CN103688019A - 裂缝中在具有可去除的度量外材料填充物的情况下的支撑剂的不均匀放置 - Google Patents
裂缝中在具有可去除的度量外材料填充物的情况下的支撑剂的不均匀放置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103688019A CN103688019A CN201280029123.7A CN201280029123A CN103688019A CN 103688019 A CN103688019 A CN 103688019A CN 201280029123 A CN201280029123 A CN 201280029123A CN 103688019 A CN103688019 A CN 103688019A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- proppant
- crack
- fluid
- outer material
- 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.)
- Granted
Links
- 239000000463 material Substances 0.000 title claims abstract description 296
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 224
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 133
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 63
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 56
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 54
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 53
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 49
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 39
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 34
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 33
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 29
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 25
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 25
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 24
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 19
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 7
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 4
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 claims 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 abstract description 16
- 239000000945 filler Substances 0.000 abstract description 8
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 abstract 3
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 abstract 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 86
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 86
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 81
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 37
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 37
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 36
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 33
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 33
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 27
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 27
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 26
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 26
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 23
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 23
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 22
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 21
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 20
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 19
- -1 for example Substances 0.000 description 16
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N Lactic Acid Natural products CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 description 12
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 12
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 description 11
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 11
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 10
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 10
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 10
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 10
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 10
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 9
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 9
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 9
- 125000000449 nitro group Chemical group [O-][N+](*)=O 0.000 description 9
- 229920005644 polyethylene terephthalate glycol copolymer Polymers 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 7
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 7
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 6
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 6
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 5
- 125000003668 acetyloxy group Chemical group [H]C([H])([H])C(=O)O[*] 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 5
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 5
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 5
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 5
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 4
- 150000001725 carbon group compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 4
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 4
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 4
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N EtOH Substances CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 3
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 3
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 3
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 3
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000013528 metallic particle Substances 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 3
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 238000010298 pulverizing process Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 3
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 3
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 3
- OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxypropanoyloxy)propanoic acid Chemical compound CC(O)C(=O)OC(C)C(O)=O OZZQHCBFUVFZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- NOQGZXFMHARMLW-UHFFFAOYSA-N Daminozide Chemical group CN(C)NC(=O)CCC(O)=O NOQGZXFMHARMLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000020 Nitrocellulose Substances 0.000 description 2
- 241000899834 Obovaria olivaria Species 0.000 description 2
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 2
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 2
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 2
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 150000001540 azides Chemical class 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 2
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 2
- JBFHTYHTHYHCDJ-UHFFFAOYSA-N gamma-caprolactone Chemical compound CCC1CCC(=O)O1 JBFHTYHTHYHCDJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 description 2
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002513 implantation Methods 0.000 description 2
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000010985 leather Substances 0.000 description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 2
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 2
- 230000005226 mechanical processes and functions Effects 0.000 description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 229920001220 nitrocellulos Polymers 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000003891 oxalate salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000006223 plastic coating Substances 0.000 description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229940071207 sesquicarbonate Drugs 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M sodium fluoride Chemical compound [F-].[Na+] PUZPDOWCWNUUKD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 description 2
- 238000006557 surface reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydrogen carbonate;carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OC([O-])=O.[O-]C([O-])=O WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- BOKGTLAJQHTOKE-UHFFFAOYSA-N 1,5-dihydroxynaphthalene Chemical compound C1=CC=C2C(O)=CC=CC2=C1O BOKGTLAJQHTOKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNAGHMKIPMKKBB-UHFFFAOYSA-N 1-benzylpyrrolidine-3-carboxamide Chemical compound C1C(C(=O)N)CCN1CC1=CC=CC=C1 HNAGHMKIPMKKBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZDPCYDHZRBGTG-UHFFFAOYSA-N 1-nitro-1h-indene Chemical class C1=CC=C2C([N+](=O)[O-])C=CC2=C1 TZDPCYDHZRBGTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SPSSULHKWOKEEL-UHFFFAOYSA-N 2,4,6-trinitrotoluene Chemical compound CC1=C([N+]([O-])=O)C=C([N+]([O-])=O)C=C1[N+]([O-])=O SPSSULHKWOKEEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXKSAXUKRMRORY-ZWKOTPCHSA-N 2-(3,4-dichlorophenyl)-n-[(1s,2r)-2-(2,5-dihydropyrrol-1-yl)cyclohexyl]-n-methylacetamide Chemical compound N1([C@@H]2CCCC[C@@H]2N(C)C(=O)CC=2C=C(Cl)C(Cl)=CC=2)CC=CC1 PXKSAXUKRMRORY-ZWKOTPCHSA-N 0.000 description 1
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 235000011437 Amygdalus communis Nutrition 0.000 description 1
- 244000144730 Amygdalus persica Species 0.000 description 1
- 244000205479 Bertholletia excelsa Species 0.000 description 1
- 235000012284 Bertholletia excelsa Nutrition 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- ICMAFTSLXCXHRK-UHFFFAOYSA-N Ethyl pentanoate Chemical compound CCCCC(=O)OCC ICMAFTSLXCXHRK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N Fluorine Chemical compound FF PXGOKWXKJXAPGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920006309 Invista Polymers 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 1
- 229920000914 Metallic fiber Polymers 0.000 description 1
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000784 Nomex Polymers 0.000 description 1
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 description 1
- 229920002302 Nylon 6,6 Polymers 0.000 description 1
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 1
- 241000124033 Salix Species 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 125000002339 acetoacetyl group Chemical group O=C([*])C([H])([H])C(=O)C([H])([H])[H] 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001399 aluminium compounds Chemical class 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 1
- 125000000852 azido group Chemical group *N=[N+]=[N-] 0.000 description 1
- 238000005815 base catalysis Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- OBNCKNCVKJNDBV-UHFFFAOYSA-N butanoic acid ethyl ester Natural products CCCC(=O)OCC OBNCKNCVKJNDBV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 206010061592 cardiac fibrillation Diseases 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 239000006063 cullet Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 210000002615 epidermis Anatomy 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- FKRCODPIKNYEAC-UHFFFAOYSA-N ethyl propionate Chemical compound CCOC(=O)CC FKRCODPIKNYEAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000002600 fibrillogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000413 hydrolysate Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000008384 inner phase Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000003903 lactic acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 1
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 150000005181 nitrobenzenes Chemical class 0.000 description 1
- RPMXALUWKZHYOV-UHFFFAOYSA-N nitroethene Chemical group [O-][N+](=O)C=C RPMXALUWKZHYOV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004763 nomex Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000011049 pearl Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 238000009418 renovation Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- SCPYDCQAZCOKTP-UHFFFAOYSA-N silanol Chemical compound [SiH3]O SCPYDCQAZCOKTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011775 sodium fluoride Substances 0.000 description 1
- 235000013024 sodium fluoride Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 125000001424 substituent group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000002352 surface water Substances 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000005418 vegetable material Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
公开了一种在地下裂缝中不均匀地放置支撑剂的方法。该方法包括:将包括支撑剂(16)和支撑剂间隔的填充材料(18)的井处理流体通过井眼(10)注入裂缝(20)中;将支撑剂以由材料(24)间隔开的多个支撑剂团块或者岛(22)的形式不均匀地放置在裂缝中;以及去除填充材料(24),以在柱(28)的周围形成开放的通道(26),以便流体从地层(14)通过裂缝(20)流向井眼(10)。支撑剂和制道剂可以在井处理流体内被分离,或者,在放置于裂缝的期间被分离。填充材料可以是可溶解的颗粒,其最初在将支撑剂放置于裂缝的期间充当填充材料,然后溶解以在支撑剂柱之间留下流动通道。井处理流体可以包括度量外材料,以加强和合并支撑剂,附加地或者可替换地,抑制支撑剂在处理流体中的沉降。
Description
技术领域
实施例涉及刺激穿透地下地层的井,更具体地涉及通过将支撑剂注入到裂缝中以形成低的通流阻力的区域从而流过用于开采碳氢化合物的裂缝的裂缝刺激。
背景技术
本部分中的陈述仅仅提供与本公开有关的背景信息并不会构成现有技术。
已知各种用于使地下地层压裂以增强由其开采流体的各种方法。在典型的应用中,加压的压裂流体水力地产生和扩展裂缝。压裂流体将支撑剂颗粒携带到扩展裂缝中。当去除压裂流体时,裂缝不会由于水力压力的丧失而完全关闭;相反,裂缝通过填充的支撑剂而保持被支撑剂打开,从而允许流体从地层流过支撑剂充填层到达开采井眼。
裂缝处理的成功会取决于流体从地层流过支撑剂充填层的能力。换句话说,支撑剂充填层或基质必须相对于地层具有高渗透率,以便流体以低阻力流到井眼。此外,裂缝的表面区域不应该受压裂的显著的破坏,以保持用于从地层到裂缝的最佳流动的流体渗透率和支撑剂充填层。
现有技术寻求提高增大支撑剂基质内的相邻的支撑剂颗粒之间的间隙通路的孔隙度来提高支撑剂充填层的渗透率。例如,美国专利申请公开号20060048944A1(van Batenburg等人)公开了一种用包含压裂流体、支撑剂颗粒和增重剂的浆液来形成高孔隙度的被支撑的裂缝的方法。这些现有技术追求将孔隙度和间隙流通路尽可能均匀地分布在填充裂缝的合并的支撑剂基质中,因此采用了均质支撑剂放置过程来使支撑剂、非支撑剂和产生多孔性的材料均匀地分布于裂缝内。
作为另一个例子,如美国专利申请号20060048943A1(Parker等人)中,支撑剂颗粒和可降解材料在注入之前、期间或之后并不分离,以帮助保持支撑剂基质内的均匀性。为了防止支撑剂与非支撑剂颗粒的任何分离,压裂流体被彻底地混合。在另一种方法中,非支撑剂材料具有与支撑剂相似的尺寸、形状和比重,从而保持压裂流体中的颗粒混合物内和所得到的支撑剂充填层内的基本均匀性。颗粒上的粘性化合物涂层在它们在井下被混合和泵送入裂缝中时也被用于增强支撑剂和非支撑剂颗粒的均匀分布。
近来的提高水力裂缝导流率的方法已经试图在裂缝中构造支撑剂团块,这与构造连续的支撑剂充填层相反。美国专利号6776235(England)公开了一种用于水力压裂地下地层的方法,其包括交替使用支撑剂沉降速率差异大的含有支撑剂的水力压裂流体的阶段以形成支撑剂团块作为防止裂缝闭合的柱。该方法交替使用携带支撑剂的压裂流体和不含支撑剂的压裂流体的阶段以在裂缝中产生支撑剂团块或岛、以及它们之间的用于地层流体流动的通道。在每一个阶段期间沉积在裂缝中的支撑剂的量是通过改变流体输送特性(如粘度和弹性),支撑剂密度、直径和浓度,以及压裂流体注入速率来调整的。但是,含有支撑剂的流体很难控制其位置。这样可导致支撑剂团块的不一致分布,这种不一致的分布又会导致支撑剂不足处的过分的裂缝闭合和支撑剂过多处的受限的流动通道。
发明内容
根据一些实施例,一种压裂处理包括注入支撑剂和可去除的材料,该材料可充当填充剂以在裂缝中放置期间以合适的距离物理地分离支撑剂团块,而且随后可以被去除以形成通道。支撑剂和可去除的材料以这样的方式设置在裂缝内:可去除的材料与支撑剂分离,以充当压缩在裂缝中的形成柱的支撑剂的团块或岛之间的空间中的临时的填充剂材料,以保持该裂缝开放。然后,填充材料被去除,以在支撑剂柱周围留下的空间中形成用于流体无障碍地流过裂缝的开放通道。申请人在本文中将该可去除的度量外(extrametrical)材料,即,形成通道的填充材料称为“制道剂(channelant)”。在可替换的实施例中,该度量外材料可以不必一定充当制道剂。
在一个方面中,实施例涉及通过将井处理流体通过井眼注入地下地层中的裂缝中来实现在地下裂缝中不均匀地放置支撑剂的方法。该处理流体可以含有支撑剂和支撑剂间隔开的度量外材料。支撑剂可以多个支撑剂团块的形式被放置在裂缝中,从而形成被度量外材料分隔开的柱。然后,度量外材料可被去除,以在柱周围形成用于使流体从地层通过裂缝流向井眼的开放通道。
在另一个方面中,实施例涉及处理被井眼穿透的地下地层的方法,其中,通过如下方式在地层中形成裂缝:以等于或大于地层的裂缝初始形成压力的压力将流体注入井眼中,接着将携带支撑剂的井处理流体和携带度量外材料的流体中的每一种以一个或多个阶段注入,这些流体被分开和/或同时被注入。然后,度量外材料可被去除,以在支撑剂的柱周围形成用于使流体从地层通过裂缝流向井眼的开放通道。度量外材料的去除可能受到例如以下因素的影响:地层流体的侵入,暴露于水,通过时间,在度量外材料颗粒中或者与其混合的早期或延迟反应物的存在,活性流体的后注入引入等或以上因素的任何组合。
在一个实施例中,度量外材料可以包括可合并于支撑剂岛或柱之间的固体颗粒。在一个实施例中,在井处理流体的注入期间,支撑剂和度量外材料颗粒可以被分离。在另一个实施例中,度量外材料颗粒可以以固态的形式被保持在裂缝内。
注入可以包括:注入支撑剂贫瘠载体阶段以生成裂缝;以及其后注入裂缝支撑剂和度量外材料。
在一个实施例中,注入还可以包括:注入收尾阶段(tail-in stage),以在开放通道和井眼之间的裂缝中形成可渗透的支撑剂充填层。
在一个实施例中,处理流体可以具有混合的相,其包括支撑剂富集相和度量外材料富集相。在实施例中,支撑剂富集相可以是不连续的。可替换地或者附加地,度量外材料富集相可以是连续的。在另一个实施例中,处理流体可以交替地使用通过包含度量外材料的体积分离的支撑剂富集流体的体积。
处理流体可以在注入期间可替换地或附加地包括支撑剂和度量外材料的混合物,并且,该方法可以包括分离支撑剂和度量外材料以便裂缝放置的步骤。在一个实施例中,可以通过支撑剂和度量外材料之间的密度差来促进分离。可替换地或者附加地,可以通过支撑剂和度量外材料之间的差异来促进分离。
一个实施例中的度量外材料可以包括固体酸前体,以在裂缝中产生酸。产生的酸可以用于在压裂流体中破坏凝胶。在另一个实施例中,产生的酸可以腐蚀地层的表面,以放大通道。可替换地或者附加地,产生的酸可以促进支撑剂团块的合并。
支撑剂可以是砂、坚果壳、陶瓷、铝土、玻璃等和它们的组合。在一个实施例中,支撑剂包括具有窄的颗粒尺寸分布的陶瓷颗粒和具有宽的颗粒尺寸分布的砂。根据本发明,可以使用具有诸如砂、陶瓷、铝土、坚果壳等的前面列出的支撑材料中的任何材料的基体的被涂有树脂的支撑剂(各种树脂和塑料涂层)。此外,可以使用其它的支撑剂,比如,诸如苯乙烯二乙烯苯的塑料珠和颗粒金属。本申请中使用的支撑剂可以不必一定要求与常规处理中通常要求的相同的渗透性,因为整个裂缝渗透性将至少部分地由通道的地层形成。其它支撑剂可以是诸如在井外循环的钻屑和/或诸如页岩、云母等的其它地面矿物的材料,或者,甚至任何类型的地面废物,例如,炉渣、矿渣、熔渣、灰、地面塑料、碎玻璃、地面金属等,并且,如果被适当地合并,则废物柱可以提供足够的强度,尤其是在低闭合应力下;以及前述材料类型中的任何类型的任何组合。在一个实施例中,支撑剂可以为球体、棒、板状物、无规则形状等和其组合的形式。很多其它的有机材料可以被涂敷树脂且可能被施加,例如,木片或各种种子等。实质上,支撑剂可以是将会保持裂缝的支撑部分开放的任何材料。
度量外材料可以是在放置于裂缝内之后可降解或可溶解的任何材料。度量外材料可以是,例如,聚乳酸(PLA)、聚乙醇酸(PGA)、多元醇、聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)、尼龙6、尼龙6,6、聚酯、聚酰胺、聚烯烃、多糖、蜡、盐、碳酸钙、苯甲酸、萘系材料、氧化镁、碳酸氢钠、碳酸氢水溶性树脂、氯化钠、氯化钙、硫酸铵等,或者它们的组合。度量外材料可以具有与支撑剂的尺寸和形状匹配的尺寸和形状,以促进分离。在一个实施例中,制道剂可以为球体、纤维、棒、板状物、带状物等和它们的组合的形式。
在一些实施例中,度量外材料可以是,例如,玻璃、陶瓷、碳(包括碳基化合物)、金属(包括金属合金)等或它们的组合,或者,可以是聚合材料,例如,PLA、PGA、PET、多元醇、聚酰胺、聚酰亚胺等或它们的组合。在一个实施例中,度量外材料可以为基于度量外材料的网络的形式。在一个实施例中,度量外材料可以提供对支撑剂的加强和合并。在另一个实施例中,度量外材料可以抑制处理流体中的支撑剂的差异沉降。
在另一实施例中,处理流体可以包括第一和第二度量外材料类型的混合物,第一度量外材料类型提供对支撑剂的加强和合并,第二度量外材料类型抑制处理流体中的支撑剂的沉降。第一度量外材料类型可以是玻璃、陶瓷、碳和碳基化合物、金属和金属合金等和它们的组合中的一种,第二度量外材料类型可以是PLA、PGA、PET、多元醇、聚酰胺、聚酰亚胺等或它们的组合。
可替换地或者附加地,支撑剂可以对度量外材料具有自粘结性和/或不具有粘结性。例如,支撑剂可以具有自粘连涂层。类似地,另一个实施例的度量外材料可以对支撑剂具有自粘结性和/或不具有粘结性。例如,度量外材料可以具有自粘连涂层。
在另一实施例中,支撑剂可以具有疏水性表面,而度量外材料可以具有亲水性表面。可替换地,支撑剂可以具有亲水性表面,度量外材料可以具有疏水性表面。
在另一方面中,方法实施例包括将多阶段的井处理流体通过井眼注入地下地层中的裂缝中,各阶段的流体包含支撑剂和度量外材料中的至少一种。度量外材料包括在裂缝中产生酸的固体酸前体和在裂缝中产生碱的固体碱前体中的至少一种(在任一种情况中,合适的酸或碱分别是在降低或提高方向上改变水介质的pH值的材料)。支撑剂以多个支撑剂团块的形式放置在裂缝中,以形成柱。然后,度量外材料被溶解在裂缝中,这样可以进一步使得流体从地层能够通过裂缝流向井眼(本申请中的术语“溶解”是指度量外材料使占据的裂缝空间为空的任何合适的过程,例如,化学或机械过程)。
在另一实施例中,方法还包括:将多阶段的井处理流体通过井眼注入地下地层中的裂缝中,其中,各阶段的流体包括支撑剂和度量外材料中的至少一种;以及将支撑剂以多个支撑剂团块的形式放置在裂缝中以形成柱。度量外材料随后溶解。地层中被处理流体接触的区域包括通过将粘土和粉砂级颗粒合并成薄的相对不可渗透层而形成的细粒沉积岩。
另一个方面包括这样的方法,其中,将多阶段的井处理流体通过偏斜的井眼注入地下地层中的裂缝中,并且,各阶段的流体包含支撑剂和度量外材料中的至少一种。支撑剂以多个支撑剂段塞的形式被放置在裂缝中;并且,允许放置的度量外材料溶解。处理流体阶段是由度量外材料富集的流体的体积分离的支撑剂富集的流体的交替的体积。
在一些实施例中,脉冲压裂处理编排(schedule)在处理结束时与均质的阶段组合。这种方法可以提供通过将不均匀的支撑剂充填层(支撑剂柱的组合)载入裂缝中来实现的裂缝导流率的显著提高。
一些实施例是通过在水力裂缝中不均匀地放置支撑剂来实现的提高裂缝导流率的储层增产的方法。该方法用基于储层地质力学特性优化的参数提供处理泵送编排。可以在处理之前或者实时地执行设计优化。公开了设计优化的不同的实施例。
这些方法中的任何方法还包括通过开放的通道和井眼从地层开采流体如碳氢化合物或者任何其它合适的流体的步骤。
附图说明
图1以截面示意性地示出根据本发明的一个实施例的水力裂缝操作中的支撑剂和可去除的度量外材料的放置。
图2以截面示意性地示出在从图1的裂缝中去除度量外材料之后的井眼、穿孔和裂缝中的支撑剂柱的布置。
图3示意性地示出根据一个实施例的碳酸盐地层中的被填充有分离的支撑剂和作为度量外材料的可降解的固体酸前体的裂缝的侧视截面图。
图4示意性地示出在固体酸前体的水解之后且在由此形成的酸附近的裂缝的面处腐蚀的图3的裂缝的侧视截面图。
图5示意性地示出根据一个实施例的脉动编排的例子,其中,时间在x轴上,并且,支撑剂浓度在y轴上。
图6示意性地示出被填充有柱的系统的裂缝,使得在柱之间保留有开放的通道。
图7示出通道导流率可以如何取决于不同比L/L0的支撑的裂缝区域。
图8描述对水平横向裂缝(具有表示支撑剂的黑色区域)中的支撑剂输送的数值模拟的结果。注释:1-井眼,2-水力裂缝的边界(位于具有限制的高度生长的应力屏障之间,横向的),3-在裂缝的中心处径向地输送的支撑剂脉冲,4-在裂缝的翼部中水平地输送的支撑剂脉冲。
图9描述表示水平井中的支撑剂输送的示意性模型。注释:1-井眼,2-水力裂缝的边界(位于具有限制的高度生长的应力屏障之间,横向的),3-在裂缝的中心处径向地输送的支撑剂脉冲,4-在裂缝的翼部中水平地输送的支撑剂脉冲,5-靠近近井眼区域的支撑剂充填层,6-如果由5标注的支撑剂充填层被不正确地放置,潜在的收缩区域。
具体实施方式
首先,应该注意到,在任何这样的实际的实施例的开发中,为了实现开发者的将根据不同的实施方式而变化的特定目标,例如,遵从系统相关和商业相关的约束,必须做出大量的特定于实施方式的决定。而且,将会认识到,这种开发努力可能是复杂的且费时的,然而,对于受益于本公开的本领域的技术人员来说仍然是一种例行任务。
本描述和例子仅仅为了示出实施例而被呈示,并且,不应该被解释为对本发明的范围和应用的限制。虽然本发明的组合物在本文中被描述为包括特定材料,但是应该理解,可选地,该组合物可以包括两种或更多种化学上不同的材料。另外,该组合物还可以包括除已经引用的组分以外的一些组分。在本发明的发明内容和该具体实施方式中,每一个数值应该被术语“约”修饰的那样被读一次(除非已经另有明确说明以外),然后再不这样修饰被读一次,除非在上下文中另有指明。此外,在本发明的发明内容和该具体实施方式中,应该理解,被列出或描述为有用的、合适等的浓度范围意指,该范围内的包括端点的任一种和每一种浓度都被视为所述的那样。例如,“1至10的范围”将被读为在约1和约10之间的连续的每一个数值和每一种可能的数值。因此,即使在范围内的特定数据点,或者甚至范围内的无数据点,都明确地识别或指只有几个特定,也将要理解,发明人认识和理解,该范围内的任何和全部数据点都被视为指定了,并且,发明者拥有整个范围以及该范围内的所有点。
本方法中的压裂流体可包括支撑剂和可去除的支撑剂间隔材料,该材料可以起到在支撑剂柱的周围形成开放通道的作用。在一些实施例中,这些形成通道的度量外材料,包括支撑剂间隔材料,在本文被称为“制道剂”。在其它实施例中,度量外材料不必一定充当制道剂,但是在地层条件下可以至少部分地或者甚至全部可去除,然而,在一些情况中,度量外材料可能不是可去除的。
如本文所使用的,术语“开放通道”指的是形成在所述支撑剂-裂缝结构中的相互连接的通道。开放通道与支撑剂基质中的各个支撑剂颗粒之间的间隙通路不同之处在于,通道完全在相对的裂缝面之间延伸,不受支撑剂或其它流动阻碍结构的阻碍,并且存在于支撑剂基质之外,侧面由支撑剂柱限制。这样的开放通道通常具有水力半径,并因此具有水力导流率,这比通过支撑剂基质的间隙流动通路至少大一个数量级。
开放通道可以通过以形成柱的支撑剂岛与形成通道的可去除的材料最终分离的方式在裂缝中放置支撑剂和度量外材料来形成。该分离可发生于或开始于以下过程:制备、混合或泵送处理流体,在裂缝中注入处理流体,在支撑剂放置中或之后,裂缝中充填或沉降,这通过如下来实现:在裂缝中的初始放置之后,支撑剂/度量外材料的化学和/或机械操作或处理的不同的后注入步骤,或者在度量外材料去除期间中对支撑剂的聚集和合并。
如本文所用的,术语“分离”及其近义词是指支撑剂富集的形成柱的岛或区域和支撑剂贫瘠的度量外材料区域之间的任何不均匀的支撑剂/度量外材料分布。可能不必一定保持支撑剂富集的区域完全不含有度量外材料,因为度量外材料的存在,尤其是低浓度的度量外材料,这可能不会超过防止支撑剂形成或合并为强度足以防止裂缝闭合的柱的任何水平。在一个实施例中,度量外材料可在支撑剂或支撑剂区域中起到合并或加强支撑剂岛和/或增强支撑剂柱的作用。相反地,度量外材料区域可以包含支撑剂颗粒(尤其是相对少量),其保持未合并状态或者不会以其它方式防止度量外材料的去除以形成开放的通道,并且不会导致支撑剂阻碍或过度地阻塞开放通道。
参照图1至2示出方法的一个简化实施例,其中,度量外材料颗粒可以通常在注入流体中不可溶而在地层流体中可溶。在图1中,具有穿孔12的井眼10可以在地层14中被完成。分离的支撑剂颗粒16和度量外材料颗粒18可以在压裂流体中通过井眼10注入裂缝20中,其中,它们可以被不均匀地放置在由度量外材料富集区域24间隔开的相应的支撑剂富集岛22中。裂缝20可以被允许闭合,并且支撑剂岛22被压缩形成柱来支撑裂缝20,并且防止相对的裂缝面彼此接触。同时,度量外材料可以被充填在支撑剂贫瘠区域24中,并且可以帮助约束由于地层的重量引起的压缩而导致的岛22的横向蔓延或扩展,从而促进所得到的支撑的裂缝的更大的高度或开放尺寸和更大的水力导流率。
在下一操作步骤的期间,度量外材料可以在各种实施例中通过以下方式去除:通过合适的活化机制,全部或部分地冲洗、溶解、软化、熔化、破裂或降解度量外材料,所述活化机制例如但不限于温度、时间、pH、盐度、溶剂引入、催化剂引入、水解等或它们的任意组合。该活化机制可以通过如下方式来触发:地层的环境条件,地层流体的侵入,暴露于水,时间的流逝,在度量外材料颗粒中或者与其混合的早期或延迟反应物的存在,活性流体的后注入引入等,或这些触发的任何组合。
然后,参照图2,地层流体可以被允许侵入裂缝20来从支撑剂贫瘠区域置换任何度量外材料、度量外材料溶液、度量外材料的降解产物、以及任何未合并的支撑剂或其它颗粒。在一个实施例中,度量外材料可以简单地未合并,使得它可以被水力地去除,或者可以包括未合并的颗粒,例如,它们可以通过使用地层流体冲洗裂缝和/或注入冲洗或反冲洗流体来被水力地去除。由此,可以在柱28的周围形成互相连接的开放通道26的网络,以提供具有用于流体流动的高的导流率的裂缝20。现在,流体可从地层14开采,进入裂缝20,通过开放通道26和穿孔12,进入井眼10。
在一些情况下,度量外材料可以被机械地去除,例如,用流体推动度量外材料离开地层。在这种情况下,通过从裂缝去除,自从注入的时间起度量外材料可保持在固体状态。可以抵制降解和破碎的一些合适的材料包括玻璃、陶瓷、碳和碳基化合物、金属和金属合金、天然存在的和合成的矿物、以及耐油的结晶度大于约10%的高密度塑料。一些其它合适的高密度塑料材料包括尼龙、丙烯酸树脂、苯乙烯、聚酯、聚乙烯、耐油性的热固性树脂、以及它们的组合。
可替换地,度量外材料可以被软化、溶解、反应或以其它方式降解。适合于可溶解的度量外材料的材料包括,例如,但不限于,聚乙烯醇(PVOH)度量外材料、盐、蜡、碳酸钙等,以及它们的组合。可以选择可油降解的度量外材料,使得它将会被开采的流体降解。可替换地,可以选择由通过注入有意地放置在地层中的试剂来降解的度量外材料,其中,将度量外材料与该试剂混合诱导度量外材料的延迟的降解反应。
在本发明的一些压裂操作中,固体酸前体可被用作可降解的度量外材料。适合的产生酸的可溶解度量外材料可包括,例如,但不限于,PLA、PGA、羧酸、丙交酯、乙交酯、PLA或PGA的共聚物等,以及它们的组合。假设地层岩石是碳酸盐、白云石、砂岩,或以其它方式与酸反应的,那么度量外材料的水解产物,即,反应性液体酸,可以在支撑剂柱之间的暴露的表面处腐蚀地层。该腐蚀作用可以扩大开放通道,从而进一步增强了柱之间的导流率。产生的酸性流体的其它用途可以包括促进残余凝胶的破裂,促进支撑剂团块的合并,固化或软化树脂涂层和提高支撑剂渗透率。
在本发明的一些实施例中,度量外材料可以由能够在释放氟和足够的质子时产生氢氟酸的氟化物源形成,或者包含该氟化物源。有效用于产生氢氟酸的氟化物源的一些非限制性的例子包括氟硼酸、氟化铵、氟化钠等,或者它们的任意混合物。
图3–4示出了用于更大的裂缝导流率的酸腐蚀过程。参照图3,支撑剂岛30与度量外材料富集区域34中的可降解的固体酸前体不均匀地放置在裂缝32中。参照图4,在地层条件下的酸前体度量外材料的延迟水解形成了切入碳酸盐地层面的酸,导致局部腐蚀36,从而扩大通道38。支撑剂柱30保持不变,以支撑开裂缝。
在本发明的一些方面中实施不均匀的支撑剂放置(HPP)的方法。不均匀支撑剂充填层,以下被称为支撑剂柱,可以防止裂缝闭合,并且在柱周围提供充当用于碳氢化合物的流路的高度导流的通道。与常规的刺激处理相比,HPP产生许多好处,即,提高裂缝导流率,改善裂缝清洁,更长的有效裂缝长度,减少支撑剂的消耗等。
根据一些实施例的HPP的方法依赖于产生HPP的压裂处理期间的支撑剂浓度的脉冲化。处理编排的参数即为支撑剂浆液和清洁流体脉冲的持续时间、支撑剂浓度,载体流体设计。基于处理储层的地质力学特性对上述和其它设计参数的优化可以显著提高裂缝导流率和有效长度,最终导致碳氢化合物开采量增加。
在一些实施例中,处理编排利用支撑剂脉冲编排,如图5所示。第一阶段是无支撑剂的阶段,称为PAD(前置液阶段),其目的是生成裂缝,并定义其几何形状。之后,多个支撑剂阶段可以通过提高支撑剂浓度来被泵送。全部或一些支撑剂阶段可按照周期被泵送,其中,每个周期包括相同或不同的持续时间的清洁流体脉冲和支撑剂浆液脉冲。对于每一个阶段,支撑剂浆液脉冲中的支撑剂浓度保持相似或相同。在最后一个支撑剂阶段,或以其它方式被称为“收尾'阶段,该编排以无脉冲的方式泵送进行,并且充当带通道的裂缝和井眼之间的连接。
在一些方法中,脉冲持续时间和支撑剂浓度可以改变和优化。泵送速率可以是一种工具,因为具有相同的脉冲持续时间可以提供不同的脉冲体积和柱之间的相应地不同的间距。在一些情况下,可以进行脉冲/段塞体积和/或持续时间的优化和/或改变脉冲期间的泵送速率。
带通道的裂缝的导流率可取决于柱宽度、柱之间的距离、由柱施加的应力、地层的地质特性及其它因素。柱宽度可能取决于支撑剂脉冲中的支撑剂的浓度和水力裂缝宽度。柱之间的距离可能与清洁流体脉冲持续时间有关。柱上的应力可与地层中的最小原地应力和柱覆盖的裂缝壁面积百分率有关。
一些实施例涉及这样的方法,即,优化处理泵送编排,特别是各阶段的持续时间,脉冲中的支撑剂浓度和清洁液/支撑剂浆液的脉冲持续时间,从而可以提供最佳可实现的裂缝导流率。逆方法进一步允许定义编排参数,以通过较少的支撑剂和/或压裂流体来提供预定的裂缝几何性质和导流率。
在第一例子中,在处理期间,压裂流体的一部分泄露到地层中。这可能会导致压裂流体的效率降低,也可能会减小裂缝中的支撑剂柱之间的距离且增大支撑剂浓度。已知压裂流体(有效粘度)的摩擦性用来控制水力裂缝宽度。基于对本领域已知的流体的泄露和摩擦性的模拟,可以计算浆液脉冲中的支撑剂浓度以及支撑剂浆液和清洁流体脉冲的持续时间,并且,可以进一步优化裂缝导流率。在处理期间可以进一步改变编排参数,以沿着裂缝长度最佳地分布柱。可能的实施方式之一被示出为如下:
被填充有柱的系统的裂缝,使得在柱之间保留有开放的通道(参见图6)。柱边缘之间的距离L小于通道闭合的距离L0。柱面积与所指示的正方形(图6)的面积之比Spillar/Scell确定支撑的裂缝面的面积与总裂缝面积之比。该比值与Tprop/(Tprop+Tclean)有关,其中,Tprop是脏脉冲的时间,Tclean是清洁脉冲的时间。柱之间的通道的导流率K取决于Spillar/Scell和L/L0。在一些参数上,导流率到达理论的最大值Kmax。图7示出通道导流率可以如何取决于不同比L/L0的支撑的裂缝区域。
在第二例子中,当压裂流体在井眼中和在裂缝中流动时,支撑剂浆液段塞可能会受由于在界面处与清洁流体的混合而引起的分散的影响,这样可以导致增大支撑剂段塞体积并减少段塞中的支撑剂浓度。进入地层(穿孔团块)时的段塞分散程度(取决于段塞中的支撑剂浓度和表面上的段塞体积)可以被优化,以提供所需的脉冲参数。段塞分散程度可以根据本领域的技术人员已知的压力的地面和井下测量、流体密度和/或其它参数来确定。
在第三例子中,以低支撑剂浓度来设计水力压裂处理中的早期的支撑剂阶段,以避免脱砂。这些阶段意图是将支撑剂靠近裂缝的末端放置,在该末端处水力宽度小。在通过脉冲实现的HPP的情况中,末端区域中的通道可以具有更高的闭合的可能性,从而显著地影响裂缝导流率和有效的裂缝长度。为了减少在末端中损失导流率的风险,可以泵送具有不同的支撑剂浓度的支撑剂浆液的脉冲。在这种情况中的闭合的通道可以保持被支撑,从而提供均质的支撑剂充填层的导流率。还可以在处理开始时不用脉冲的情况下连续地泵送支撑剂,然后切换到优化的脉冲泵送编排。
在第四例子中,在单个处理期间可以生成具有多阶段形成多裂缝的高度偏斜的或基本上水平的井。压裂流体和支撑剂浆液可以以某种比例被分布在开放裂缝之间。开放裂缝(穿孔团块,接受流体)的数量可以由本领域已知的方法确定。该数量可以是用于脉冲编排设计的重要参数。根据裂缝的数量,清洁流体脉冲持续时间可以被调节,以在所有的裂缝中的柱之间提供最佳的平均距离。由于裂缝的数量可以在处理期间改变(一些裂缝和/或新的裂缝开口中的脱砂),所以脉冲编排可以被实时地调整。
在第五例子中,水力压裂的实践包括具有逐渐增加的支撑剂浓度的泵送阶段。这样做减少了过早脱砂的风险,因为较高的支撑剂浓度增大了裂缝导流率,但是也可以导致裂缝中的支撑剂桥接。另一方面,在特定的阶段仅泵送具有较高的浓度的支撑剂浆液脉冲的一部分可以提高裂缝导流率,而不会大幅地增大脱砂的可能性。非限制性的例子是在3PPA阶段期间以4PPA支撑剂浓度泵送每一个第三浆液脉冲。在这种情况中,在裂缝内部,较高集中并由此较厚的柱将被较薄的柱包围。这种方法可以允许在减少过早脱砂的风险的情况下进一步增大裂缝导流率和有效长度。此外,一些脉冲可以在诸如相同的3PPA阶段以较低的浓度设计,如前一例子中一样,每一个第二脉冲可以以2PPA被设计。较低支撑剂浓度浆液脉冲的频率和支撑剂浓度的值可以被设计用来在裂缝内部提供开放的通道。在这种情况中,裂缝可以具有对于高碳氢化合物产量足够的导流率,但是使用较少的支撑剂。
一些其它的实施例是在用于水平井应用的情况中的水力裂缝中产生不均匀的支撑剂充填层并因此产生可用于流体流动的导流的开放的通道的网络的方法。由这种不均匀的支撑剂充填层覆盖的水力裂缝可以具有比常规(均匀地支撑)的裂缝实质上高的导流率,因此,可以提高油和气产率。
在这样的实施例中,用于在裂缝中形成不均匀的支撑剂充填层的方法基于将压裂流体和载有支撑剂的压裂流体交替地注入裂缝中。通过这种技术,可能重要的是,最佳地设计交替阶段的持续时间,而且更接近井眼引入均匀的充填层,以防止裂缝收缩。水平应用中的不均匀的支撑剂放置因此包括如下阶段:
1)第一阶段是注入压裂流体和形成/或扩展裂缝。在该阶段(前置液阶段)注入的流体通常不具有支撑剂或者具有低浓度的小尺寸支撑剂作为防损剂,或者具有用来清洁和腐蚀穿孔的支撑剂段塞,或者具有覆盖靠近末端的裂缝部分的支撑剂。
2)第二阶段包括向压裂流体中重复地添加给定体积的支撑剂。与压裂流体(以给定的支撑剂浓度)混合的给定体积的支撑剂被称为支撑剂脉冲(或者子阶段)。支撑剂脉冲的体积或持续时间是重要的参数,并且,它对最终的裂缝的期望的性质有实质的影响。为了实现实质的导流率增加,在一些情况中,单次段塞泵送(在地面上)的时间在通常的泵送速率下可以小于60秒,并且,对应的体积可以小于80bbl。在注入的支撑剂脉冲之间的持续时间也可以是控制参数,并且,在一些例子中,小于60秒,或者,在体积方面,不超过80bbl。在第二阶段注入的支撑剂脉冲的数量可以足够高,并且,也可以取决于压裂处理的尺寸和裂缝的设计的几何形状。同时,为了实现期望的裂缝导流率,在第二阶段中注入的支撑剂脉冲的数量可以通常超过1、2、3或甚至4个脉冲。
3)第三阶段(收尾阶段)是将给定体积的具有支撑剂的压裂流体注入裂缝中。在该阶段中注入的支撑剂形成靠近井眼的稳定的支撑剂充填层,以防止地层壁在近井眼区闭合。该阶段的持续时间是控制参数,这取决于机械地层性质和处理的参数。非常短的“收尾”阶段可以导致在阶段2泵送的最接近的支撑剂脉冲自身之间的收缩(参见图9,注释#6)。同时,位于靠近井眼的位置的不均匀的支撑剂充填层可以影响开采,因为该区域的导流率可以显著地低于带通道的部分的导流率。因此,该阶段的持续时间从上端由开采要求限制。总之,第三阶段的泵送时间应该通常超过6秒(或者,在体积方面,它应该超出3bbl)。同时,不超过阶段2(标准的持续时间脉冲)的总泵送时间或者注入的体积可能是最佳的。
上面描述的方法也可以适用于可能发生在裸眼完井和具有多射孔段的套管井的情况下的多个裂缝的同时刺激。上述指定的阶段的体积针对每一条裂缝指定。因此,地面上泵送编排可以最优地被修改,并且将阶段体积与由给定的处理产生的裂缝的预期数相乘。
在水力压裂过程中,地面处的高压泵将压裂流体注入到与地质地层的面或者产油层相邻的井眼中。被称为“前置液阶段”(参照上文)的第一阶段包括以足够高的流速和足以确实破裂或压裂砂面处的周围地层的一部分的压力将压裂流体注入井眼中。泵送前置液阶段,直到裂缝具有足够的尺寸,以容纳在支撑剂阶段泵送的随后的浆液。前置液的体积可以由裂缝设计的领域中的那些知识来设计,例如,如ReservoirStimulation,3rd Ed.,M.J.Economides,K.G.Nolte,Editors,JohnWiley and Sons,New York,2000中所述的。
水基压裂流体是常用的,其中,天然或合成的水溶性聚合物被可选地添加,以提供流体粘度,并且,水基压裂流体可以被用于所有的前置液和随后的支撑剂和/或度量外材料阶段。这些聚合物包括,但不限于,瓜耳豆胶;甘露糖和半乳糖的糖类组成的高分子量多糖;或瓜耳胶衍生物,例如,羟丙基瓜尔胶、羧甲基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶等。通常使用基于硼、钛、锆或铝复合物的交联剂以增加聚合物在高温井中使用的有效分子量。
在很小的程度,纤维素衍生物,例如,羟乙基纤维素或羟丙基纤维素和羧甲基羟乙基纤维素,与交联剂一起使用,或者不与交联剂一起使用。两种生物聚合物-黄原胶和硬葡聚糖-提供良好的支撑剂悬浮,但比瓜尔胶衍生物更昂贵,所以不常用。聚丙烯酰胺和聚丙烯酸酯聚合物以及共聚物通常用于高温应用或用作用于所有的温度范围的低浓度的摩擦减低剂。
水基压裂流体也可以使用粘弹性表面活性剂获得。通常,这些流体通过被混合在适量的合适的表面活性剂(例如,阴离子、阳离子、非离子、两性和两性离子表面活性剂)中来制备。粘弹性表面活性剂流体的粘度归因于由流体的组分所形成的三维结构。当在粘弹性流体中的表面活性剂浓度显著地超过临界浓度,并在大多数情况下,在电解质存在时,表面活性剂分子聚集成物种,例如,蠕虫状或棒状胶束,它们可以相互作用,以形成表现出粘性和弹性行为的网络。此外,无聚合物的粘土基流体,例如,基于(合成粘土增粘剂)的粘土基流体,也可能是有用的。
在诱导裂缝之后,支撑剂和度量外材料可以在本文中被称为“支撑剂阶段”的期间作为压裂流体中的浆液或颗粒悬浮液注入到裂缝中。在支撑剂阶段,支撑剂和度量外材料可以在“支撑剂子阶段”和“度量外材料子阶段”之间交替的一个或多个分离的子阶段,和/或作为度量外材料和支撑剂的混合物在本文中被称为“混合子阶段”的一个或多个子阶段中注入。此外,支撑剂、度量外材料和/或混合子阶段可以由一个或多个可选的“载体子阶段”分离,所述“载体子阶段”基本上不含支撑剂和度量外材料,并且,也可以是基本上不含其它颗粒。
一些实施例可能有利于与水力压裂相关的过程。这些实施例的例子包括增强油回收,对用于注入储存二氧化碳、废水或其它液体废物的废物处理井的处理,以及对于用于环境整治的井的处理,即,注入水以修改地下水流的方向或速度,或者,注入化学物来清洁污染的含水层。一些实施例可以受益于将海水或生产用水与固体一起使用。
结果是,支撑剂未完全填充裂缝。相反,间隔开的支撑剂团块与最初填充它们之间的通道的支撑剂间隔开的度量外材料一起形成柱,在随后去除度量外材料时,地层流体通过所述通道。泵送的支撑剂、度量外材料和载体子阶段的体积可以不同。也就是说,度量外材料和任何载体子阶段的体积可以大于或小于支撑剂和/或任何混合的子阶段的体积。此外,这些子阶段的体积和注射顺序可以在支撑剂阶段的持续时间内改变。也就是说,早期在处理中泵送的支撑剂子阶段可以为比稍后在处理中泵送的支撑剂子阶段具有更小的体积。该子阶段的相对体积可以由工程师基于它期望被支撑剂的团块支撑的裂缝的表面面积的多少和裂缝面积中的多少被期望作为地层流体自由地流过的开放通道来选择。
合适的支撑剂可包括砂、砾石、玻璃珠、陶瓷、矾土、云母、玻璃等,或它们的组合。此外,可以使用其它的支撑剂,比如,诸如苯乙烯二乙烯苯的塑料珠和颗粒金属。本申请中使用的支撑剂可以不必一定要求常规处理中通常要求的相同的渗透性,因为整个裂缝渗透性将至少部分地由通道的地层形成。其它的支撑剂可以是诸如在井中循环出的钻屑的材料。另外,天然存在的颗粒材料可以用作支撑剂,包括,但不必一定限于:诸如核桃、椰子、山核桃、杏仁、象牙果、巴西坚果等的坚果的研磨或粉碎壳;诸如李子、橄榄、桃、樱桃、杏等的水果种子的研磨或粉碎的种子壳(包括果核);例如玉米(例如玉米穗轴或玉米仁)等的其它植物的研磨或粉碎的种子壳;从诸如橡树、山核桃、胡桃、杨树、桃花心木等得到的木材的加工的木材,例如,通过磨削、切削或其它形式的颗粒化、加工等加工的这种木材,其一项非限制性的例子是由用树脂浸渍和封装的核桃壳制成的支撑剂。关于其在上面说明的组合物中的一些的进一步的信息可以在Encyclopedia of Chemical Technology,Edited by Raymond E.Kirk and Donald F.Othmer,Third Edition,JohnWiley & Sons,Volume16,pages248-273(entitled"Nuts"),Copyright1981中被找到。根据本发明,可以使用基于诸如砂、陶瓷、铝土矿、坚果壳等的前面列出的支撑材料中的任何材料的基体的树脂涂敷(各种树脂和塑料涂层)或封装的支撑剂。实质上,支撑剂可以是任何将会保持裂缝的支撑部分开放的材料。
支撑剂的选择可以平衡考虑支撑剂长期强度、支撑剂分布特性和支撑剂成本的因素。支撑剂可以具有深流入水力裂缝中的能力,并且形成在经受裂缝闭合应力时抵抗压碎的间隔开的柱。诸如砂的相对便宜的低强度材料可以用于具有小内应力的地层的水力压裂。诸如陶瓷、铝土矿等的更大成本的材料可以用于具有较高内应力的地层中。此外,可以考虑开采的流体和支撑剂之间的化学相互作用,这可以显著地改变支撑剂的特性。
因为一个实施例可以不依赖于充填的支撑剂基质的孔隙度或渗透率以给裂缝赋予导流率,所以用来选择较宽范围的支撑剂材料的选项的可用性可以是本发明的优点。例如,支撑剂可以具有产生高密度、高强度的柱的任何尺寸或范围的混合的可变直径或其它性质,所述柱可以形成具有高或低的孔隙度和高或低的渗透率的支撑剂基质-支撑剂孔隙度和渗透率在本发明的实施例中不是如此重要,因为不需要通过支撑剂基质的流体开采。或者,将会插入常规的支撑剂充填层的粘合剂或加强材料可以用于本文的支撑剂基质的间隙空间中,例如,可以在支撑剂中固化或交联的可固化或可交联的聚合物。
因此,使用具有对于用于常规水力压裂来说太弱的颗粒的砂,可以成功地产生合适强度的支撑剂柱。砂成本远小于陶瓷支撑剂。另外,在裂缝闭合负荷的施加期间砂颗粒的破坏可以提高由支撑剂粒构成的相同的团块的强度性能。这是因为支撑剂颗粒的开裂/破坏降低了团块孔隙度,从而压缩支撑剂。将砂泵送到裂缝中以产生支撑剂团块不需要良好的粒度特性,即,在常规的压裂中的可渗透的支撑剂充填层所需的窄的颗粒尺寸或直径分布。例如,在一个实施例中,可以使用50吨砂,其中10至15吨具有0.002至0.1mm的颗粒直径,15至30吨具有0.2至0.6mm的颗粒直径,10至15吨具有0.005至0.05毫米的颗粒直径。应该注意,常规的水力压裂将需要约100吨比砂更加昂贵的支撑剂来获得用于使流体流过支撑的裂缝中的连续的孔隙度支撑剂基质的水力导流率的相似值。
对于本发明的目的,支撑剂的一个实施例可以使用这样的砂,其仅具有粘合剂涂层或粘合剂涂层被覆盖有在裂缝处理流体或者另一种流体通过该裂缝时可溶解在裂缝中的非粘合剂物质层。非粘合剂物质在进入裂缝之前抑制支撑剂结块的形成,并且,允许控制在对应于支撑剂颗粒获得其粘合性的地方时的裂缝中的时刻。粘合剂涂层可以在地层温度下固化,并且,砂颗粒彼此之间粘合。粘结柱内的颗粒可以抑制由于地层流体流过而导致的对支撑剂柱的腐蚀,并且最小化由于腐蚀导致的最终的支撑剂岛破坏。
在一个实施例中,可以将加强和/或合并材料引入到压裂流体中,以提高形成的支撑剂团块的强度并防止它们在裂缝闭合期间的塌缩。通常,加强材料可以被添加到支撑剂子阶段和/或混合子阶段,但是,也可以被另外或可替换地引入到度量外材料子阶段和/或载体子阶段,或以其它方式引入。例如,加强材料可以是起到加强支撑剂团块、但可被作为度量外材料或者与度量外材料一起从支撑剂贫瘠区域去除的度量外材料。支撑剂和加强材料的浓度可以在整个支撑剂阶段随着时间且可以根据不同的子阶段而改变。也就是说,支撑剂加强材料的浓度可以在两个相继的子阶段处不同。在本方法的一些应用中,在整个支撑剂阶段,在多个相邻载体、度量外材料、混合和支撑剂子阶段的期间将加强材料以连续的或半连续的方式引入也可能是合适的。例如,在裂缝中的度量外材料区域沉积的加强材料可以如下所述与度量外材料一起被去除。在任何情况中,加强材料的引入不必仅仅局限于支撑剂子阶段。尤其是,在加强材料的浓度在整个支撑剂阶段期间不变;在支撑剂阶段单调地增加;或者,在支撑剂阶段单调地减少时,不同的实施方式可能是优选的。
可固化的或部分固化的涂覆了树脂的支撑剂可以用作加强和合并材料以形成支撑剂团块。针对特定的井底静态温度(BHST)的适当的涂敷了树脂的支撑剂的选择过程和特定的压裂流体对于有经验的工人来说是公知的。另外,有机和/或无机度量外材料可加强支撑剂团块。这些材料可以与涂敷了树脂的支撑剂组合或单独使用。这些度量外材料可具有固有的粘合表面,可以通过化学或物理方法修改以具有粘合涂层,或可以具有从通过流体同时或随后通过裂缝而在裂缝中可溶解的非粘合物质层所得的粘合剂涂层。由粘合剂材料制成的度量外材料可以用作加强材料,其由在以地下温度通过裂缝时在压裂流体或另一种流体中溶解的非粘合物质涂敷。金属颗粒是用于加强材料的另一个实施例,并且可以使用铝、可选地包含抑制腐蚀的特殊添加剂的钢、以及其它的金属和合金等等来制得。例如,金属颗粒可被成形为类似于球体并且尺寸在0.1至4毫米。在一个实施例中,金属颗粒可具有细长的形状,其长度大于2毫米,直径为10至200微米。在另一个实施例中,有机或无机的物质、陶瓷、金属或基于金属的合金的板可以用作支撑剂中的加强材料。这些板可以是盘状或矩形状,并且,其长度和宽度使得对于所有的材料来说三个维度中的任何两个之间的比例大于5:1。
另一方面,高渗透率和/或高孔隙度的支撑剂充填层可以被适当地使用而没有害处。在一个实施例中,在通道没有被适当地形成或者没有完全相互连接的情况中,支撑剂的渗透率可以提供一些有限的裂缝导流率。此外,在一些地层条件下,在如下情况中可能是有利的:使用本发明的方法来执行包括将支撑剂连续地引入压裂流体中的压裂处理的最终的收尾阶段,其中,该阶段的支撑剂基本上由均匀的颗粒尺寸构成,以获得与井眼相邻的连续的孔隙度支撑剂的区域。如果使用的话,压裂处理的收尾阶段类似于常规压裂处理,其中,良好地分类的传统支撑剂的连续床相对靠近井眼放置在裂缝中。收尾阶段可以包括引入提高处理流体的支撑剂输送能力的试剂和/或充当加强材料的试剂。收尾阶段与第二阶段的区别在于良好分类的支撑剂(即,具有基本上均匀的颗粒尺寸的支撑剂或者甚至棒状的支撑剂)的连续的放置。在经受在裂缝闭合时发生的应力时,支撑剂强度足以防止其开裂(破碎)。支撑剂在该收尾阶段的作用是防止裂缝闭合,因此,在井眼附近提供了良好的裂缝导流率。
在本方法中可用的支撑剂也必须能够被分离成支撑剂富集岛,以便不均匀地与相邻的支撑剂岛隔离开地放置在裂缝中。诸如密度、尺寸、形状、磁特性、表面特性(例如,水亲和性和反应性)、以及与度量外材料的化学或机械相互作用等性质,都可影响支撑剂的分离性。因此,这些特性可以根据分离被实现的方式、井下条件、度量外材料、处理流体等来选择,以促进与度量外材料富集区域的分离。
在一个实施例中,例如,通过使用对其它支撑剂颗粒具有天然的吸引力或具有与其它支撑剂颗粒附聚或粘附到其它支撑剂颗粒的趋势的支撑剂,和/或通过涂覆或化学改性支撑剂表面为自粘合性,例如,通过用粘合剂或增粘剂涂覆支撑剂,或对支撑剂接枝粘合剂或增粘化合物,支撑剂可具有自粘接表面。优选地,所述自粘接支撑剂对度量外材料和诸如地面管道、泵和井眼管道的其它表面是无粘性的。在自粘接的支撑剂的一种方案中,所述支撑剂一起被松散地保持在凝胶或轻度交联的、可流动的聚合物的聚集段塞或球中,对于该聚合物,支撑剂具有差别亲和力,例如,支撑剂可以被接枝到形成凝胶的聚合物。
在一个实施例中,例如,通过使用诸如大多数的砂的通常亲水性的支撑剂,和/或通过用离子或极性改性剂(例如,强酸,弱酸,强碱,弱碱)处理所述支撑剂颗粒,或者使支撑剂的表面反应以将离子或极性基团与对水性液体的亲和性相关联,支撑剂可以是亲水性的。以这种方式,支撑剂可以被不同地吸引到处理流体中的其它亲水性物质,例如,其它支撑剂颗粒或处理流体中的不混溶流体相(例如水相),特别是在度量外材料是疏水性的和/或通过处理流体中的不混溶的疏水液相引入的情况中。
在另一个实施方案中,例如,通过使用诸如蜡的通常是疏水性的支撑剂,和/或通过用油、蜡或其它烃处理所述支撑剂颗粒,或者与支撑剂的表面反应,以将烃基部分与对水液体的低亲和力相关联,使得支撑剂可呈现疏水性。以这种方式,支撑剂可以被不同地吸引到处理流体中的其它疏水性物质,例如,其它支撑剂颗粒或处理流体中的不混溶的流体相(例如油或其它非水相),特别是在度量外材料是亲水性的和/或通过处理流体中的不混溶的亲水流体相引入的情况中。
在一个实施例中,支撑剂可存在于处理流体中,该处理流体以分散在携带度量外材料的第二流体的或多或少的连续相中的不可混溶的流体包或球的形式注入裂缝中。不可混溶的流体支撑剂包中的每一个都可以包含足够的支撑剂,以形成合适尺寸的岛,该岛单独地来自孤立的包放置,或者与一个或多个额外的支撑剂包结合(其中可以发生累积包放置)。由于要形成的开放通道必须在井眼与裂缝中的远端暴露表面进行互连,因此可以方便地以连续相在处理流体中提供度量外材料,其中,支撑剂包为分散或不连续相。在一种方式中,支撑剂包可以提供有薄的封装表皮或者可变形皮囊,以容纳支撑剂并在注入期间保持可流动,并且在置于裂缝中期间或者在裂缝闭合期间,该皮囊可以被选择性地撕裂或化学地去除或热去除。
度量外材料的选择可以依赖于在裂缝中度量外材料分离和放置的模式以及度量外材料去除和通道形成的模式。在其最简单的形式中,度量外材料可以是在注入和裂缝闭合期间保持其固体形式并且可以容易地溶解或降解以便去除的固体颗粒。可以使用的材料可以是有机的、无机的、玻璃、陶瓷、尼龙、碳、金属等。适合的材料可以包括水溶或烃溶固体,诸如,盐、碳酸钙、蜡等。在另一个实施例中可以使用聚合物,包括:例如,聚乳酸(PLA)、聚乙醇酸(PGA)、多元醇、聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)、多糖、蜡、盐、碳酸钙、苯甲酸、萘系材料、氧化镁、碳酸氢钠、碳酸氢水溶性树脂、氯化钠、氯化钙、硫酸铵等,或者它们的任意组合。如上文中所使用的,“聚合物”包括均聚物和具有一种或多种共聚单体的共聚物,包括接枝、阻断和随机共聚物。根据需要,聚合物可以是线性的、分支的、星形的、交联的、衍生的等。为了促进从支撑剂分离,度量外材料可以被选择为具有与所需支撑剂颗粒的尺寸和形状类似或不类似的尺寸和形状。度量外材料颗粒形状可以包括,例如,纤维、球、棒、片、带等,及其组合。在一些应用中,可以使用纤维束或者纤维状或可变形材料。这些纤维可以额外地或可选地形成三维网络,以增强支撑剂并限制其倒流。
例如,在裂缝中引入并放置的注入支撑剂与度量外材料的分离可以通过这两种材料在尺寸、密度或形状的不同(或相似)来诱使。支撑剂与度量外材料的比重和体积浓度可以被定制,以在放置期间最小化混合与均化。恰当地选择度量外材料的尺寸或者将各种权重的试剂添加到富含度量外材料的流体中可以促进在适当时间和位置的分离。
支撑剂或支撑剂隔离颗粒还可以被制成“粘稠的”,从而相似材料的颗粒相互粘连,以帮助确保两种不相似材料之间的不一致性。支撑剂颗粒可以被选择为如上所述地粘连到其它的支撑剂颗粒,并被度量外材料排斥或排斥度量外材料。可替换地,或者附加地,度量外材料颗粒可以选择自粘连的或者不粘连支撑剂的。例如,度量外材料可以包含自粘连涂层。另一种鼓励将两种材料分开的技术是选择具有固有的水亲和力(hydroaffinity)差异的支撑剂和度量外材料,或者通过使用疏水性或亲水性涂层处理支撑剂或度量外材料来产生表面水亲和力差异。
在支撑剂阶段中(例如,在混合子阶段中或在分离的度量外材料子阶段中),在压裂流体中存在度量外材料可以具有提高支撑剂输送能力的优点。换句话说,度量外材料可以降低裂缝处理流体中的支撑剂的沉降速度。在一个实施例中,度量外材料可以是具有长度远远超出直径的细长颗粒的材料。这种材料可以影响流变属性并抑制流体中的对流,从而会导致压裂流体中的支撑剂沉降速度降低并保持支撑剂与支撑剂贫瘠区域的分离。度量外材料能够在基于水的压裂流体中或者井下流体中分解(例如基于聚乳酸(PLA)、聚乙醇酸(PGA)、聚乙烯醇(PVOH)等制造的纤维)。这些纤维可以由在地下地层温度下变得粘连的材料制成或涂敷。它们可以由涂敷有在其穿过裂缝时溶解在压裂流体或其它流体中的非粘连物质的粘连材料制成。根据三维中的任意两个之间的比例大于5比1的这样主要条件,在一个实施例中使用的纤维在直径为10-200微米的情况下最高可以有2mm长。在另一个实施例中,这些纤维可以具有大于1mm的长度,例如,1-30mm、2-25mm或3-18mm,例如大约6mm;并且,它们可以具有5-100微米的直径和/或大约0.1-20旦尼尔,优选地大约0.15-6旦尼尔。在流体增稠聚合物或表面活性剂的水平较低的情况下,希望这些纤维促进处理流体的支撑剂携带能力。纤维横截面不必是圆形并且纤维不必是直的。如果使用原纤化纤维,那么单个纤维的直径可以比前面提到的纤维的直径小得多。
在处理流体中的度量外材料的浓度可以方便地设为使得由于裂缝闭合而被挤压在支撑剂岛之间的度量外材料具有一充填体积,以在支撑剂与度量外材料两者中以类似的应力来填充被充填的支撑剂岛之间的空间。换句话说,度量外材料填充用来将支撑剂岛保持在原位并且抑制横向扩展,否则会降低支撑剂柱的最终高度。在一个实施例中,在压裂流体中的纤维化度量外材料的重量浓度可以为百分之0.1到10。在另一个实施例中,在处理流体中的固体度量外材料的浓度通常为从大约0.6g/L(大约5ppt)到大约9.6g/L(大约80ppt)。
在一个实施例中,第一类型纤维添加剂可以提供支撑剂的增强和合并。作为充填在支撑剂中以加强支撑剂柱的材料,该纤维类型可以包括:例如,玻璃、陶瓷、碳和碳基化合物、金属和金属合金等及它们的组合。在其它应用中,可以使用第二类型纤维,其抑制支撑剂在处理流体中的沉降。作为抑制支撑剂在处理流体中的沉降或分散并且充当柱之间的空间中的主要可去除的填充材料的材料,第二纤维类型包括:例如,聚乳酸、聚乙醇酸、聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)、多元醇、尼龙等及它们的组合。另一种应用包括第一纤维类型和第二纤维类型的混合物,第一纤维类型提供对支撑剂的增强和合并,第二纤维类型抑制支撑剂在处理流体中的沉降。
这些纤维的属性可以是亲水性的或疏水性的。在一个实施例中使用亲水性纤维。纤维可以是任何纤维材料,诸如,但并不限于,天然有机纤维、粉碎的植物材料、合成聚合物纤维(非限制性例子:聚酯、聚芳酰胺、聚酰胺、诺沃洛伊德或诺沃洛伊德型聚合物)、原纤化的合成有机纤维、陶瓷纤维、无机纤维、金属纤维、金属丝、碳纤维、玻璃纤维、陶瓷纤维、天然聚合物纤维及它们的任意混合物。特别有用的纤维是被涂敷以成为高度亲水性的聚酯纤维,诸如,但并不限于,可以从InvistaCorp.Wichita,Kans.,USA,67220购得的聚对苯二甲酸乙二醇酯(PET)纤维。其它有用的纤维的例子包括但不限于聚乳酸的聚酯纤维、聚乙醇酸聚酯纤维、聚乙烯醇纤维等。
在一些实施例中,固体度量外材料被从取代和未取代的丙交酯、乙交酯、聚乳酸、聚乙醇酸、聚乳酸和聚乙醇酸的共聚物、具有其它羟基、羧酸或者羟基含酸基团的乙醇酸共聚物、或者具有其它羟基、羧酸乙醇酸或者羟基含酸基团的乳酸共聚物以及这些材料的混合物中选择。一些例子是聚乙醇酸或PGA以及聚乳酸或PLA。这些材料充当固体酸前体,并且在溶解在裂缝中时可以形成在裂缝中具有辅助功能的酸种类。
如果需要,pH控制剂可以被用于处理流体中,尤其是其中出现固体酸前体并且一种或多种其它处理流体是pH敏感的情况下。pH控制剂可以从胺和碱土金属、铵和碱金属的倍半碳酸盐、碳酸盐、草酸盐、氢氧化物、氧化物、碳酸氢盐和有机羧酸盐(例如,碳酸氢三钠,三乙醇胺,或四乙烯五胺)中选择。
例如,度量外材料可以充当用于增稠剂的酸破坏剂,其中,度量外材料从含有酸并且水解以释放酸的固体、水解以释放酸的固体以及这些材料的混合物中选择。该固体可以以粒子形式呈现,这些粒子足够小使得它们至少部分地进入地层的孔,并且/或者这些粒子足够大使得它们停留在裂缝中支撑剂柱之间的空间中。处理流体还可以包含pH控制剂,pH控制剂的量足够中和出现在注入前的固体材料中的任何酸,并且中和在注入期间由固体材料产生的任何的酸,从而使得在注入期间酸破坏剂不可用于破坏流体。当注入停止时,允许固体以超出任何pH控制剂可以中和的量来释放酸,从而破坏粘性流体。可选地,在本实施例中的增稠剂是粘弹性表面活性剂系统。可选地,固体材料具有在地层的孔中形成内部滤饼的尺寸。可选地,固体材料具有在地层的孔中不阻塞流体的流动的尺寸。固体材料被从取代和未取代的丙交酯、乙交酯、聚乳酸、聚乙醇酸、聚乳酸和聚乙醇酸的共聚物、具有其它羟基、羧酸或者羟基含酸基团的乙醇酸共聚物、或者具有其它羟基、羧酸乙醇酸或者羟基含酸基团的乳酸共聚物以及这些材料的混合物中选择。一个例子是聚乙醇酸。pH控制剂是从胺和碱土、铵和碱金属的倍半碳酸盐、碳酸盐、草酸盐、氢氧化物、氧化物、碳酸氢盐和有机羧酸盐(例如,碳酸氢三钠,三乙醇胺,或四乙烯五胺)中选择。
用于粘弹性表面活性剂(VES)流体系统中的适合的固体酸包括:取代和未取代的丙交酯、乙交酯、聚乳酸、聚乙醇酸、聚乳酸和聚乙醇酸的共聚物、具有其它羟基、羧酸或者羟基含酸基团的乙醇酸共聚物、或者具有其它羟基、羧酸乙醇酸或者羟基含酸基团的乳酸共聚物、以及前述材料的混合物。适用于VES流体系统的其它材料都是在美国专利No.4,848,467、No.4,957,165和No.4,986,355中描述的具有其自身或其它羟基、羧酸或者羟基含酸基团的羟基乙酸(乙醇酸)共聚物。适合的固体酸还在美国专利申请公开No.2003/002195和No.2004/0152601中进行了描述,两者都被转让给了本申请的受让人。
用于VES系统的优秀的固体酸成分是某种有机酸的固体环二聚物或固体聚合物,其在已知并可控的温度、时间和pH条件下水解,以形成有机酸。一个例子,适合的固体酸是称为“丙交酯”的乳酸的固体环二聚物,根据光学活性,其具有95到125℃的熔点。另一种是乳酸的聚合物,有时被称为聚乳酸或“PLA”或聚乳酸或聚交酯另一个例子是称为“乙交酯”的乙醇酸的固体环二聚物,其具有大约86℃的熔点。另一个例子是乙醇酸(羟基乙酸),也被称为聚乙醇酸(“PGA”),或聚乙交酯。另一个例子是乳酸和乙醇酸的共聚物。这些聚合物和共聚物都是聚酯。收到基(as-received)材料可以包含某种游离酸和某种溶剂,通常为水。
美国MN的Minnetonka的Natureworks L.L.C.在NATUREWORKSTM PLA的通用商品名下生产称为“丙交酯”的固体环乳酸二聚体,从该固体环乳酸二聚体生产具有改变的分子量和结晶度的乳酸聚合物或聚乳酸酯。当前可以从Cargill Dow得到的PLA具有最高大约100,000的分子量,尽管任何聚乳酸(由任意制造商通过任何处理制造的)以及任何结晶度的任何分子量都可以被用于本发明的实施例中。PLA聚合物在室温为固体,并且被水水解形成乳酸。从Cargill Dow可以得到的通常具有从大约120到170℃的结晶熔融温度,但是其它的也是可以获得的。具有最高500,000的分子量的聚合(d,l-丙交酯)可以从北京和台湾的Bio-Invigor得到。Bio-Invigor还供应聚乙醇酸(也称为聚乙交酯)和乳酸和乙醇酸的各种共聚物,通常被称为“聚乳糖”或聚(丙交酯-共-乙交酯)。在其它因素中,所有这些材料的水解反应的速度都是通过分子量、结晶度(晶体与非晶体材料的比例)、物理形式(固体的尺寸和形状)以及在聚乳酸的情况中的两种光学异构体的量来决定的。(自然发生的1-丙交酯形成局部结晶聚合物;合成dl-丙交酯形成非晶聚合物)。对于水解,非晶区域比结晶区域更易受影响。更低的分子量、更小的结晶度和更大的表面质量比都导致更快的水解。通过提高温度、通过添加酸或碱,或者通过添加与水解产品反应的材料来加速水解。
PGA和PLA的均聚物可以有更多结晶;除非是嵌段共聚物,否则共聚物趋向于是非晶的。通过用于均聚物的制造方法以及通过用于共聚物的丙交酯和乙交酯的制造方法和比例和分布,结晶度的程度可以被控制。乙交酯可以以多孔形式制造。一些聚合物在水解前在水中溶解得非常慢;应当理解术语“水解”或“水解作用”等意图包括溶解。
固体酸可以被涂敷以使水解变慢。适合的涂层包括聚己内酯(polycaprolate)(乙交酯和ε-己内酯的共聚物),以及硬脂酸钙,这两者都是疏水性的。聚己内酯本身是慢水解的。通过任何方法进行的在固体酸的表面上生成疏水层可以促进从亲水的支撑剂分离,并且可以延迟水解以进行注入和裂缝。请注意,涂层在这里可以指封装或者简单的是指通过化学反应或者通过形成或添加另一种材料的薄膜来改变表面。延迟固体酸的水解和酸的释放的另一个合适的方法是选择性地在油或乳胶的油相中使用疏水涂层来悬浮固体酸。直到水接触到固体酸,才会发生水解和酸释放。
VES在原位自毁,也就是说,在其被放置的位置自毁。该位置可以在井眼中、在穿孔中、在砾石充填中或者在裂缝中的处理流体中的悬浮液的一部分;或者作为在井眼或裂缝的壁上的滤饼的组成部分;或者,在地层自身的孔中。VES可以被用于任何岩性地层,但是最普遍地被用于碳酸盐或砂岩中。
这些材料的特定好处在于,固体酸前体和生成的酸都是无毒和可生物降解的。固体酸经常被用作例如医疗实践中的自溶解缝合。
多元醇是多羟基醇,即,一个包含三个或更多个羟基。可用作度量外材料的多元醇的一个实施例是在加热、淡化或它们的组合时可溶解的聚合多元醇,并且其主要由羟基取代的碳原子构成,在聚合物链中,通过在聚合物链中的至少一个碳原子与相邻的羟基取代的碳原子隔开。换句话说,优选地,有用的多元醇基本上没有相邻的羟基取代基。在一个实施例中,多元醇具有大于5000最高500,000或更大的重均分子量,在另一个实施例中为10,000到200,000。如果需要,多元醇可以被疏水改性以进一步防止或延迟溶液化,例如,通过将诸如烷基、芳基、烷芳基或芳基部分和/或具有2至30个碳原子的侧链的烃基取代基包含进来。多元醇还可以被改性以将羧酸,硫醇,烷烃,硅烷,硫酸,乙酰乙酸基,聚环氧乙烷,或季胺或其它的阳离子单体包含进来。这样的改性对多元醇的性质有若干种影响;对溶解性,对盐度的敏感度,pH和交联机能(例如,羟基和硅烷醇基团是可以与常见的交联剂交联的螯合物)是本发明最感兴趣的。所有的所述改性都是市售品。
