13 Bj Services, Llc Frac Fluids for Far Field Diversion
US10920558B2 (en) 2019-07-12 2021-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Method of enhancing proppant distribution and well production
CN110590393A (zh) * 2019-09-21 2019-12-20 郑州德赛尔陶粒有限公司 一种添加橄榄石的轻质陶粒砂及其制备工艺
WO2021145898A1 (en) 2020-01-17 2021-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Conductive pathways within a wellbore using no-heat liquid solder
NO20220635A1 (en) * 2020-01-17 2022-06-01 Halliburton Energy Services Inc Wellbore treatment fluids with no-heat liquid solder additives
US11174701B2 (en) 2020-01-17 2021-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore remedial operations with no-heat liquid solder
WO2021145899A1 (en) 2020-01-17 2021-07-22 Halliburton Energy Services, Inc. Delayed activation of no-heat liquid solder in a wellbore

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3237693A (en) * 1963-10-28 1966-03-01 Gulf Research Development Co Fracturing method and propping agent
US6114410A (en) * 1998-07-17 2000-09-05 Technisand, Inc. Proppant containing bondable particles and removable particles
US20030196799A1 (en) * 2002-04-18 2003-10-23 Nguyen Philip D. Method of tracking fluids produced from various zones in subterranean wells
US20050059558A1 (en) * 2003-06-27 2005-03-17 Blauch Matthew E. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US20050126780A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20060113078A1 (en) * 2004-12-01 2006-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US20060196662A1 (en) * 2005-03-04 2006-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for servicing fluids comprising derivatized cellulose gelling agents
US7281580B2 (en) * 2004-09-09 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures
US20080135242A1 (en) * 2006-12-08 2008-06-12 Timothy Lesko Heterogeneous Proppant Placement in a Fracture with Removable Channelant Fill
WO2009013710A2 (en) * 2007-07-25 2009-01-29 Schlumberger Canada Limited System and method for low damage fracturing
CN101560619A (zh) * 2008-03-04 2009-10-21 普拉德研究及开发股份有限公司 生产油田可降解合金以及相关产品的方法
WO2010041025A1 (en) * 2008-10-10 2010-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Ceramic coated particulates

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3173484A (en) 1958-09-02 1965-03-16 Gulf Research Development Co Fracturing process employing a heterogeneous propping agent
US5604184A (en) * 1995-04-10 1997-02-18 Texaco, Inc. Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells
US6330916B1 (en) * 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US9682425B2 (en) 2009-12-08 2017-06-20 Baker Hughes Incorporated Coated metallic powder and method of making the same
US7288325B2 (en) 2003-03-14 2007-10-30 The Pennsylvania State University Hydrogen storage material based on platelets and/or a multilayered core/shell structure
CN101123890B (zh) * 2004-10-04 2012-11-07 迈图专业化学股份有限公司 估测裂缝几何形状的方法,用于该方法的组合物和制品
EP2059361B1 (en) 2006-08-30 2020-02-26 Umicore AG & Co. KG Core/shell-type catalyst particles comprising ceramic core materials
US7490667B2 (en) * 2006-10-02 2009-02-17 Fairmount Minerals, Inc. Proppants with soluble composite coatings
US8636065B2 (en) * 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8485265B2 (en) 2006-12-20 2013-07-16 Schlumberger Technology Corporation Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use
US8490699B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8490698B2 (en) * 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
WO2010011402A2 (en) 2008-05-20 2010-01-28 Oxane Materials, Inc. Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries
US7931084B2 (en) 2008-10-14 2011-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation by introducing a treatment fluid containing a proppant and a swellable particulate and subsequently degrading the swellable particulate
US20100323932A1 (en) 2009-06-17 2010-12-23 Oscar Bustos Methods for treating a well or the like

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3237693A (en) * 1963-10-28 1966-03-01 Gulf Research Development Co Fracturing method and propping agent
US6114410A (en) * 1998-07-17 2000-09-05 Technisand, Inc. Proppant containing bondable particles and removable particles
US20030196799A1 (en) * 2002-04-18 2003-10-23 Nguyen Philip D. Method of tracking fluids produced from various zones in subterranean wells
US20050059558A1 (en) * 2003-06-27 2005-03-17 Blauch Matthew E. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US20050126780A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7281580B2 (en) * 2004-09-09 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures
US20060113078A1 (en) * 2004-12-01 2006-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US20060196662A1 (en) * 2005-03-04 2006-09-07 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for servicing fluids comprising derivatized cellulose gelling agents
US20080135242A1 (en) * 2006-12-08 2008-06-12 Timothy Lesko Heterogeneous Proppant Placement in a Fracture with Removable Channelant Fill
WO2009013710A2 (en) * 2007-07-25 2009-01-29 Schlumberger Canada Limited System and method for low damage fracturing
CN101560619A (zh) * 2008-03-04 2009-10-21 普拉德研究及开发股份有限公司 生产油田可降解合金以及相关产品的方法
WO2010041025A1 (en) * 2008-10-10 2010-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Ceramic coated particulates

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN104057081A (zh) * 2014-07-09 2014-09-24 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
CN104096833A (zh) * 2014-07-09 2014-10-15 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
CN105618738A (zh) * 2016-03-17 2016-06-01 成都创源油气技术开发有限公司 一种页岩气井分段压裂使用的可溶憋压球制作方法
CN109906304A (zh) * 2017-01-16 2019-06-18 镁电子有限公司 可腐蚀的井下制品
CN109906304B (zh) * 2017-01-16 2021-07-23 镁电子有限公司 可腐蚀的井下制品
CN108153947A (zh) * 2017-12-12 2018-06-12 河海大学 一种基于软岩现场状态的崩解特征的描述方法
CN112523008A (zh) * 2020-11-26 2021-03-19 广西柳州钢铁集团有限公司 泥水隔离石砟道床及其施工方法
CN113182489A (zh) * 2021-04-22 2021-07-30 奈曼旗忠義砂产业有限公司 一种覆膜砂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2594029C2 (ru) 2016-08-10
BR112013024795B1 (pt) 2021-01-19
CA2830409A1 (en) 2012-10-04
US9010424B2 (en) 2015-04-21
EP2691604A2 (en) 2014-02-05
US20120247765A1 (en) 2012-10-04
BR112013024795A2 (pt) 2016-12-20
AU2012236490A1 (en) 2013-09-26
CN103459770B (zh) 2017-07-28
RU2013148022A (ru) 2015-05-10
WO2012135419A3 (en) 2012-11-29
AU2012236490B2 (en) 2016-09-08
CA2830409C (en) 2016-02-16
MX2013011016A (es) 2014-04-25
EP2691604A4 (en) 2015-12-16
WO2012135419A2 (en) 2012-10-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103459770A (zh) 高渗透性压裂支撑剂
US20140060834A1 (en) Controlled Electrolytic Metallic Materials for Wellbore Sealing and Strengthening
US8662172B2 (en) Methods to gravel pack a well using expanding materials
CN105189921B (zh) 用于使用注入的多孔陶瓷支撑剂水力压裂及评估和诊断水力裂缝的组合物和方法
US8008234B2 (en) Method and composition comprising at least three different average particle volume particulates for low damage gravel packing
AU2011273031B2 (en) High solids content slurries and methods
AU2011263547B2 (en) Far field diversion technique for treating subterranean formation
WO2015148151A1 (en) Well treatment
US20080179057A1 (en) Well Treating Agents of Metallic Spheres and Methods of Using the Same
CA2854870A1 (en) Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
CA2678059C (en) Proppant and method for higher production of a well
WO2010034984A1 (en) Sintered proppant made with a raw material containing alkaline earth equivalent
WO2012001574A2 (en) High solids content methods and slurries
EP2875090A1 (en) Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations
EP2888336A1 (en) Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations
US9752072B2 (en) Propping compositions for enhancing fracture conductivity
US10995597B1 (en) Methods and materials for hydraulic fracturing
CN1639445A (zh) 用于控制滤筛的方法
WO2014189683A1 (en) Electromagnetically active slurries and methods
CN111963130A (zh) 一种长效保持裂缝导流能力的压裂方法及其应用
EP3161101A1 (en) Proppant-based chemical delivery system
WO2017109055A1 (en) Expansive minerals
Zarzycka et al. Investigation of the basic properties of ceramic proppants in raw state obtained by the method of mechanical granulation

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20170728

CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee