CN104712303A - 最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法 - Google Patents

最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104712303A
CN104712303A CN201410758434.8A CN201410758434A CN104712303A CN 104712303 A CN104712303 A CN 104712303A CN 201410758434 A CN201410758434 A CN 201410758434A CN 104712303 A CN104712303 A CN 104712303A
Authority
CN
China
Prior art keywords
proppant
fluid
sealing agent
well
crack
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
CN201410758434.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104712303B (zh
Inventor
B·勒塞尔夫
C·克雷默
T·L·波普
D·M·维尔贝里
Z·乌索瓦
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.)
Smith International Inc
Original Assignee
Prad Research and Development Ltd
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 Prad Research and Development Ltd filed Critical Prad Research and Development Ltd
Publication of CN104712303A publication Critical patent/CN104712303A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104712303B publication Critical patent/CN104712303B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts

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)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • General Preparation And Processing Of Foods (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

一种处理地下地层的方法包括：在地下地层中形成裂缝，将预定量的支撑剂引入到处理流体内，以及随后在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前将封堵剂引入到处理流体内，从而最小化支撑剂从裂缝的过度驱替。

Description

最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法
背景技术
诸如石油、凝析液和气体之类的碳氢化合物常常产自被钻入到包含它们的地层内的井。时常地，进入到井内的碳氢化合物流量可能是低的，至少因为储层固有的低渗透率或由钻井和完井所造成的对地层的损害。为得到期望的碳氢化合物流量，可以执行诸如水力压裂或酸化压裂之类的各种处理。
水力压裂涉及以高压和高速率将处理流体注入到地层内，使得储油气层断裂并形成裂缝(或裂缝网络)。可以在填充之后将支撑剂注入到处理流体中，以在压力被释放之后使(多个)裂缝开着。水平井与多层地层的水力压裂(以及酸化压裂)常常涉及使用转向技术，以使不同带之间的裂缝能够改变方向。
使用微粒的转向方法可以基于使套管后的转向材料的颗粒建立桥并且通过在所形成的桥处积聚剩余颗粒以形成塞。在这些处理中，当引起的裂缝张开时，具有用于转向的固体颗粒实际上将不在裂缝上形成桥的风险。相反，可以将这种颗粒从希望高传导率的井眼附近的区域驱替，并且最终消失在裂缝内(过度驱替)。
发明内容
提供本发明内容以介绍一组下面详细描述中所进一步描述的概念。该概要既不旨在确定所要求主题的关键或必要的特征，也不旨在用作帮助限定所要求保护的主题的范围。
所作的陈述仅提供与本公开相关的信息，并且可以描述一些说明本申请主题的实施例。
在第一方面，公开了一种用于处理被井眼穿透的地下地层的方法。该方法包括：在所述地下地层中形成裂缝。该方法还包括：以大于或等于所述地下地层的裂缝诱发压力的流体压力将处理流体注入到所述井眼内，使得所述处理流体被用于将预定量的支撑剂运送到所述井眼内。该方法进一步包括：通过在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前将封堵剂引入到处理流体内而不降低流体压力来在裂缝中形成塞。
在第二方面，公开了一种最小化支撑剂从被井眼穿透的地下地层的过度驱替的方法。所述方法包括：将包含一定量的支撑剂的浆液引入到形成在所述地下地层中的裂缝内；通过与最后百分之一的支撑剂同时或在最后百分之一的支撑剂之后将封堵剂引入到所述浆液内而不降低正用于将所述一定量的支撑剂引入到所述裂缝内的流体压力来形成塞。
附图说明
在下面的描述与附图中解释了可以获得本公开目的与其他可取特征的方式，其中：
图1是根据于此所描述的一个或多个实施例的用于在井上执行水力压裂作业的泵系统的示意图。
图2示出了根据于此所描述的一个或多个实施例的地面压力图的曲线图示。
具体实施方式
在下面的描述中，阐述了多个细节以提供对本公开的理解。然而，本领域技术人员可以理解，在没有这些细节的情况下仍可以实施本公开的方法，并且由所描述的实施例而来的许多变形或改变是可能的。
在最开始，应当注意，在任何这种实际实施例的开发过程中，都可以作出许多实施特有的决策，以实现开发者的特有目的，诸如从一个实现到另一实现不同的对与系统相关和与商业相关的限制的遵从。此外，将意识到这种开发工作量可能是复杂的且耗时的，但对于受益于本公开的本领域技术人员来说仍将是常规任务。此外，于此所使用/所公开的组分还可能包括除那些所引用的之外的一些组分。在概要和该详细描述中，每个数值应当作被术语“大约”修饰时再读一次(除非已经明确指出不是如此)，并且然后当不是如此修饰时再读一次，除非在上下文中以别的方式指出。同样地，在概要和该详细描述中，应当理解，所列或所描述为有用的、适合的等范围旨在包括针对该范围内的任意可想到子范围的支持，至少因为该范围内的每个点，包括端点，都被认为是已经被声明了。例如，“从1至10的范围”将被读作指示沿大约1与大约10之间的连续统的每个可能的数字。此外，本实例中的一个或多个数据点可以被结合在一起，或可以与说明书中的多个数据点中的一个相结合，以创建范围，并且包括该范围内的每个可能的值或数字。因此，即使该范围内的特定数据点，或该范围内甚至没有数据点被明确地识别或指一些特定的值，但应理解，发明人意识并理解该范围内的任何可想到的数据点将被认为是已经被指定的，并且发明人拥有整个范围和该范围内的每个可想到的点与子范围方面的知识。
提供下述定义以帮助本领域技术人员理解详细描述。
在将水力压裂应用于碳氢化合物储层以增加来自储层的碳氢化合物的生产率时，井处理的主要目标是为增大地层的生产面区域。必须使传导率高于地层的流道位于该增加的表面区域与生产井之间。为了增大表面区域，高压被使用，其压裂岩石。在本公开的方法中，通过在地下地层中形成裂缝、将预定量的支撑剂引入到处理流体内以及随后在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前将封堵剂引入到处理流体内来最小化支撑剂的过度驱替来创建高传导率通道。
可以使用本公开的方法来处理至少一部分地下地层。术语“处理”并不意味流体的任何特殊动作。例如，被放置或被引入到地下地层内的处理流体可以是，例如，水力压裂流体、酸化流体(酸化压裂流体、酸转向流体)、增产流体、防沙流体、完井流体、井眼胶结流体、修复处理流体、固井流体、钻井流体、压裂充填流体或砾石充填流体。
如于此所使用的，术语“处理流体”指的是用在结合所期望的功能和/或针对所期望的目的的地下作业中的任何已知的可泵送的和/或可流动的流体。如于此所使用的，“小塞”或“封堵流体”是放置或循环于井眼内的一类相对小体积的专门准备的处理流体。
术语“地下地层”指的是至少部分地位于地球表面之下的任何物理地层。
术语“压裂”指的是通过非常高的压力(压力高于所确定的地层的闭合压力)泵送处理流体来破裂诸如井眼周围的岩层之类的地质构造并产生裂缝的过程和方法，以增大来自碳氢化合物储层的生产率或增大至碳氢化合物储层的注入速率。本公开的压裂方法可以包括通过在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前将封堵剂引入到处理流体内而不降低流体压力来在裂缝中形成塞，除此之外使用本领域已知的传统组分和技术。
术语“微粒”或“颗粒”指的是具有小于大约20mm、例如小于大约15mm的最大尺寸的固体3D物体。进一步地，如于此所使用的术语“微粒”或“颗粒”包括密封球。这里物体的“尺寸”指的是两个任意平行平面之间的距离，每个平面接触物体表面的至少一个点。最大尺寸指的是存在于任意两个平行平面之间的物体的最大距离，以及最小尺寸指的是存在于任意两个平行平面之间的物体的最小距离。在一些实施例中，所使用的微粒的最大尺寸与最小尺寸之间的比率(颗粒纵横比最大/最小)是5或低于5，例如3或低于3，或者在从大约0.01至大约5的范围内，例如在从大约0.2至大约4的范围内。适合于用在本公开的方法中的颗粒包括适合于压裂作业的任意已知的颗粒，诸如那些在例如第2012/0285692号的美国专利申请公开中所描述的，该公开内容通过引用完整结合于此。
“井眼”可以是任何类型的井，包括生产井、非生产井、注入井、流体处置井、实验井、勘探深井等。井眼可以是垂直的、水平的、在垂直与水平之间偏斜某一角度的、以及它们的组合，例如，具有非垂直分量的垂直井。
术语“实时”指的是过程或事件发生期间的实际时间。实时监测数据指的是实况地监测数据，例如，与裂缝的大小或方位相关的数据，这可以基于监测考虑将要采取的动作，例如，封堵应用。在例如美国专利第7,302,849号和第4,802,144号中讨论了适合于监测地下地层中的数据的技术、传感器以及方法，通过引用将这些公开内容完整结合于此。
可以在储层、田或油田的生命周期中的任意时刻将本公开的方法用于任何所期望的井下应用(诸如，例如，水力压裂和/或增产)中。术语“田”包括基于陆地(地面和地下)的应用和海床下的应用。术语“油田”，如于此所使用的，包括碳氢化合物油气储层，但是，期望碳氢化合物油和气的地层或部分地层可以另外包含诸如水、盐水或一些其他组分的其他物质。
术语“薄片”指的是如上所定义的特定类型的微粒。薄片是具有厚度比例如其长度和宽度的其他尺寸更小的固体3D物体。
为了公开的目的，颗粒和薄片可以具有均匀的结构，或者还可以是诸如多孔的或由复合材料制成之类的不均匀的。
术语“颗粒大小”、“微粒大小”或“薄片大小”指的是包括这种微粒或薄片的最小虚构外接球的直径。
术语“过度驱替”指的是支撑剂远离期望高传导率的井眼附近的裂缝地带向其不再提供支撑来保持裂缝壁彼此足够地分开的裂缝内的较深地带的运动。因此，过度驱替通过在裂缝入口处引起阻塞或者在最坏情况下通过在裂缝壁彼此直接接触处引起夹点来引致井眼附近地带内的传导率的部分损失。因此，可接受的过度驱替的量是岩石的岩土力学特性(杨氏模量、泊松比、屈服应力)的函数，以致岩石的硬度足以使裂缝在遭受压力时在未支撑的区域中保持张开。
术语“桥接”指的是有意地或无意地封堵岩层中的孔隙或流道，或指在井眼或环空中做出限制。桥可以是部分地或全部的，并且能够由一起卡在井眼中的窄点或几何形变中的固体(钻出的固体、岩屑、坍塌的落石或落物)所引起。
术语“井眼”指的是所钻出的孔或钻孔，包括井的地面开口或无套管的部分。
术语“塞”指的是阻塞可渗透带以防止漏失的流体进入那些可渗透带或者防止这些带受破坏的结构。术语“可去除塞”指的是裂缝内的临时塞。可去除塞可以由可降解的材料或可分解的材料制成，使得塞经过一段时间至少部分地降解、蚀损、溶解和/或消失。例如，塞的大约20％至100％可以消失，诸如塞的大约40％至大约80％经过一段时间可以降解、蚀损、溶解和/或消失。在一些实施例中，可去除塞可以由不可降解的材料制成，其之后由机械的或其它措施去除。
尽管在此描述的实施例指的是井处理，但其同样地可应用于期望带间封隔的任何井作业，诸如钻井作业、修井作业等等。在一些实施例中，本公开的方法可以包括一旦确定井下裂缝的特点是窄的，就用固体微粒执行转向处理，以便最小化在大且宽的张开的裂缝内失去微粒的可能性。在一些实施例中，本公开的方法可以包括通过自一个或多个传感器监测裂缝张开时的数据来估计裂缝几何形状的改变和/或计算裂缝几何形状的改变，通过停止处理流体的注入以及引入封堵剂来执行关井，包括通过以大于或等于地下地层的裂缝诱发压力的流体压力将处理流体引入到井眼内来执行压裂作业，以在地下地层中引起裂缝。在Bruno Lecerf等人的“Method ofTreating a Subterranean Formation(处理地下地层的方法)”(与此同时递交)中描述了这种方法，通过引用将其公开内容完整结合于此。
在一些实施例中，可以执行一个或多个处理作业以处理地下地层。该一个或多个处理作业可以包括一系列的水力压裂作业，其可以包括通过提供足够的水力压力来压裂一部分地下地层，和/或通过提供足够的水力压力来压裂地下地层的一个或多个隔离部分。还可以使用诸如酸化地层来形成裂缝之类的其他处理作业。在一些实施例中，可以将来自已知转向方法的各种组成和方法用在本公开的方法中。例如，本公开的方法可以包括对诸如封隔器和井眼塞之类的机械隔离设备的使用、设置桥塞、泵送密封球以及泵送浆体的苯甲酸薄片以及可去除的和/或可降解的微粒，诸如那些在美国专利申请公开第2002/0007949号中所描述的，该公开内容通过引用完整结合于此。
在水力压裂作业中，可以以等于或大于地下地层的裂缝诱发压力的流体压力将可以包括预定量的支撑剂的处理流体注入到井眼内。流体压力是泵送流体的速率(体积/时间)。术语“裂缝诱发压力”指的是足以在地下地层中引起裂缝的流体压力。
压裂地下地层可以包括将几十万加仑的压裂流体引入到井眼内。在一些实施例中，压裂泵可以用于水力压裂。压裂泵是诸如容积式往复泵的高压、高容量泵。在实施例中，可以通过使用压裂泵来引入处理流体，使得可以以高速率和高压力将压裂流体向下泵送到井眼内，例如，以超过大约每分钟20桶(BPM)(大约每分钟4,200美制加仑)的流率，以超过大约每平方英寸2,500镑(“psi”)的压力。在一些实施例中，泵速率和压裂流体的压力可以更高，例如，可以使用超过大约100BPM的流率和超过大约10,000psi的压力。
图1示出了合适的泵系统200，其可以用在本公开的方法中，用于在油田作业期间自井120的地面118向井眼122泵送处理流体。例如，在一些实施例中，处理作业可以是水力压裂作业，并且所泵送的处理流体是压裂流体。如图1中所示，泵系统200包括多个水槽221，其将水供给凝胶机223。凝胶机223将来自槽221的水与凝胶剂相结合以形成凝胶。然后，将凝胶送至搅拌机225，在此将其与来自支撑剂送料机227的支撑剂相混合以形成压裂流体。凝胶剂增大压裂流体的粘度，并且可以协助压裂流体中支撑剂的悬浮。
然后，如由实线212所示，可以以任何期望的压力(例如，从大约10psi至大约200psi的压力，诸如从大约20psi至大约100psi的压力，或者从大约40psi至大约80psi的压力)将压裂流体自搅拌机225泵送至多个柱塞泵201。如需要，图1的实施例中的每个柱塞泵201都可以具有相同的或相似的配置。在一些实施例中，可以使用多级离心泵取代柱塞泵。如图1中所示，如由虚线214所示，每个柱塞泵201可以以适合的压力(例如，从大约10psi至大约200psi的压力，诸如从大约20psi至大约100psi的压力，或者从大约40psi至大约80psi的压力)接收压裂流体，并且以高压(例如，从大约1000psi至大约30,000psi的压力，诸如从大约3,000psi至大约20,000psi的压力，或者从大约5,000psi到大约10,000psi的压力)将其排放到共同的歧管210(也称作“导向拖车”或“导向发射物”)。如由实线215所示，然后导向发射物210将来自柱塞泵201的压裂流体送往井眼122。
在一些实施例中，可以通过诸如在2000年由威立出版的Michael J.Economides和Kenneth G.Nolte的“储层增产第三版(Reservoir StimulationThird Edition”中所描述的已知的技术、设备、传感器和方法计算和/或估计期望在井眼中生成裂缝的井压力和流率的估计。基于已知的计算和/或估计方法，可以确定由泵送系统为执行压裂作业使用的液压马力的量。例如，如果估计井压力和适合的流率分别是6000psi(镑每英寸)和每分钟68桶(BPM)，则泵系统200将必须向压裂流体提供10,000液压马力(即，6000*68/40.8)。
在一些实施例中，每个柱塞泵201中的原动力可以是具有2250制动马力的最大额定值的引擎，其在考虑漏失(对于水力压裂作业中的柱塞泵大约3％)时，允许每个这种柱塞泵201向压裂流体提供最大大约2182液压马力。因此，为了向压裂流体提供10,000液压马力，图1的泵系统200将使用至少五个柱塞泵201。
为了防止引擎与每个柱塞泵201的流体端之间的传动超载，每个柱塞泵201可在低于其最大工作功率容量下很好地运行。在它们的工作容量之下操作泵还可使操控每个这种泵的速度运行在较高的速度和/或较低的速度下，以在将大量的第二流体(诸如，例如包含封堵剂的第二流体)引入到正被泵送到井下的处理流体内期间(例如，在从大约60秒至大约300分钟期间)保持基本恒定的泵送速率。在一些实施例中，可以调整泵的速度，使得正被引入的处理流体的速率波动不大于将处理流体引入到井眼内处的其初始计算值(例如，针对流率为68BPM的上述条件的±3.4BPM)的±5％，或可以调整泵的速度，使得正被引入的处理流体的速率波动不大于将处理流体引入到井眼处的其初始计算值的±1％。在一些实施例中，对于压裂作业期间，可以利用经计算机化的控制系统按需指导和/或调整整个泵系统。
在一些实施例中，在10,000液压马力是适合的且例如可以在井场处使用十个柱塞泵201的压裂作业中，为了分别地向压裂流体提供1000液压马力以及共同地向压裂流体提供10,000液压马力，可以以大约1030的制动马力(其最大值的大约一半)操作每个泵引擎。在这种实施例中，例如，如果使用其中九个泵201向压裂流体提供液压马力(且如下述所讨论的，这些泵中的一个专门提供第二高度加载封堵剂流体，诸如高固相含量流体)，则可以以大约1145制动马力操作这九个泵引擎中的每一个，以向压裂流体提供10,000液压马力，即，直到发起对第二高度加载封堵剂流体(诸如高固相含量流体)的添加，以及然后可以以大约1030制动马力(其最大值的大约一半)操作每个泵引擎(即，十个所有的泵)，以分别地向处理流体(其将包含第二高度加载封堵剂流体的塞，诸如高固相含量流体)提供1000液压马力以及共同地向处理流体提供10,000液压马力。如图1中所示，对于压裂作业期间，可以利用计算机化的控制系统229来指导和/或调整整个泵系统200。
如上述所建议的，在一些实施例中，自井地面118泵送至井眼122的流体可以包括包含由一个或多个第一流体泵201所泵送的处理流体(如上所述)的第一流体，以及包含在由一个或多个第二流体泵201'所泵送的流体载体中的封堵剂的第二流体。例如，在压裂作业中，可以使用第二流体泵201'以在流体载体中提供封堵剂。在一些实施例中，每个第一流体泵201和每个第二流体泵201'可以具有相同的或相似的配置。
在一些实施例中，如下述所讨论的，第二流体泵201'可以接收包括封堵剂的高度加载流(诸如高固相含量流体)。例如，在一些实施例中，泵系统200包括多个水槽221，其将水供给凝胶机223。凝胶机223将来自槽221的水与凝胶剂相结合并形成凝胶，其被送往水泥混合器/搅拌低架平板车231，在此将其与封堵剂混合以形成第二流体，在这种情况下，第二流体包括预定量的封堵剂。
在一些实施例中，如实线212'所示，然后可以以适合的压力(例如，从大约10psi至大约200psi的压力，诸如从大约20psi至大约100psi的压力，或者从大约40psi至大约80psi的压力)自水泥混合器/搅拌低架平板车231将第二流体泵送到第二流体泵201'，以及如虚线214'所示，由第二流体泵201'以高压(例如，从大约1000psi至大约30,000psi的压力，诸如从大约3,000psi至大约20,000psi的压力，或者从大约5,000psi至大约10,000psi的压力)将第二流体排放到公共歧管或导向发射物210。
在这种实施例中，可以自多个水槽221提供供给第一流体泵的处理流体，多个水槽221将水供给凝胶机223。凝胶机223将来自水槽221的水与凝胶剂相结合以形成凝胶。然后将凝胶送往搅拌机225，在此将其与来自支撑剂送料机227的支撑剂混合以形成压裂流体。在已经将预定量的支撑剂(例如，支撑剂的量有效地支撑感兴趣的裂缝)送入井眼之后，如虚线214所示，可以以适合的压力(例如，从大约10psi至大约200psi的压力，诸如从大约20psi至大约100psi的压力，或者从大约40psi至大约80psi的压力)诸如由传送泵将来自水槽221的水和/或在其中不存在支撑剂的处理流体直接泵送到第一流体泵201，并且以高压将其排放至导向发射物210。如实线215所示，导向发射物210既接收第一流体又接收第二流体，并将它们的组合送至井眼。
在实施例中，可以使用图1中所示的泵系统200同时与支撑剂一起泵送封堵剂，或在支撑剂之后马上泵送封堵剂，使得可以将封堵剂添加到地面管线中而不必降低泵速率。例如，在一些实施例中，在将封堵剂添加到地面管线中的期间(例如，在从大约10秒至大约10分钟的一段时间期间)，处理流体正被引入的速率波动可以不大于其初始值的±5％，或者在将封堵剂添加到地面管线中的期间(例如，在从大约20秒至大约5分钟的一段时间期间)，处理流体正被引入的速率波动可以不大于其初始值的±1％。在一些实施例中，还可以以从大约20至大约120BPM范围内的速率，诸如从大约40至大约80BPM，或从大约50至大约60BPM的速率将封堵剂引入到井眼内。
在利用10个流体泵(9个第一流体泵和1个第二流体泵)用于向10,000液压马力是适合的井120提供处理流体的上述条件下，并且假设九个第一流体泵201和一个第二流体泵201'中的每个包含具有2250制动马力的最大额定值的引擎，能在将第二流体引入到流体系统时以大约1030制动马力操作每个第一流体泵和每个第二流体泵201/201'中的每个泵引擎，以在将封堵剂添加到地面管线期间向压裂流体提供10,000液压马力(可以以大约1145制动马力操作九个泵引擎中的每个(在将封堵剂添加到地面管线的一段时间之前和之后)以向压裂流体提供10,000液压马力)。
在一些实施例中，如果泵引擎以较高的制动马力运行，则可以降低图1中的泵系统200内的泵201的总数的数目。此外，对于压裂作业期间，可以利用计算机化的控制系统229来指导和/或调整整个泵系统200。
尽管图1的泵系统200参照10,000kW液压马力是适合的井120进行了描述，但是，应当理解，可以用在本公开的方法中的泵系统可以向井提供任意所希望量的液压马力。例如，各种井可以具有大约1,000kW液压马力至大约25,000kW液压马力范围内或者大约2,000kW液压马力至大约15,000kW液压马力范围内的液压马力需求。
尽管图1将泵系统200示为具有九个第一流体泵201和一个第二流体泵201'，但是，在一些实施例中，泵系统可以包含任意恰当数目的第一流体泵和任意恰当数目的第二流体泵201’(诸如，例如，在一系列的浆液正被泵送的实施例中)，具体取决于用于在井120中执行所期望作业的液压马力、运行泵引擎所期望的百分容量、以及期望被泵送的每种流体的量(例如，相对于诸如压裂流体之类的处理流体的量的塞的体积)。
在一些实施例中，作业可以包括对正被泵送入井眼的一系列具有相同或不同成分(例如，封堵剂)浓度的浆液的压裂作业。可以以诸如从大约40至大约80BPM或者以大约60BPM之类的从大约20至大约120BPM的速率泵送这种浆液。
在一些实施例中，在正注入处理流体时，诸如在将包含封堵剂的处理流体正引入到井眼内以封堵裂缝时(这种引入发生而基本上不降低流体压力)，可以监测发生在井下的事件。例如，这种事件的监测可以包括获取并记录诸如例如图2中所示的数据(下面的实例部分中提供了对图2的进一步描述)之类的数据，图2示出了当封堵剂到达井底时所获取的和所记录的压力数据。处理压力的增加可以提供一些射孔被填塞的迹象。此外，当压力突然下降出现时，这可以表明在压裂阶段期间遗留的未激活的射孔现在张开着并且准备接受驱替流体，而之前已经放置了支撑剂的射孔被封堵剂所封堵。
在一些实施例中，在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前可以引入封堵剂。例如，可以同时地与最后百分之一的支撑剂一起将封堵剂引入到处理流体内，诸如与被引入到井眼内的支撑剂的预定量的最后1wt％一起。在一些实施例中，刚好在全部量的支撑剂已经被引入到井眼内之后但在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前，可以将封堵剂引入到处理流体内。例如，可以在全部预定量的支撑剂已经被注入到井眼内之后的大约2秒至大约180秒范围内的时刻将封堵剂引入到处理流体内，诸如在全部预定量的支撑剂已经被注入到井眼内之后的大约10秒至大约60秒。
在一些实施例中，可以在将全部预定量的支撑剂引入到井眼内之后，但在全部预定量的支撑剂到达裂缝之前引入封堵剂，使得支撑剂的末端与封堵剂的前沿之间的“隔离”的体积小于井眼的地面开口与将被封堵的裂缝之间的井眼的体积。术语“隔离”指的是支撑剂的末端，即，包含支撑剂的处理流体的最后部分，与封堵剂的前沿，即，包含封堵剂的处理流体的第一部分之间的处理流体的体积。例如，支撑剂的末端与封堵剂的前沿之间的隔离的体积可以是地面开口与将被封堵的裂缝之间的井眼的体积的大约2％至大约90％，诸如地面开口与将被封堵的裂缝之间的井眼的体积的大约5％至40％。
封堵剂可以在裂缝中形成可去除塞，以防止已经进入裂缝的支撑剂的过度驱替。然后，过度驱替的量由隔离和支撑剂之后所泵送的转向流体阶段的体积决定。可以通过包括井眼地带附近的岩石地质特性、应力和所期望的传导率的理论计算估计可接受的过度驱替的水平。还可以从关于井的灵敏度的研究推断出，在此已经使用了不同数量的过度驱替流体，并且在此能够从生产结果估计井眼裂缝附近的传导率。例如，该方法可以防止支撑剂重量的大约90％或者更多(诸如重量的大约95％或更多，或者重量的大约99％或更多)从井眼地带附近内的裂缝被过度驱替，诸如防止支撑剂重量的大约90或更多(诸如重量的大约95％或更多，或者重量的大约99％或更多)被驱替至离井眼大于大约10英尺的距离，或至离井眼大于大约20英尺的距离，或至离井眼大于大约50英尺的距离，或至离井眼大于大约100英尺的距离。
在实施例中，本公开的方法还可以包括在形成塞之后执行已知的井下作业，诸如又一水力压裂作业、酸化作业、增产作业、防沙作业、完井作业、井眼胶结作业、修复处理作业、固井作业、压裂充填流体作业和/或砾石充填作业。
在实施例中，本公开的方法还可以包括在预定的一段时间后允许塞至少部分地降解或被去除。
在实施例中，本公开的方法还可以包括在井眼内放置桥塞或沙塞，并且随后压裂另外的一个或多个层。可以将桥塞放置在井眼的地面开口与之前形成的裂缝之间的井眼内。换句话说，桥塞方法包括压裂地下地层，并且然后设置桥塞，并且按需重复此过程。使用桥塞通过在压裂的带和目标带之间设置封隔器来确保带隔离。沙塞方法类似于桥塞方法，除了使用沙塞来代替机械塞之外。
在一些实施例中，本公开的方法可以包括压裂随后的一个层或多个层而不放置桥塞或沙塞。
处理流体
如上所述，适合于用在本公开的方法(包括包含又一井下作业的那些实施例)中的处理流体可以是任意井处理流体，诸如水力压裂流体、酸化流体(酸化压裂、酸化转向流体)、增产流体、防沙流体、完井流体、井眼胶结流体、修复处理流体、固井流体、钻井流体、压裂充填流体或砾石充填流体。用于处理流体的溶剂(例如，载体流体或载体溶剂)可以是纯溶剂或混合剂。适合的溶剂或以本公开方法的方式使用，诸如用于形成于此所公开的处理流体，可以是含水的或有机的。含水的溶剂可以包括新鲜水、海水、盐水、水与可溶于水的有机化合物的混合物以及它们的混合物中的至少一种。有机溶剂可以包括能够溶解或悬浮处理流体的各种其他成分的任意有机溶剂。
在一些实施例中，处理流体可以具有任意适合的粘度，例如，在处理温度条件下从大约1cP至大约1,000cP(或者从大约10cP至大约100cP)的粘度，该处理温度可以从地面温度至井底静态(储层)温度，诸如从大于-40℃至大约150℃，或从大约10℃至大约120℃，或从大约25℃至大约100℃。
尽管本公开的处理流体于此被描述为包含上述成分，但应当理解，本公开的处理流体可以可选地包括其他化学上不同的物质。在实施例中，处理流体还可以包括稳定剂、表面活性剂、转向剂或其他添加剂。此外，只要为混合物所选的其他成分与打算使用的处理流体相兼容，则处理流体可以包括各种交联剂和/或其他添加剂，例如，纤维或填充物的混合物。此外，处理流体可以包括缓冲剂、pH控制剂以及所添加的用以提升处理流体的稳定性或功能性的各种其他添加剂。可以选择处理流体的成分，使得它们可以或可以不与将被处理的地下地层起反应。
在这点上，处理流体可以包括独立地选自任意固体、液体、气体以及它们的组合的成分，诸如浆液、饱含气或非饱含气的液体、两种或更多种能混合的或不能混合的液体的混合物等。例如，处理流体可以包括有机化学物质、无机化学物质以及它们的任意组合。有机化学物质可以是单体的、低聚物的、聚合物的、交联的以及组合物，而聚合物可以是热塑性的、热固性的、潮致凝固的、弹性体的等。无机化学物质可以是无机酸和无机碱、金属、金属离子、碱性的和碱土金属化学物质、矿物、盐等。
可以将各种纤维材料包括在处理流体中。适合的纤维材料可以是机织物或非织物，并且可以由有机纤维、无机纤维、其混合物以及其组合组成。
在实施例中，可以通过将一种或多种处理流体泵送入井眼内的泵送系统将处理流体灌入井眼内。如上所述，泵送系统可以包括混合或组合设备，其中，在被泵入井眼之前，可以将诸如流体、固体和/或气体之类的各种成分混合或组合。可以以许多方式控制混合或组合设备，包括例如，使用或者从井眼的井下获得的数据、地面数据或一些它们的组合。
可以在本公开的方法中使用任何所期望的微粒材料。例如，微粒材料可以包括一定大小的沙、合成的无机支撑剂、经涂覆的支撑剂、未经涂覆的支撑剂、树脂涂覆支撑剂以及树脂涂覆沙。
在微粒材料是支撑剂的实施例中，用在本公开的方法中的支撑剂可以是用以支撑张开的裂缝的任何恰当的大小，并允许流体流经支撑剂充填物，即，在构成充填物的支撑剂之间和周围。在一些实施例中，可以基于所期望的特性，诸如大小范围、压碎强度和不溶性选择支撑剂。在实施例中，支撑剂可以具有足够的抗压强度或抗破碎性，以支撑裂缝张开而不被地下地层中裂缝的闭合应力所变形或压碎。在实施例中，支撑剂可以不溶解于井中通常遇到的处理流体中。
只要与地层、处理流体以及处理作业所期望的结果相兼容，就可以使用任何支撑剂。这种支撑剂可以是自然的或合成的(包含二氧化硅、沙、坚果壳、胡桃壳、铝矾土、烧结铝矾土、玻璃、天然材料、塑料珠子、微粒金属、钻屑、陶瓷材料以及它们的任意组合)、涂覆的或包含化学物质；多于一种的支撑剂可以被顺序地使用，或者是不同大小或不同材料的混合物。支撑剂可以是树脂涂覆的，只要涂覆过程中的树脂和任意其他化学物质与本公开的其他化学物质相兼容，诸如本公开的热可收缩的和/或缩小的纤维。
所使用的支撑剂可以具有任意所期望的颗粒大小，诸如从大约0.15mm至大约2.39mm(大于8至大约100的美制目)的平均颗粒大小，或者从大约0.25至大约0.43mm(40/60目)的平均颗粒尺寸，或者从大约0.43至大约0.84mm(20/40目)的平均颗粒大小，或者从大约0.84至大约1.19mm(16/20)的平均颗粒大小，或者从大约0.84至大约1.68mm(12/20目)的平均颗粒大小，以及或者从大约0.84至大约2.39mm(8/20目)的平均颗粒大小的筛检品。支撑剂可以以任何期望的浓度存在于浆液中(其可以被添加到处理流体)，诸如从大约0.12至大约3kg/L的浓度，或大约0.12至大约1.44kg/L(大约1PPA至大约25PPA，或从大约1至大约12PPA；PPA是每加仑液体“所添加的支撑剂的磅数”)。
封堵剂
适合于用在上述方法中的封堵剂包括能够在地下裂缝中形成塞的那些封堵剂。封堵剂是能够在裂缝附近封堵以防止更多的流体进入并且将支撑剂较深地涌入裂缝内的材料。封堵剂可以通过例如与裂缝中的支撑剂桥接来封堵裂缝。适合的封堵剂包括能够形成可去除塞的那些封堵剂，诸如可降解的塞或可溶解的塞。可降解的塞是由能够完全或至少部分降解的可降解的材料制成的塞。可溶解的塞是由能够完全或至少部分溶解的可溶解的材料制成的塞。例如，适合的封堵剂可以是高固相含量流体、诸如可降解的封堵球之类的封堵球(即，生物球)、或载体流体和封堵剂。适合的封堵剂的实例包括可降解的材料、可熔化的材料、可溶解的材料以及不可降解的材料。
如WO 2013085412中所描述的(通过引用将其公开完整结合于此)，使用高固相含量流体可以包括在多级压裂期间使用包含用于封堵井眼裂缝或地层带的固体颗粒的多模态混合物的浆液。可泵送的或可流动的以及流性的浆液被称为高固相含量流体或HSCF。在一些实施例中，包含封堵剂的上述第二流体可以是HSCF流体，在其中，或者(i)降低浆液的连续液相的体积(脱水)，使得固体体积超过所填充的体积分数，或者(ii)将浆液的连续液相的粘度增大至浆液在所应用的流体压力下不流动的点。在一些实施例中，两者之中的任一动作都可以是机械稳定塞形成的合适原因。这种塞可以是化学可去除的或永久性的。
在一些实施例中，用于封堵剂的载体流体可以包括例如诸如新鲜水或海水之类的水；诸如瓜尔豆胶、多糖、黄原胶、羟乙基纤维素等之类的能水合的凝胶；交联的水合凝胶；诸如基于凝胶的酸之类的稠化酸；诸如油外相酸之类的乳化酸；诸如基于N2或CO2的泡沫之类的增能流体；以及诸如凝胶的、泡沫的或另外的稠化油之类的油基流体。此外，载体流体可以是盐水或可以包括盐水。在一些实施例中，载体流体可以包括聚胺基羟酸，并且是三羟乙基乙二胺三乙酸、羟乙基乙二胺三乙酸单铵盐和/或羟基乙酸乙烯二胺四乙酸单钠盐。
具有足够粘度的载体流体可以具有悬浮存在于井眼中的沙并且将其携带到裂缝的能力，因此进一步最小化之后的桥塞被卡住的可能并且最小化井眼附近未被支撑的裂缝的长度。足够的流体的粘度取决于留在井眼内并且将被悬浮的支撑剂的尺寸与比重。
在实施例中，封堵剂可以由已制成形状的材料制成，加载足够高以在井眼附近被截住。例如，加载可以在从大约20lbs/1000gal(2.4g/L)至大约1000lbs/1000gal(120g/L)的范围内，或者在从大约40lbs/1000gal(4.8g/L)至大约750lbs/1000gal(90g/L)的范围内。已制成的封堵剂的形状可以是具有被优化用于封堵的尺寸的圆颗粒。在一些实施例中，封堵剂的材料可以是不同形状的，诸如立方体、四面体、八面体、板状形状(薄片)、椭圆等。封堵剂的材料可以是适合于封堵的任意尺寸。例如，如美国专利申请公开第2012/0285692号中所描述的(通过引用将其公开完整结合于此)，封堵剂可以包括具有从大约3mm至大约2cm的平均颗粒大小的颗粒，在从大约5mm至大约12mm的颗粒大小范围中。此外，封堵剂还可以包括具有从为第一平均颗粒大小的大约1/1.6至大约1/20的平均颗粒大小的第二量的颗粒。在一些实施例中，封堵剂可以包括具有至少为第一平均颗粒大小的1/10的平均颗粒尺寸的薄片。
封堵剂的材料的已制成形状可以由可膨胀的材料制成。可膨胀的材料可以是在碳氢化合物、水或其混合物中膨胀的材料。适合的可膨胀的材料可以包括例如弹性体、可膨胀的树脂、可膨胀的聚合物、黏土等。例如，材料可以是交联的丙烯酰胺类聚合物与聚丙烯酸的衍生物；蒙脱石黏土、膨润土；油膨胀橡胶；水膨胀弹性体；以及它们的混合物。
适合于用作封堵剂的可膨胀的微粒可以是任何形状或大小，例如，粒状、球体、纤维、成形的微粒、珠子、球等。可膨胀的材料在酸、氢氧化物、胺或其他试剂中是可降解的或可溶解的。可以通过在基本流体中或在可膨胀材料的组分中缓慢可溶解的涂层、添加剂，或通过改变温度来控制颗粒的膨胀时间。例如，可以将可膨胀的材料和纤维悬浮在基本流体中，诸如减水阻水、胶凝流体、交联流体、VES流体、泡沫、乳状液、盐水或它们的混合物。
其他可膨胀的颗粒可以包括包含支撑剂颗粒和水凝胶涂层的改良支撑剂，其中，将水凝胶涂层涂抹到支撑剂颗粒的表面并且定位到表面以生成改良的支撑剂，如在美国专利申请公开第2013/0233545号中所公开的，通过引用将其公开完整结合于此。
可去除的封堵剂
可去除的封堵剂可以是诸如固体材料(包括例如可降解的固体和/或可溶解的固体)之类的任何材料，其在所期望的时间段内可以被去除。在一些实施例中，可以通过包含适当的反应剂(例如，能够与封堵剂中的一个或多个分子反应以裂解封堵剂中一个或多个分子的化学键)和/或诸如改变PH和/或盐度的成分之类的溶剂(例如，能够使封堵剂分子从固态转变为正消失和/或溶解在液态中)的冲洗物来协助或加速去除。在一些实施例中，可以通过包含改变PH和/或盐度的适当的成分的冲洗物来协助或加速去除。还可以通过例如在蒸汽驱之前执行处理时增加温度，和/或改变压力来协助去除。
在一些实施例中，可去除封堵剂材料可以是可降解的材料和/或可溶解的材料。可降解的材料指的是将在所期望的一段时间内至少部分地降解而使得不使用额外的干预来去除塞的材料。例如，至少30％的可去除材料可以降解，诸如至少50％或至少75％。在一些实施例中，100％的可去除材料可以降解。可以通过温度的改变和/或通过可去除材料与另一反应剂之间的化学反应来触发可去除材料的降解。降解可以包括可去除材料的溶解。
用作封堵剂的可去除材料可以是任意适合的形状：例如，粉末、微粒、珠子、碎片或纤维。当可去除材料是纤维形状时，纤维可以具有从大约2至25mm的长度，诸如从大约3mm至大约20mm的长度。在一些实施例中，纤维可以具有大约0.111分特至大约22.2分特(大约0.1至大约20旦旦尼尔)的线质量密度，例如，大约0.167至大约6.67分特(大约0.15至大约6旦旦尼尔)的线质量密度。合适的纤维可以在适合于所选作业的从大约0.5、大约1、大约2或大约3小时的最小持续时间一直到大约24、大约12、大约10、大约8或大约6小时的最大持续时间，或从任意最小持续时间至任意最大持续时间的持续时间内在可以包括像大约180℃(大约350°F)一样高或更高的温度以及像大约137.9MPa(大约20,000psi)一样高或更高的压力的井下条件下降解。
可去除材料对环境可以是敏感的，所以在选择恰当的可去除材料时应当考虑稀释和沉淀特性。用作密封器的可去除材料可以在地层或井眼内留存足够长的一段时间(例如，大约3至大约6小时)。持续时间对于电缆服务应当足够长以能在下一个产油层打孔、将完成随后的(多个)压裂处理、以及在裂缝完全处理前将其闭合在支撑剂上，从而提供了改善的裂缝传导率。
更多的适合的可去除材料及其使用的方法包括那些在美国专利申请公开第2006/0113077、2008/0093073和2012/0181034号中所描述的，通过引用将它们的公开完整结合于此。这种材料包括无机纤维，例如，石灰岩或玻璃，但是更一般是酯聚合物或酯共聚物、酰胺或其他相似的材料。它们在非主干网位置处可以被部分地水解。可以将在恰当的时间在所遇到的条件下可去除(部分地因为材料可以例如降解和/或溶解)的任意这种材料用在本公开的方法中。例如，可以使用包含三个或更多个羟基的多元醇。一旦加热、脱盐或其组合，则适合的多元醇包括能溶解的聚合物多元醇，并且包含通过聚合物链中的至少一个碳原子与相邻羟基取代的碳原子隔开的聚合物链中的羟基取代的碳原子。多元醇可以无邻羟基取代。在一些实施例中，多元醇具有从大约5000至大约500,000道尔顿或更多的，诸如从大约10,000至大约200,000道尔顿的重量平均分子量。
可去除材料的更多实例包括聚羟基烷酯、聚酰胺、聚己内酯、聚羟基丁酸酯、聚对苯二甲酸二乙酯、聚乙烯醇、氧化乙烯(聚乙二醇)、聚醋酸乙烯酯、部分水解聚醋酸乙烯酯、以及这些材料的共聚物。酯的聚合物或共聚物，例如包括取代的和未被取代的丙交酯、乙交酯、聚乳酸和聚乙醇酸。例如，适合于用作封堵剂的可去除材料包括聚交酯酸；聚已内酯；聚羟基丁酸酯；聚羟基戊酸；聚乙烯；聚羟基烷酯、诸如聚[R-3-羟丁酸]，聚[R-3-羟丁酸-co-3-羟基戊酸乙酯]、聚[R-3-羟丁酸-co-4-羟基戊酸乙酯]等；淀粉基聚合物；聚乳酸及其共聚多酯；聚乙醇酸和共聚物；脂肪族芳香族聚酯、诸如聚(ε-己内酯)、聚对苯二甲酸乙二酯、聚对苯二甲酸丁二酯等；聚乙烯吡咯烷酮；多糖；聚N1乙烯基咪唑；聚甲基丙烯酸；聚乙烯胺；聚乙烯基吡啶以及诸如明胶、小麦与玉米麸、棉籽粉、乳清蛋白质、肌原纤维蛋白质、酪等之类的蛋白质。酰胺的聚合物或共聚物，例如可以包括聚丙烯酰胺。
可以以高浓度(诸如从大约20lbs/1000gal至大约1000lbs/1000gal，或从大约40lbs/1000gal至大约750lbs/1000gal)将诸如例如可降解的和/或可溶解的材料之类的可去除材料用在封堵剂中，以形成临时的塞或桥。还可以以至少4.8g/L(40lbs/1,000gal)、至少6g/L(50lbs/1,000gal)或至少7.2g/L(60lbs/1,000gal)的浓度使用可去除材料。能够使用的这些材料的最大浓度可以取决于可用的地面添加和混合设备。
适合的可去除封堵剂还包括可溶解的材料和可熔化的材料(这两种还可以是能降解的)。可熔化的材料是一旦受到通常是温度的适宜刺激就将从固体转变为液态的材料。可溶解的材料(与可降解的材料完全相反，其例如可以是能够(在一些条件下)通过导致化学键裂解的诸如水解的化学过程被打断成更小的部分的材料)是一旦暴露于恰当的溶剂或溶剂系统(即，其可溶解在一种或多种溶剂中)就将从固体转变为液态的材料。溶剂可以是用于压裂井的载体流体，或者是开采流体(碳氢化合物)或者是在井处理期间所使用的另一种流体。在一些实施例中，在对封堵剂的去除过程中可以既涉及溶解过程又涉及降解过程。
这种可去除材料，例如可溶解的、可熔化和/或可降解的材料可以是任何形状：例如，粉末、微粒、珠子、碎片或纤维。当这种材料是纤维形状时，纤维可以具有大约2至大约25mm的长度，诸如从大约3mm至大约20mm的长度。纤维可以具有任意适合的旦旦尼尔值，诸如大约0.1至大约20的旦旦尼尔值，或大约0.15至大约6的旦旦尼尔值。
适合的可去除纤维材料的实例包括聚乳酸(PLA)和聚甘醇酸(PLA)纤维、玻璃纤维、聚对苯二甲酸乙二酯(PET)纤维等。
在一些实施例中，封堵剂成分可以包括预处理后的纤维屑，其表示陷入到纤维网络内部的固体。
不可去除的材料
在一些实施例中，封堵剂可以是不可去除的材料，其是在所期望的时间段内至少部分地不可降解的材料。适合于用作封堵剂的不可降解的材料包括水泥、支撑剂和像支撑剂组分的材料(例如，陶瓷、沙、铝土矿)。不可降解的材料形成不可降解的(和/或不可溶解的)塞，随后可以使用诸如油管的其他装置或诸如沙的研磨料至少部分地或完全地将其移除。
通过参考下述实例对前述作了进一步说明，为了例证提出这些实例，这些实例并不旨在限制本公开的范围。
实例
在第一实例中，水平井被分段压裂，其通过桥塞被机械隔离。每个段是300英尺长并且具有六个1英尺的射孔簇，这些射孔簇被隔开50英尺。每个射孔簇包含六个射孔。射孔在量过的深度处，使得从井口至射孔的驱替体积是大约300桶(bbl)。
包含80,000镑(lbs)支撑剂的压裂阶段被泵送至井内以放置支撑剂。在已经放置了支撑剂之后，泵送大约20bbl的隔离物，跟着泵送封堵剂。封堵剂包括(i)50lbs的具有从大约3mm至100目的尺寸分布的可降解的颗粒；以及(ii)5bbl的25-lb的线性凝胶中的8.4lbs的纤维。这对应于238lbs/1000加仑的颗粒与40lbs/1000加仑的纤维。
自高载流供给封堵剂，该高载流在压裂泵正以大约42bbl/分的速度泵送线性凝胶时以大约8bbl/分的速度被注入，以使整个注入速度达到大约50bbl/分。因此，高载流被“稀释”在压裂流中，并且井下小段塞具有下述表1中所示的特性。
表1：井下小段塞成分
小塞的体积 bbl 30
颗粒加载 lbs/1000gal(ppt) 40
纤维加载 ppt 50
用接近350bbl的无固体、交联流体驱替小段塞。就在支撑剂被挤压进穿孔中之后，注入速率从50bbl/分降至20bbl/分，以保持封堵材料的功能。用于使泵减速的时间指示以全速泵送至射孔中的支撑剂的最后和以较低速率挤压进穿孔中的封堵剂的开始之间的隔离的体积。
如图2中所示，当封堵剂到达井底时，地面压力增大了大约3100psi。处理压力的增加表明一些射孔塞被封堵。压力的增大跟着大约1000psi的压力的突然下降，这表示在压裂阶段期间遗留的未激活的射孔现在张开着，并且准备接受驱替流体，而之前已经放置了支撑剂的射孔被封堵剂所封堵。
然后，将桥塞泵入井眼，并且与上述第一段类似地完成随后的段。在冲刷井眼以及沿井眼泵送的过程中，因为将流体送往在填塞至冲洗续发事件期间已经不活跃的穿孔，所以支撑剂不再被较深地涌入裂缝内。
尽管已经参考特定装置、材料与实施例对前述说明进行了描述，但是其不旨在被限定于在此所公开的细节，而是延伸至诸如所附权利要求的范围之内的所有功能相同的结构、方法与用途。此外，尽管上面已经详细描述了几个示例性的实施例，但是，本领域技术人员将容易地意识到，在实质上不背离用于最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法的公开的情况下，示例性实施例中的许多修改是可能的。因此，所有这些修改都旨在被包括在如下权利要求中所定义的本公开的范围内。在权利要求中，装置加功能从句旨在当执行所引用的功能时覆盖于此所描述的结构，并且不仅结构等同而且等同结构。因此，尽管钉子和螺丝钉可能不是结构的等同，因为在固定木制零件的环境下，钉子利用柱面来将木制零件固定在一起，而螺丝钉则利用螺旋面，但是钉子和螺丝钉可以是等同的结构。本申请的表达意图不是援引35U.S.C.§112(f)对在此的任何权利要求的任何限制，除了那些权利要求与相关联的功能一起明确地使用词“用于…的装置”。

Claims (20)

1.一种处理被井眼穿透的地下地层的方法，包括：
在所述地下地层中形成裂缝；
以大于或等于所述地下地层的裂缝诱发压力的流体压力将处理流体注入到所述井眼内，其中，所述处理流体被用于将预定量的支撑剂运送到所述井眼内；
当所述处理流体正被注入时，引入封堵剂而不降低所述流体压力，其中，在全部预定量的支撑剂到达所述裂缝之前将所述封堵剂引入到所述处理流体内；以及
通过由所述裂缝内的所述封堵剂形成可去除的塞来防止对进入到所述裂缝的支撑剂的过度驱替。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，所述封堵剂包括从由可去除材料和不可去除材料组成的组中选择的材料。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，
所述封堵剂是包括可降解材料的可去除材料，以及
所述方法还包括允许所述可降解材料在预定时间段之后至少部分地降解，以使可降解塞消失。
4.根据权利要求2所述的方法，其中，
所述封堵剂是包括可溶解材料的可去除材料，以及
所述方法还包括允许所述可溶解材料在预定时间段之后至少部分地溶解，以使可溶解塞消失。
5.根据权利要求1所述的方法，其中，将所述封堵剂与被注入到所述井眼内的支撑剂的预定量的最后1wt％一起引入到所述处理流体内。
6.根据权利要求1所述的方法，其中，在全部预定量的支撑剂已经被注入到所述井眼内之后的大约2秒至大约180秒范围内的时刻，将所述封堵剂引入到所述处理流体内。
7.根据权利要求1所述的方法，其中，
在全部预定量的支撑剂被引入到所述井眼内之后，但在全部预定量的支撑剂到达所述裂缝之前，引入所述封堵剂，以使所述支撑剂的末端与所述封堵剂的前沿之间的隔离体积小于所述井眼的地面开口与将用所述可降解塞封堵的裂缝之间的井眼体积。
8.根据权利要求1所述的方法，还包括在形成可降解塞之后执行井下作业。
9.根据权利要求1所述的方法，其中，以从大约20桶每分钟(bbl/min)(2.38m3/min)至大约120桶每分钟(bbl/min)(14.31m3/min)范围内的速率将所述处理流体注入到所述井眼内。
10.根据权利要求1所述的方法，还包括：
将桥塞在所述井眼的地面开口与所述裂缝之间放置于所述井眼中。
11.一种最小化支撑剂从被井眼穿透的地下地层的过度驱替的方法，所述方法包括：
将包含一定量的支撑剂的浆液引入到形成在所述地下地层中的裂缝内；
与最后百分之一的支撑剂同时或在最后百分之一的支撑剂之后将封堵剂引入到所述浆液内而不降低正用于将所述一定量的支撑剂引入到所述裂缝内的流体压力；以及
通过由所述封堵剂形成塞来封堵所述裂缝。
12.根据权利要求11所述的方法，其中，在将所述封堵剂引入到所述浆液内时，将所述浆液引入到所述井眼内的速率波动不超过5％。
13.根据权利要求11所述的方法，其中，以从大约20桶每分钟(bbl/min)(2.38m3/min)至大约120桶每分钟(bbl/min)(14.31m3/min)范围内的速率将所述浆液引入到所述井眼内。
14.根据权利要求11所述的方法，其中，所述封堵剂包括可去除材料。
15.根据权利要求14所述的方法，其中，所述可去除材料包括纤维。
16.根据权利要求14所述的方法，其中，所述封堵剂是包括颗粒的可去除材料。
17.根据权利要求14所述的方法，其中，所述可去除材料通过与所述裂缝中的支撑剂桥接来在所述裂缝中形成所述塞。
18.根据权利要求14所述的方法，还包括允许所述可降解材料在预定时间段之后至少部分地降解，以使可降解塞消失。
19.根据权利要求10所述的方法，其中，在压裂随后的层之前不在所述井眼中放置桥塞或沙塞。
20.根据权利要求10所述的方法，其中，所述浆液的流体相包括从由粘弹性表面活性剂、助表面活性剂和流变改性剂组成的组中选择的一种或多种物质。
CN201410758434.8A 2013-12-11 2014-12-10 最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法 Active CN104712303B (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/103,152 2013-12-11
US14/103,152 US9410394B2 (en) 2013-12-11 2013-12-11 Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104712303A true CN104712303A (zh) 2015-06-17
CN104712303B CN104712303B (zh) 2018-05-22

Family

ID=53270632

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201410758434.8A Active CN104712303B (zh) 2013-12-11 2014-12-10 最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9410394B2 (zh)
CN (1) CN104712303B (zh)
AR (1) AR098688A1 (zh)
AU (1) AU2014262292B2 (zh)
BR (1) BR102014031070A2 (zh)
CA (1) CA2874296C (zh)
MX (1) MX357568B (zh)
NO (1) NO20141396A1 (zh)
RU (1) RU2666566C2 (zh)
SA (1) SA114360103B1 (zh)
UA (1) UA120829C2 (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
WO2018157615A1 (zh) * 2017-03-01 2018-09-07 中国石油天然气股份有限公司 一种低密度、高强度、可降解暂堵剂及其制备方法与应用
CN110358522A (zh) * 2018-03-26 2019-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种用于深井酸压的复合降阻缓速酸

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20170137703A1 (en) 2007-12-11 2017-05-18 Superior Silica Sands, LLC Hydraulic fracture composition and method
US10815978B2 (en) * 2014-01-06 2020-10-27 Supreme Electrical Services, Inc. Mobile hydraulic fracturing system and related methods
US9540903B2 (en) * 2014-10-16 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Mixing and injecting fiber-based stimulation fluids
US11008844B2 (en) 2015-11-02 2021-05-18 Schlumberger Technology Corporation Method for hydraulic fracturing (variants)
WO2017095407A1 (en) * 2015-12-02 2017-06-08 Halliburton Energy Services, Inc. Method of fracturing a formation
US20170167222A1 (en) * 2015-12-10 2017-06-15 Schlumberger Technology Corporation Method and composition for controlling fracture geometry
US20190040302A1 (en) * 2016-02-04 2019-02-07 Hk Ip Llc Biofuels for enhancing productivity of low production wells
CN105840166B (zh) * 2016-04-19 2018-09-11 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 一种采用完全可溶解桥塞的水平井压裂试气完井工艺
WO2019195478A1 (en) * 2018-04-03 2019-10-10 Schlumberger Technology Corporation Proppant-fiber schedule for far field diversion
WO2020131100A1 (en) * 2018-12-21 2020-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. In situ equipment capability assessment and use in operation
US11814583B2 (en) * 2020-07-22 2023-11-14 Saudi Arabian Oil Company Diverting agents for well stimulation
US12060524B2 (en) 2022-06-23 2024-08-13 Saudi Arabian Oil Company Diverting materials for well stimulation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050126780A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US20060046938A1 (en) * 2004-09-02 2006-03-02 Harris Philip C Methods and compositions for delinking crosslinked fluids
US7063151B2 (en) * 2004-03-05 2006-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing and using coated particulates
CN101553552A (zh) * 2006-10-24 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 可降解材料辅助转向
US20120000653A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-05 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4421167A (en) 1980-11-05 1983-12-20 Exxon Production Research Co. Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments
US4488599A (en) 1982-08-30 1984-12-18 Exxon Production Research Co. Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments
US4802144A (en) 1986-03-20 1989-01-31 Applied Geomechanics, Inc. Hydraulic fracture analysis method
DZ3387A1 (fr) 2000-07-18 2002-01-24 Exxonmobil Upstream Res Co Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage
WO2003023177A2 (en) * 2001-09-11 2003-03-20 Sofitech N.V. Methods for controlling screenouts
US6820694B2 (en) * 2002-04-23 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Method for preparing improved high temperature fracturing fluids
RU2327154C2 (ru) 2004-04-23 2008-06-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В Способ и система для мониторинга заполненных жидкостью областей в среде на основе граничных волн, распространяющихся по их поверхностям
US7213651B2 (en) 2004-06-10 2007-05-08 Bj Services Company Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment
WO2006014951A2 (en) 2004-07-30 2006-02-09 Key Energy Services, Inc. Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well
US7380600B2 (en) * 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7398829B2 (en) 2006-09-18 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7565929B2 (en) 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
US7581590B2 (en) * 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US9085727B2 (en) * 2006-12-08 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
AU2007355915B2 (en) * 2007-07-03 2013-04-04 Schlumberger Technology B. V. Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing
US8205675B2 (en) * 2008-10-09 2012-06-26 Baker Hughes Incorporated Method of enhancing fracture conductivity
EP2460197B1 (en) 2009-07-28 2016-03-16 University Of Houston System Superconducting article with prefabricated nanostructure for improved flux pinning
US20110028358A1 (en) * 2009-07-30 2011-02-03 Welton Thomas D Methods of Fluid Loss Control and Fluid Diversion in Subterranean Formations
WO2012082962A1 (en) 2010-12-14 2012-06-21 Altarock Energy, Inc. High temperature temporary diverter and lost circulation material
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
CN103764948B (zh) 2011-08-31 2018-05-18 自悬浮支撑有限公司 用于水力破碎的自-悬浮支撑剂
RU2473798C1 (ru) * 2011-10-12 2013-01-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
MX2014006713A (es) 2011-12-09 2014-07-24 Schlumberger Technology Bv Tratamiento de pozo con fluidos con alto contenido de sólidos.
US8789596B2 (en) 2012-01-27 2014-07-29 Baker Hughes Incorporated Method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050126780A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7063151B2 (en) * 2004-03-05 2006-06-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing and using coated particulates
US20060046938A1 (en) * 2004-09-02 2006-03-02 Harris Philip C Methods and compositions for delinking crosslinked fluids
CN101553552A (zh) * 2006-10-24 2009-10-07 普拉德研究及开发股份有限公司 可降解材料辅助转向
US20120000653A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-05 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
WO2018157615A1 (zh) * 2017-03-01 2018-09-07 中国石油天然气股份有限公司 一种低密度、高强度、可降解暂堵剂及其制备方法与应用
CN108531152A (zh) * 2017-03-01 2018-09-14 中国石油天然气股份有限公司 一种低密度、高强度可降解暂堵剂及其制备方法
CN108531152B (zh) * 2017-03-01 2020-05-08 中国石油天然气股份有限公司 一种低密度、高强度可降解暂堵剂及其制备方法
US11053427B2 (en) 2017-03-01 2021-07-06 Petrochina Company Limited Low-density, high-strength degradable temporary pugging agent and the preparation method and use thereof
CN110358522A (zh) * 2018-03-26 2019-10-22 中国石油化工股份有限公司 一种用于深井酸压的复合降阻缓速酸

Also Published As

Publication number Publication date
US9410394B2 (en) 2016-08-09
MX2014015145A (es) 2015-08-14
RU2666566C2 (ru) 2018-09-11
CA2874296C (en) 2022-03-08
CA2874296A1 (en) 2015-06-11
CN104712303B (zh) 2018-05-22
AR098688A1 (es) 2016-06-08
RU2014150019A3 (zh) 2018-07-16
SA114360103B1 (ar) 2016-11-09
NO20141396A1 (no) 2015-06-12
BR102014031070A2 (pt) 2016-03-01
US20150159465A1 (en) 2015-06-11
AU2014262292B2 (en) 2016-08-25
RU2014150019A (ru) 2016-07-10
UA120829C2 (uk) 2020-02-25
MX357568B (es) 2018-07-13
AU2014262292A1 (en) 2015-06-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104712303B (zh) 最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法
US12060761B2 (en) System and method of treating a subterranean formation with a diverting composition
US20160108713A1 (en) System and method of treating a subterranean formation
US7775278B2 (en) Degradable material assisted diversion or isolation
US7565929B2 (en) Degradable material assisted diversion
US10851283B2 (en) Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles
CN103857877B (zh) 在井内压裂多个区域的方法
US6949491B2 (en) Method and materials for hydraulic fracturing of wells
RU2569386C2 (ru) Способ улучшения волоконного тампонирования
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
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
RU2513568C2 (ru) Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину
CN1639445A (zh) 用于控制滤筛的方法
OA17183A (en) Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments.
PL227550B1 (pl) Sposób obróbki formacji podziemnej oraz minimalizacji nadmiernego wypierania podsadzki z formacji podziemnej

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
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20181228

Address after: The British Virgin Islands.

Patentee after: SMITH INTERNATIONAL, INC.

Address before: The British Virgin Islands.

Patentee before: Prad Research and Development Limited

TR01 Transfer of patent right