在一个实施例中,多元醇是可以是取代或未取代的聚乙烯醇,其通过至少部分水解具有酯取代基的前体聚乙烯基化合物来制备,诸如,聚乙酸乙烯酯,聚乙烯丙酸酯,聚乙烯醇缩丁酸乙酯,戊酸乙酯聚乙烯醇,聚乙烯基己酸酯,聚乙烯基-2-甲基丁酸,聚-3-戊酸乙酯,聚3-乙基己酸。当多元醇包含通过聚醋酸乙烯酯的至少部分水解来制备的聚乙烯醇时,该多元醇通常不可溶于盐水,如下面所详细讨论的,此外,多元醇是以部分结晶的纤维的形式市售的,其具有相对敏感的触发温度,在该温度下纤维不溶于水,在该温度之上其易溶于水,下面更详细的讨论也同上。
在多元醇中的适合的重复单元可以具有下列化学式:
聚合物可以包含不同比例的单元1和单元2,其中,R1和R1’可以是相同的或不同的,但是通常是相同的。在该结构中,R1或R1’是烷基链,其可以是饱和的或不饱和的、线性的或分支的、包含1到5个碳原子,其中,n和n’=1到5,并且,其中,n和n’可以相等或不等,但是优选地为相等。R2是烷基链,其可以是饱和的或不饱和的、脂肪族的或芳香族的、线性的或分支的,从0个碳(即,氢)到12个碳。在上面的公式中,m=0到5,000并且m’=100到10,000。在配置中,单元1和2可以交替、随机或成块。
从上面的一般描述可以得出,可以通过改变参数来定义聚合物。例如,使用~5000的MW对聚乙烯醇99.99%的水解会得到:m=0,R1'=CH2,n'=1,m'=100。进行90%水解和~5000的MW并由聚醋酸乙烯酯衍生的聚乙烯醇将为:m=~10,n=n'=1,R1=R1'=CH2,R2=CH3,m'=~90。
仅仅出于图示的目的,本发明将在下文中参考作为适合的多元醇度量外材料的一个例子的聚乙烯醇(PVOH)来进行描述。本领域技术人员将会认识到本发明并不限于PVOH,并且可以相等地应用于满足在井处理流体的情况中具有可变溶解模式以及上述不均匀支撑剂放置方法的上述要求的多元醇。
PVOH的一个特别的优点在于其是无毒的并且是可生物降解的。例如,PVOH通常被发现用于医疗行业并且纤维形式通常被用于当在温水或热水中洗涤时希望溶解的服装或织物中。
PVOH是以许多形式制造的固体材料,诸如,纤维、片、颗粒、珠、粉末等。PVOH是合成聚合物,其为可溶于水并且通常不受石油碳氢化合物的影响。该聚合物包含具有羟基和醋酸基的碳链主链。根据Kirk等人在John Wiley and Sons出版的Encyclopedia of Chemical Technology的第三版第23章pp.848-865(1983),PVOH可以根据下面方程通过碱催化的聚乙酸乙烯酯的甲醇溶液的水解来生产。
PVOH通常可以以由溶液情况控制的三种不同的聚集态存在。在其固态中,PVOH是半结晶体。各种制造模式的结晶度不同并且PVOH的水解度和等级也不同。在水溶液中,PVOH可以丧失结晶度并且膨胀以形成非晶结构,该非晶结构是柔性和可塑的,但是仍不可溶。根据溶液情况,PVOH可以完全地溶解并且作为溶液中的聚合物而存在。
本发明可以使用不可溶形式的PVOH,以将PVOH度量外材料置于井下裂缝中。通过改变沉积于裂缝中的PVOH附近的盐度和/或温度条件,PVOH可以被溶解以去除PVOH沉积物和/或激活PVOH以用作破坏剂或其它井下功能。除了通道填充材料以外,任何PVOH滤饼也可以被去除。PVOH还可以被用作用于例如支撑剂的纤维辅助传输。可溶PVOH还可以充当用于交联聚合物或粘弹性表面活性剂(VES流体系统)的延迟破坏剂。
通过流体盐含量,该方法可以利用PVOH和类似的多元醇在水介质中的溶解度的可控性。在有足够高的盐浓度的盐水中,PVOH不可溶,但是会变成粘稠、柔性的材料,其容易地粘到自身和固体表面,是一种良好的通道填充剂材料。但是,通过将盐水浓度降低到临界盐水平以下,自粘连PVOH固体会变成可溶的并且快速地溶解到溶液中。
PVOH的溶解是通过PVOH的水解度、分子量、结晶度、颗粒尺寸等来控制的。水解度被定义为相对于非水解的醋酸基在聚合物链上的羟基的摩尔百分比。例如,水解度为88的PVOH会具有沿着聚合物主链的聚合物88摩尔百分比的羟基以及12摩尔百分比的醋酸基。羟基和/或醋酸基可以随机地或者成块地分布。
大部分PVOH级在大约80℃(176°F)溶解。对于可溶性,大约88%的水解度是最佳的,即,当水解度大于或小于大约88%时,PVOH的可溶性降低。随着水解度提高到88%以上,由于羟基基团更紧密的对准,溶解性降低,该羟基基团更紧密的对准被认为是由于氢键的形式所导致。在88%以下的水解中,由于醋酸基的数量的增加,可溶性提高;聚醋酸乙烯酯通常可溶于水。影响PVOH溶解性的其它因素可以包括聚合物浓度和盐浓度;不可溶PVOH的量,例如,非晶PVOH可以随着盐或聚合物的浓度的增加而增加。PVOH的结晶度还可以被用于控制PVOH可溶解的温度。例如,以可变程度部分结晶的PVOH可以在20℃到90℃的温度范围中溶于水。作为溶解过程的部分,PVOH经过“胶状”或非晶态。PVOH聚合物的溶解性和胶状态还可以通过盐浓度来控制。例如,在80℃(176°F)完全溶解于2wt%的氯化钾盐水的PVOH纤维在93℃(200°F)以下不会完全溶解于6wt%的氯化钾盐水中,在93℃(200°F)的10wt%的氯化钾盐水中仅会变形和聚集,在93℃(200°F)的12wt%的氯化钾盐水中不会受影响。
具有特定的化学和物理组成、包括结晶度、水解度、分子量和分布、涂层(如果存在)、在特定温度并与特定盐度的流体或多种流体接触的PVOH的溶解情况和速度通过简单的实验来容易地确定:在处理条件下将PVOH暴露于流体或多种流体并监视溶解。
PVOH可以以各种固体形状被制造和使用,包括,但不限于纤维、粉末、颗粒等。包含井处理流体和PVOH(以及任何其它添加剂)的系统可以使用其它的传统处理流体混合设备和混合技术来分批混合或即时混合。
如果PVOH是主要用于其触发温度之下以用于放置并不膨胀或者变为非晶直到井下溶解之前的结晶纤维形式,那么更普遍地,使用直纤维;但是,弯曲的、卷的、螺旋状和其它三维纤维几何图案都是有用的。此外,这些纤维可以绑到一起,或者在一端或两端压紧。在一个实施例中,纤维长度至少为大约2毫米,并且纤维直径的范围为从大约3微米到200微米。从应用的观点来看,对采用的纤维的长度看起来没有上限。处理、混合和抽吸设备决定纤维长度的上限。在一个实施例中适合的PVOH具有大约2-25mm的长度,优选地为大约3-18mm,最优选地为大约6mm;其具有大约0.1-20旦尼尔,优选地大约0.15-6旦尼尔。这样的纤维对于颗粒传输最优。
如果在井处理流体中PVOH是非晶的或者从结晶变化成非晶形式,那么由于PVOH将形成作为小颗粒分散到处理流体中的胶状相,因此具体的物理形式不是很重要。如果PVOH也被用作降滤失剂,那么PVOH颗粒的颗粒尺寸的选择主要基于理想的降滤失性能(例如,井喷式和壁挂建筑系数)。用于珠或粉末的典型的颗粒尺寸的范围从亚微米(例如大约0.2微米)到大约200微米,例如,从大约10微米到大约50微米,但是实际尺寸尤其依赖于本领域技术人员所了解的地层属性和其它因素。在这些尺寸范围中的非晶或部分结晶PVOH纤维也是适合的。
如果PVOH也被用作破坏剂,那么这些颗粒可以是更大的尺寸范围,例如,从纳米颗粒(用于破坏基质内的VES)到用于破坏载体流体的支撑剂的尺寸。PVOH及其属性,诸如分子量和结晶度是主要基于要在其将被使用的温度和盐度的载体流体中的理想的溶解速度来选择的。这些选择还可以受到延迟破坏之前的理想时间的影响,其可以依赖于工作的大小,该工作是水力压裂还是砾石充填,以及本领域普通技术人员所了解的其它因素,包括VES或交联聚合物和任意的其它添加剂的浓度和特性,以及温度。
此外,在处理期间存在可以对将特殊的PVOH固体的选择纳入考虑的参数的改变,依赖于作为度量外材料等将被使用的方法,在其它因素中还包括:其化学性质和结晶度、其尺寸和形状及其浓度。所有这些参数可以受到工作的性质的影响,例如,是否需要流体损耗控制、温度、地层的性质以及在破坏发生前所需的时间和/或破坏已经发生所需的时间。例如,当在低渗透率地层中进行砾石充填时,可以不需要流体损耗控制,并且可以基于破坏属性来进行选择。在与上述相似的简单实验的帮助下或者在下面的例子中在可选地模拟软件的帮助下,可以进行适合的选择。
当例如PVOH纤维被采用时,其可以具有在水中的温度触发溶解能力,例如,大于90℃。触发温度应当大于注入温度,但是低于地层温度。以这种方式,在将支撑剂岛隔开以用于裂缝闭合后,随着温度升高到触发温度以上,PVOH纤维被作为固体使用处理流体来注入,但是在井下被溶解。通过采用具有恰好低于地层温度的触发温度的PVOH纤维和/或持续注入低温流体以将纤维保持在触发温度之下直到希望溶解,可以延迟溶液化。当通过保持子触发温度来控制纤维的溶解度时,可以采用具有低盐度的水流体。此外,通过使用高盐度流体,可以进一步控制或延迟纤维的溶化,从而使得如果超出触发温度那么直到盐度降低才发生溶化。在纤维不是完全可溶而是已经变得“粘稠”从而集聚并堵塞间隙空间的条件下,应当注意避免损害流体流(当流体流是必须的时)。
PVOH纤维还可以在降低所需的其它流体增粘剂的量的同时被用于采用纤维辅助传输以改进支撑剂和其它颗粒传输的支撑剂阶段。可以制造至少局部结晶的PVOH纤维以在被处理后溶解,从而使得在井眼或裂缝中没有永久的纤维残渣被留下来。例如,具有在预选温度下的温度触发点的PVOH纤维可通过商品名KURALON K-II(Kuraray America,Incorporated)购得。当进入限定的触发温度时,这些PVOH纤维完全溶解于水,但是对于pH和化学条件的更广的范围,更低温度下是几乎不溶解。这些PVOH纤维被使得具有以10℃为增量的在20℃与90℃之间的期望温度下定义用于水溶解的温度触发点。当PVOH纤维确实溶解于水处理或储层流体时,其在溶液中释放聚乙烯醇。其可以有效地破坏VES流体。由于溶解的聚乙烯醇的添加有效地将硼酸盐、钛酸盐、锆酸盐和类似的离子从基于瓜尔胶的分子中去除,因此溶解的纤维还可以破坏某些基于交联的瓜尔胶或其它聚合物的稠化流体,从而将交联聚合物的粘性降低到线性凝胶的粘性。
PVOH的纤维和其它颗粒形式也可以以非结晶或半结晶/非晶的形式获得。当非晶PVOH被采用时,PVOH的溶解可以仅通过盐度来控制。其中引入了PVOH颗粒的井处理流体应当具有高盐度以避免过早溶解。当希望溶解PVOH固体时,通过引入低盐度的后续处理流体(例如,淡水或2%的KCl)来降低盐度条件,或者,其中地层水具有低盐度,允许原生水流到PVOH固体的环境中。
PVOH固体可以可选地被涂覆,以减慢溶解。适合的涂层包括聚己内酯(polycaprolate)(乙交酯和ε-己内酯的共聚物)以及硬脂酸钙,这两者都是疏水性的。聚己内酯本身是慢水解的。通过任何方法在PVOH固体的表面上生成疏水层都延迟了溶解。请注意,涂层在这里可以指封装或者简单地指通过化学反应或者通过形成或添加另一种材料的薄膜来改变表面。延迟PVOH固体的溶解的另一个合适的方法是可选地在油或乳胶的油相中使用疏水涂层来悬浮固体。直到在任何可溶性触发温度之上,低盐度水接触到固体PVOH,才会发生溶解。
在本发明的另一个实施例中,本发明涉及包含被地层内的井眼和裂缝所穿透的地下地层的组成。在裂缝中(即,在地层面之间形成的空间)是多个支撑剂团块,支撑剂团块由多个度量外材料团块隔开。多个度量外材料团块可以通过适当的技术去除,以在支撑剂团块周围形成开放通道来使得来自地层的流体能够流过裂缝流向井眼。
在另一方面中,方法实施例包括将多阶段的井处理流体通过井眼注入地下地层中的裂缝中,各阶段的流体包含支撑剂和度量外材料中的至少一种。制道剂包括在裂缝中产生酸的固体酸前体和在裂缝中产生碱的固体碱前体中的至少一种(在任一种情况中,合适的酸或碱分别是在降低或提高方向上改变水介质的pH值的材料)。支撑剂以多个支撑剂团块的形式放置在裂缝中,以形成柱。然后,制道剂被溶解在裂缝中,这样可以进一步使得流体从地层通过裂缝流向井眼(本申请中的术语“溶解”是指度量外材料使占据的裂缝空间为空的任何合适的过程,例如,化学或机械过程)。
一些实施例可以得益于形式为纤维或乳胶的可降解、高能量材料的存在。可降解、高能量(爆炸的或可燃爆的)聚合物或有机化合物被以纤维或乳胶的形式传递到裂缝,并且使用爆炸来可选地开始降解,因此使得支撑剂充填层中没有纤维。此外,地层被额外地刺激。甲烷干气井可以受益于这样的实施例,这是由于较低的水或油流速导致的其低渗透性(在10nD到5mD的范围中)及其更长的纤维降解时间要求。在一些实施例中,该材料在同一个分子中含有还原剂和氧化剂两者,并且在分解中不需要活性介质参与。可以使用聚合物或低分子量产品或其混合物。分子内的氧化基包括硝基,叠氮基和/或过氧化氢基。用于纤维的材料包括:硝化纤维素、硝基淀粉、硝基聚乙烯醇、硝基聚苯乙烯、硝基茚、硝基乙烯、硝基聚氨酯、二硝基丙基丙烯酸酯、聚乙烯基叠氮化物、缩水甘油叠氮聚合物及其衍生物以及其混合物。用于乳胶的材料包括:不同硝基成分的硝化纤维素、硝基聚乙烯醇、硝基聚苯乙烯、硝基茚硝基乙烯、硝基聚氨基甲酸酯、二硝基丙基丙烯酸酯、聚乙烯基叠氮化物、缩水甘油叠氮聚合物、2,4,6-三硝基甲苯和其它硝基苯衍生物、六硝基及其衍生物以及其混合物。
含有高能量的材料处理可以得益于既具有作为还原剂的烃片段也具有作为氧化剂的硝基(或其它氮装)片段的化合物,以及理想地以CO2、N2和H2O为最终产品的引发导致的分解(不需要化学触发)。快速可降解化合物可以被用作固体气前体,其提供慢的或快的气停止。这导致降低的静水压力和改进的生产率。作为实际问题,爆炸和燃爆纤维可以被安全地以湿的或泥浆的形式在水或凝胶在被传递到位置。对于这种降解可以选择三种方式。
1.散装材料的热的慢速分解,其中没有分解波传播。井下条件下的高温驱动这进行。其优点在于快速的纤维消失和气体释放。在100℃下分解大约花10天时间,活化能大约为27Kcal/mol。
2.具有在音速以下的波传播的快速燃爆。其在热或其它类型的引发后开始。优点在于更快的纤维降解、产品气体释放、使裂缝附近的地层加热以及对触发处理的控制。
3.爆炸。其在热或其它(化学的、压力、放射、声波等)引发后开始。其降解纤维并引入裂缝刺激。优点在于快速的纤维降解、额外的地层刺激以及受控的触发。
依赖于高能纤维的一些实施例可以得益于使用高能材料乳胶来封装其它井下化学物质,诸如破坏剂、辅助剂等。疏水成分可以被掺入到在地表仍然保持稳定的乳胶的疏水相。这样,可以实现封装试剂的快速释放。
高能材料乳胶可以包括百分之90到10的水、百分之90到10的可降解高能材料以及可选的有机溶剂,以溶解可降解材料、乳化剂、稳定剂、固体添加剂、封装材料和破坏剂辅助剂。在井下的情况下,乳胶被从乳胶中析出的高能材料(内部相)触发。触发在井下温度、乳液液滴的化学不稳定、扩展表面、固体、电解、超声、其它方法或它们的组合的动作下发生。
Claims (52)
1.一种方法,包括:
将包括支撑剂和度量外材料的井处理流体通过井眼引入地下地层中的裂缝中,其中,在泵送编排中以变化的和脉冲式的支撑剂浓度来实现引入,该泵送编排基于流体和地层性质被优化;并且/或者,其中,通过在脉冲期间改变泵送速率来实现引入,以及
在裂缝中形成包括支撑剂和度量外材料的多个支撑剂团块;
其中,度量外材料将支撑剂合并为团块,并且
其中,度量外材料是可降解的。
2.根据权利要求1所述的方法,其中,度量外材料通过软化、溶解或者反应来降解,并且度量外材料在支撑剂置于裂缝中之后降解。
3.根据权利要求2所述的方法,其中,度量外材料的降解使得流体能够从地层通过裂缝流向井眼。
4.根据权利要求1所述的方法,其中,度量外材料包括如下中的至少一种:
能够在裂缝中产生酸的固体酸前体,以及
能够在裂缝中产生碱的固体碱前体。
5.根据权利要求1所述的方法,其中,度量外材料能够在裂缝中产生酸。
6.根据权利要求1所述的方法,其中,井眼是垂直井眼、相对于垂直井眼以任何角度偏斜的井眼、或者二者的任何组合。
7.根据权利要求1所述的方法,其中,在井眼中的另一个裂缝处重复所述方法。
8.根据权利要求1所述的方法,其中,支撑剂团块放置在沿着相对于垂直井眼以任何角度偏斜的井眼的横向或纵向裂缝中。
9.根据权利要求1所述的方法,其中,地层中被处理流体接触的区域包括通过将粘土和粉砂级颗粒合并成相对不可渗透的薄层而形成的细粒沉积岩。
10.根据权利要求1所述的方法,还包括:将包括度量外材料的流体以比井处理流体高的浓度注入裂缝中。
11.根据权利要求1所述的方法,其中,度量外材料是制道剂。
12.根据权利要求1所述的方法,其中,在引入和形成期间,度量外材料不是制道剂。
13.一种方法,包括:
将包括支撑剂和度量外材料的井处理流体通过井眼注入地下地层中的裂缝中,其中,在泵送编排中以变化的和脉冲式的支撑剂浓度来实现注入,该泵送编排基于流体和地层性质被优化;并且/或者,其中,通过在脉冲期间改变泵送速率来实现引入;以及
将支撑剂以多个支撑剂团块的形式放置在裂缝中,
其中,度量外材料加强支撑剂团块,并且
其中,度量外材料是可去除材料。
14.根据权利要求13所述的方法,其中,度量外材料通过软化、溶解、融化或反应来降解,并且在支撑剂置于裂缝中之后发生降解。
15.根据权利要求13所述的方法,其中,度量外材料的降解进一步使得流体能够从地层通过裂缝流向井眼。
16.根据权利要求15所述的方法,其中,度量外材料包括能够在裂缝中产生酸的固体酸前体、能够在裂缝中产生碱的固体碱前体、或者二者。
17.根据权利要求15所述的方法,其中,度量外材料包括能够在裂缝中产生酸的度量外材料。
18.根据权利要求13所述的方法,其中,井眼是垂直井眼、相对于垂直井眼以任何角度偏斜的井眼、或者二者的任何组合。
19.根据权利要求13所述的方法,其中,在井眼中的另一个裂缝处重复所述方法。
20.根据权利要求13所述的方法,其中,支撑剂团块位于沿着相对于垂直井眼以任何角度偏斜的井眼的横向或纵向裂缝中。
21.根据权利要求13所述的方法,其中,地层中被处理流体接触的区域包括通过将粘土和粉砂级颗粒合并成相对不可渗透的薄层而形成的细粒沉积岩。
22.根据权利要求13所述的方法,还包括:将包括度量外材料的流体以比井处理流体高的浓度注入裂缝中。
23.根据权利要求13所述的方法,其中,度量外材料是制道剂。
24.根据权利要求23所述的方法,其中,在引入和形成期间,度量外材料不是制道剂。
25.根据权利要求13所述的方法,其中,度量外材料还保持团块的结构完整性。
26.根据权利要求13所述的方法,其中,度量外材料还保持支撑剂团块的分离。
27.一种方法,包括:
a)在被井眼穿透的地下地层中构造系统,包括:
i.在地下地层中形成裂缝
ii.将包括支撑剂和度量外材料的井处理流体通过井眼注入裂缝中,其中,在泵送编排中以变化的和脉冲的支撑剂浓度来实现注入,该泵送编排基于流体和地层性质被优化;并且/或者,其中,通过在脉冲期间改变泵送速率来实现引入;并且,度量外材料是可降解材料;
iii.将支撑剂以多个支撑剂团块的形式放置在裂缝中;
b)通过a)的系统,从地层开采地层流体。
28.根据权利要求27所述的方法,其中,度量外材料合并支撑剂团块。
29.根据权利要求27所述的方法,还包括:将包括度量外材料的流体以比井处理流体高的浓度注入裂缝中。
30.根据权利要求27所述的方法,其中,度量外材料是制道剂。
31.根据权利要求27所述的方法,其中,在引入和形成期间,度量外材料不是制道剂。
32.根据权利要求1所述的方法,其中,通过处理来自地面和/或井底测量仪的数据来实时地执行优化。
33.根据权利要求1所述的方法,其中,支撑剂浆液脉冲和清洁流体脉冲持续时间被优化,以确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
34.根据权利要求1所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在减少过早脱砂风险的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
35.根据权利要求1所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在具有最小的支撑剂体积的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
36.根据权利要求13所述的方法,其中,通过处理来自地面和/或井底测量仪的数据来实时地执行优化。
37.根据权利要求13所述的方法,其中,支撑剂浆液脉冲和清洁流体脉冲持续时间被优化,以确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
38.根据权利要求13所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在减少过早脱砂风险的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
39.根据权利要求13所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在具有最小的支撑剂体积的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
40.根据权利要求27所述的方法,其中,通过处理来自地面和/或井底测量仪的数据来实时地执行优化。
41.根据权利要求27所述的方法,其中,支撑剂浆液脉冲和清洁流体脉冲持续时间被优化,以确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
42.根据权利要求27所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在减少过早脱砂风险的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
43.根据权利要求27所述的方法,其中,脉冲中的支撑剂浆液浓度被优化,以在具有最小的支撑剂体积的情况下确保最大的裂缝导流率和/或有效裂缝长度。
44.一种方法,包括:
a.在足以在地下地层中生成和扩展裂缝的压力下将处理流体注入井眼中,其中,流体可以可选地包括支撑剂,以最小化流体损失,以清洁穿孔,并且/或者以在裂缝的末端处产生均质的支撑剂充填层;
b.以脉冲的形式反复地注入携带支撑剂的流体和清洁流体,其中,每一个携带支撑剂的流体脉冲或清洁流体脉冲的持续时间小于60秒,或者,体积小于80bbl,并且,其中,注入的脉冲的数量大于3;以及
c.注入携带支撑剂的流体,以靠近井眼产生均质的支撑剂充填层,以防止裂缝壁产生坍缩点。
45.根据权利要求44所述的方法,其中,泵送速率在不同的阶段和/或脉冲下不同。
46.根据权利要求44所述的方法,其中,向无支撑剂和携带支撑剂阶段中添加纤维材料,以增强支撑剂的输送。
47.根据权利要求44所述的方法,其中,添加的支撑材料是陶瓷、任何网眼尺寸的砂支撑剂、塑料、水泥、聚集的粉末等中的任何一种或多种。
48.一种根据以上公开的所有可能的实施例的处理地下地层的方法。
49.一种根据权利要求48的方法在地下地层中构造的系统。
50.一种根据权利要求48的方法的从地下地层开采碳氢化合物或水的方法。
51.根据权利要求44所述的方法,其中,第三阶段3的持续时间不大于6秒,或者,在体积方面,它应该超过3bbl。
52.根据权利要求44所述的方法,其中,第三阶段3的持续时间或体积小于第二阶段的持续时间或体积。
Applications Claiming Priority (5)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201161520788P | 2011-06-15 | 2011-06-15 | |
US61/520,788 | 2011-06-15 | ||
US13/494,503 | 2012-06-12 | ||
US13/494,503 US9863230B2 (en) | 2011-06-15 | 2012-06-12 | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
PCT/US2012/042180 WO2012174065A1 (en) | 2011-06-15 | 2012-06-13 | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103688019A true CN103688019A (zh) | 2014-03-26 |
CN103688019B CN103688019B (zh) | 2017-05-10 |
Family
ID=47357440
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201280029123.7A Active CN103688019B (zh) | 2011-06-15 | 2012-06-13 | 裂缝中在具有可去除的度量外材料填充物的情况下的支撑剂的不均匀放置 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9863230B2 (zh) |
CN (1) | CN103688019B (zh) |
CA (1) | CA2838564C (zh) |
MX (1) | MX2013014570A (zh) |
RU (1) | RU2608372C2 (zh) |
WO (1) | WO2012174065A1 (zh) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108203581A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂用复合支撑剂及采用该支撑剂的进行压裂的方法 |
CN108729887A (zh) * | 2017-04-21 | 2018-11-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 粘性膜稳定砾石充填层防砂工艺 |
CN110168045A (zh) * | 2016-09-20 | 2019-08-23 | 费尔蒙特山拓有限公司 | 具有改善的溶解特性的可降解封堵球 |
CN110724506A (zh) * | 2018-07-16 | 2020-01-24 | 长江大学 | 一种裂缝油藏胶结纤维颗粒架桥剂及其制备方法 |
CN112709561A (zh) * | 2019-10-24 | 2021-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低压致密泥灰岩储层改造方法 |
CN112832718A (zh) * | 2021-03-12 | 2021-05-25 | 西南石油大学 | 一种深层页岩气开发方法 |
CN115012901A (zh) * | 2022-07-19 | 2022-09-06 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种支撑剂高效铺置多级纤维防砂实验方法 |
Families Citing this family (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
CN103306659B (zh) * | 2013-07-04 | 2016-05-18 | 中国石油大学(华东) | 一种实现超高导流能力的压裂工艺 |
US10030494B2 (en) | 2013-09-17 | 2018-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations |
US9447314B2 (en) | 2013-10-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing a perfluorinated chelating agent and methods for use thereof |
US10294768B2 (en) | 2013-11-14 | 2019-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adaptation of fracturing fluids |
US10337311B2 (en) | 2014-09-03 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming variable strength proppant packs |
US9914872B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-03-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Proppants |
WO2016140592A1 (en) * | 2015-03-03 | 2016-09-09 | Schlumberger Canada Limited | Materials and their characterization in heterogeneous proppant placement |
RU2693201C1 (ru) | 2015-06-23 | 2019-07-01 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Распознание расклинивающего агента с помощью мобильного устройства |
US10683739B2 (en) | 2015-09-23 | 2020-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations, net pressure pulsing |
CN105335552B (zh) * | 2015-09-29 | 2018-04-20 | 浙江大学 | 不可伸展带状物体的几何性质描述模型及动力学模拟方法 |
WO2017062099A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Polymeric and elastomeric proppant placement in hydraulic fracture network |
WO2017062086A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
US10876042B2 (en) | 2016-06-17 | 2020-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | In situ formed inorganic solids in fracture networks |
CN109983200B (zh) * | 2016-07-01 | 2023-06-06 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于检测井中裂缝位置(变量)的方法 |
WO2018075038A1 (en) * | 2016-10-20 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving channel formation |
CA3058597C (en) * | 2017-03-31 | 2024-06-25 | Schlumberger Canada Limited | Method of hydraulic fracturing with fibre-loaded hydraulic fluid |
US10808162B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-10-20 | Fairmount Santrol Inc. | Crush resistant buoyant ball sealers |
US10422209B2 (en) | 2018-01-09 | 2019-09-24 | Saudi Arabian Oil Company | Magnetic proppants for enhanced fracturing |
RU2703572C1 (ru) * | 2019-01-23 | 2019-10-21 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта |
US11492541B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials |
US11319478B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
US11124700B2 (en) | 2019-09-26 | 2021-09-21 | Oil Field Packaging Llc | Use of micro-particle amorphous silicate in well stimulation |
CN110984947B (zh) * | 2019-12-17 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种针对天然裂缝发育气藏水力压裂的支撑剂精准置放方法 |
WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
US11365344B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
US11473001B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
US11473009B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
US11268373B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells |
US11578263B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Ceramic-coated proppant |
US11795382B2 (en) | 2020-07-14 | 2023-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Pillar fracturing |
US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
CN115898322A (zh) * | 2021-09-22 | 2023-04-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油藏渗流场改造控水工艺方法、系统及应用 |
US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
CN115873588B (zh) * | 2022-11-30 | 2024-02-27 | 北京昆仑隆源石油开采技术有限公司 | 一种支撑剂及其制备方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US20060289160A1 (en) * | 2004-12-01 | 2006-12-28 | Van Batenburg Diederik | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US20080149329A1 (en) * | 2006-12-20 | 2008-06-26 | Iain Cooper | Real-Time Automated Heterogeneous Proppant Placement |
EA200701378A1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем |
CN101688443A (zh) * | 2007-07-03 | 2010-03-31 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在水力压裂中用于不均匀支撑剂充填的射孔策略 |
Family Cites Families (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4078609A (en) | 1977-03-28 | 1978-03-14 | The Dow Chemical Company | Method of fracturing a subterranean formation |
US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
US6949491B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-09-27 | Cooke Jr Claude E | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
WO2004037946A1 (en) | 2002-10-28 | 2004-05-06 | Schlumberger Canada Limited | Self-destructing filter cake |
AU2003294424A1 (en) * | 2002-11-18 | 2004-06-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method of treating subterranean formations to enchance hydrocaronproduction using proppants |
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 |
US7213651B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US7413017B2 (en) * | 2004-09-24 | 2008-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for inducing tip screenouts in frac-packing operations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
DE06769529T1 (de) * | 2006-01-27 | 2009-04-16 | Schlumberger Holdings Ltd. | Verfahren zur hydraulischen spaltenbildung einer unterirdischen formation |
US8082994B2 (en) | 2006-12-05 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations |
CA2685958C (en) | 2007-05-30 | 2012-10-09 | Schlumberger Canada Limited | Method of propping agent delivery to the well |
BRPI0821121A2 (pt) * | 2007-12-14 | 2016-06-14 | 3M Innovative Properties Co | método de contatar uma formação subterrânea, e método de reduzir a migração de sólidos |
WO2009096805A1 (en) | 2008-01-31 | 2009-08-06 | Schlumberger Canada Limited | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
US20100252268A1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-10-07 | Hongren Gu | Use of calibration injections with microseismic monitoring |
US8697612B2 (en) * | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
-
2012
- 2012-06-12 US US13/494,503 patent/US9863230B2/en active Active
- 2012-06-13 CN CN201280029123.7A patent/CN103688019B/zh active Active
- 2012-06-13 CA CA2838564A patent/CA2838564C/en active Active
- 2012-06-13 MX MX2013014570A patent/MX2013014570A/es unknown
- 2012-06-13 RU RU2014101038A patent/RU2608372C2/ru active
- 2012-06-13 WO PCT/US2012/042180 patent/WO2012174065A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US20060289160A1 (en) * | 2004-12-01 | 2006-12-28 | Van Batenburg Diederik | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
EA200701378A1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем |
US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US20080149329A1 (en) * | 2006-12-20 | 2008-06-26 | Iain Cooper | Real-Time Automated Heterogeneous Proppant Placement |
CN101688443A (zh) * | 2007-07-03 | 2010-03-31 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在水力压裂中用于不均匀支撑剂充填的射孔策略 |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110168045A (zh) * | 2016-09-20 | 2019-08-23 | 费尔蒙特山拓有限公司 | 具有改善的溶解特性的可降解封堵球 |
CN108203581A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂用复合支撑剂及采用该支撑剂的进行压裂的方法 |
CN108729887A (zh) * | 2017-04-21 | 2018-11-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 粘性膜稳定砾石充填层防砂工艺 |
CN108729887B (zh) * | 2017-04-21 | 2020-10-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 粘性膜稳定砾石充填层防砂工艺 |
CN110724506A (zh) * | 2018-07-16 | 2020-01-24 | 长江大学 | 一种裂缝油藏胶结纤维颗粒架桥剂及其制备方法 |
CN110724506B (zh) * | 2018-07-16 | 2022-01-14 | 长江大学 | 一种裂缝油藏胶结纤维颗粒架桥剂及其制备方法 |
CN112709561A (zh) * | 2019-10-24 | 2021-04-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种低压致密泥灰岩储层改造方法 |
CN112832718A (zh) * | 2021-03-12 | 2021-05-25 | 西南石油大学 | 一种深层页岩气开发方法 |
CN112832718B (zh) * | 2021-03-12 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | 一种深层页岩气开发方法 |
CN115012901A (zh) * | 2022-07-19 | 2022-09-06 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种支撑剂高效铺置多级纤维防砂实验方法 |
CN115012901B (zh) * | 2022-07-19 | 2024-05-03 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种支撑剂高效铺置多级纤维防砂实验方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US9863230B2 (en) | 2018-01-09 |
CA2838564A1 (en) | 2012-12-20 |
MX2013014570A (es) | 2014-03-21 |
RU2014101038A (ru) | 2015-07-20 |
CA2838564C (en) | 2019-10-15 |
RU2608372C2 (ru) | 2017-01-18 |
US20130146292A1 (en) | 2013-06-13 |
WO2012174065A1 (en) | 2012-12-20 |
CN103688019B (zh) | 2017-05-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103688019A (zh) | 裂缝中在具有可去除的度量外材料填充物的情况下的支撑剂的不均匀放置 | |
CN103781991A (zh) | 在具有可去除度量外材料填充物的裂缝中不均匀地放置支撑剂 | |
US8636065B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
US7581590B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
US9670764B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
US9080440B2 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
US20110083849A1 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
RU2404359C2 (ru) | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) | |
CA2963374C (en) | Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles | |
AU2014262292B2 (en) | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments | |
US20140290945A1 (en) | Methods of zonal isolation and treatment diversion | |
WO2012170522A2 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
CN103987917A (zh) | 使用穿过聚集的喷砂射孔的支撑剂脉冲供送的水力压裂 | |
US20170198191A1 (en) | Methods of zonal isolation and treatment diversion | |
WO2013147796A1 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
WO2021141584A1 (en) | Methods for enhancing and maintaining effective permeability of induced fractures | |
MX2008009169A (en) | Method for hydraulic fracturing of subterranean formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |