CN106661442A - 支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法 - Google Patents

支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106661442A
CN106661442A CN201480078817.9A CN201480078817A CN106661442A CN 106661442 A CN106661442 A CN 106661442A CN 201480078817 A CN201480078817 A CN 201480078817A CN 106661442 A CN106661442 A CN 106661442A
Authority
CN
China
Prior art keywords
proppant
fracturing fluid
water
percentage
gelling agent
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201480078817.9A
Other languages
English (en)
Inventor
M.G.伊万诺夫
A.V.梅德韦德夫
S.A.纳伊杜科瓦
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.)
Prad Research and Development Ltd
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 CN106661442A publication Critical patent/CN106661442A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • 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
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation 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
    • 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
    • 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
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
  • Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Paints Or Removers (AREA)

Abstract

本发明涉及通过水力压裂从地下地层提取流体。技术目标在于改进支撑剂的不均匀充填。所述支撑剂由具有基底、水溶性外涂层和胶凝剂的颗粒形式的材料组成，所述胶凝剂以一种方式浸入在水溶性涂层中，以使得当所述支撑剂引入到水力压裂流体部分中，使得水溶性涂层溶解或破坏后，该胶凝剂从颗粒基底中释放。一种用于将支撑剂不均匀充填在水力压裂中的方法包括在超过水力压裂压力的压力下，通过经受压裂的层中的井筒中的多个射孔簇，将交替的水力压裂流体部分泵送到待压裂的该层中，所述部分含有和不含有上述颗粒，其中含有所述颗粒的所述水力压裂流体部分用作水力压裂关闭之后的支撑。

Description

支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法
技术领域
本公开涉及从地下地层开采流体，并且可以通过水力压裂应用于增产穿过地层的流量。更具体地说，本公开涉及创建具有可溶性涂层的支撑剂以应用于在水力压裂中不均匀充填、在其基础上创建用作地层压裂操作的填料的材料、以及改进在水力压裂中使用不均匀支撑剂充填的水力压裂方法。
背景技术
地下地层的水力压裂包括，作为几个阶段之一，将支撑剂与改变压裂流体性质的各种添加剂(诸如交联剂、活化剂、防乳化剂等)一起添加在压裂流体中。在不均匀支撑剂充填(HPP)技术的情况下，压裂流体包括含有支撑剂(脏脉冲)和没有支撑剂(清洁脉冲)的交替阶段(脉冲)的顺序。由于操作限制，压裂添加剂以恒定速率添加到浆液中，这使得它们在清洁脉冲与脏脉冲之间在压裂流体中的浓度发生变化。
然而压裂流体的品质可能以以下方式对添加剂浓度相当敏感，该方式为在添加剂浓度偏离最佳值的情况下井底流体的长期高温稳定性可能受损；流体的流变性质可偏离最佳性质。与不均匀支撑剂充填(HPP)的操作相关的另一个问题为携带支撑剂流体的洗出稳定性。当向下泵送浆液至射孔时，在水力压裂中可以发生携带支撑剂区域的洗出及其与清洁脉冲的部分掺合，这最终使得裂缝宽度减小以及支撑剂区域的预定最佳充填发生变化。随后，此类变化可影响水力压裂导流率参数。在低粘度压裂流体(在低聚合物载量下的减阻水或线性凝胶或交联凝胶)的情况下，添加剂浓度变化(稀释)的影响变得更加明显。
为了维持更好的支撑剂阶段稳定性并降低添加剂浓度变化的不利影响，本公开提出一种使用以胶凝剂涂覆的支撑剂的新想法，当支撑剂引入到流体时所述胶凝剂被释放。由于胶凝剂的此释放，脏脉冲阶段的粘度局部增加，并且它因此促进了携带支撑剂流体更好的洗出稳定性并减小了添加剂浓度变化对流体性质的影响。考虑到利用不均匀支撑剂充填的水力压裂导流率由通道的存在决定，过量的胶凝剂将不会影响裂缝导流率。
存在的若干信息来源公开了水力压裂中的不均匀支撑剂充填的方式。一般来讲，它们可被分成包括井中支撑剂结块的各种概念的类别。
1.通过在表面上交替的支撑剂输送诱导的不均匀充填。
2.当以常规方式(无脉动的连续支撑剂输送)将支撑剂添加到表面的压裂流体中(基本上代表化学定向的和非设备相关的方法)时在地下条件下发生的支撑剂结块。
本公开主要集中于通过替代性支撑剂输送至压裂流体来诱导的不均匀支撑剂充填，因此第一类别的分析来源是焦点。
专利[US7581590B2,2009]要求保护一种通过注入包含支撑剂和制道剂(channelant)的压裂流体的更可靠的HPP方法，其中所述制道剂包括在裂缝中产生酸的固体酸前体。所述固体酸前体的存在使得HPP更可靠。
以下讨论了集中于当以常规方式进行支撑剂输送而没有交替的支撑剂脉冲和无支撑剂脉冲时井筒中的支撑剂结块的专利。
专利申请[US20130056213A1,2013]公开了支撑剂聚合的方法，所述方法通过引起或允许增加运载流体粘度的聚合物凝胶脱水收缩；由在运载流体中包含或创建的阳离子聚合物和阴离子聚合物形成聚电解质复合物；以及通过增加运载流体的温度高于聚合物在流体中的溶液温度。
然而，本公开的目的在于使用基于现有设备的交替的携带支撑剂阶段和无支撑剂阶段输送方式完成不均匀支撑剂充填的改进。由于所述方法涉及先进的胶凝剂与支撑剂一起的输送，以下是胶凝剂改性的支撑剂的执行来源分析。
值得提及的是存在若干关于化学改性的支撑剂的专利，其中申请[US2012227967A1,2012]要求保护一种包含涂覆到底材的组分的支撑剂颗粒，所述组分的量足以在所述颗粒与基础流体混合时产生能够悬浮所述底材的粘稠运载流体。其他权利要求包括增产地下地层的方法，其包括以下各项：提供基础流体和包含涂覆到底材的组分的颗粒，所述组分的量足以在所述颗粒与所述基础流体混合时产生能够悬浮所述底材的粘稠运载流体，其中所述组分包含足以增加基础流体的粘度到至少约50cP粘度的量的聚合物；以及使地下地层与基础流体和颗粒的混合物接触。然而没有关于使用这些涂覆颗粒用于HPP的参考文献，确切地说在所述HPP中涂覆在固体颗粒上的组分为胶凝剂。
包含支撑剂颗粒和涂覆水凝胶的改性支撑剂从[US2014000891A1,2014]、[WO2013158308A1,2013]现有技术来源中获知，其中涂覆水凝胶定位在支撑剂颗粒的表面上。在上述溶液中，涂层不溶解于流体中。它附接在支撑剂颗粒上并且在流体中膨胀。
使人感兴趣的是凝胶脱水收缩对其性质的影响。结果发现，在线性凝胶中负载的交联剂过量的情况下，一些额外的胶凝剂的添加增加了粘度并降低了脱水收缩的影响。
本公开的目的在于通过使用现有油田设备在携带支撑剂阶段改进胶凝剂与支撑剂一起的运输来提高不均匀支撑剂充填的效率。为了避免携带支撑剂阶段的分散影响和化学添加剂浓度的减小，本公开提出了泵送具有包含胶凝剂的水溶性涂层的支撑剂颗粒。在胶凝剂从水溶性涂层释放后，在支撑剂颗粒周围的压裂流体的粘度增加，并且这提高了携带支撑剂阶段对抗耗散的稳定性并使添加剂浓度保持在稳定水平。由于具有不均匀支撑剂充填的裂缝的导流率通过存在的无支撑剂通道控制，所以过量的胶凝剂将不会影响整体的裂缝导流率。
发明内容
在一些实施方案中，本公开涉及一种用于在裂缝压裂中不均匀支撑剂充填的支撑剂。支撑剂为微粒材料，其中每个颗粒包含支撑剂颗粒底材、所述支撑剂颗粒底材上的水溶性外涂层以及以某种方式至少部分嵌入所述水溶性外涂层的胶凝剂，所述方式使得当所述水溶性涂层由于在水力压裂中支撑剂引入到不均匀支撑剂充填期间的压裂流体阶段而溶解或降解时，所述试剂基本上从所述支撑剂颗粒底材中释放。
在一些实施方案中，本公开涉及用于提高在地下地层的压裂层的至少一个裂缝中不均匀支撑剂充填方法的效率的微粒材料，所述微粒材料含有来自位于地下的颗粒的底材、所述地下颗粒底材上的水溶性外涂层以及以某种方式至少部分嵌入水溶性外涂层的胶凝剂，所述方式使得当水溶性涂层由于在水力压裂中支撑剂引入到不均匀支撑剂充填期间的压裂流体阶段而溶解或降解时，所述试剂基本上从地下颗粒中释放。
在一些实施方案中，本公开涉及一种用于提高压裂层的至少一个裂缝中的不均匀支撑剂充填效率的方法，所述方法包括在超过压裂压力的压力下通过压裂层中的井筒中的多个射孔簇将交替的携带微粒材料的压裂流体阶段和没有微粒材料的压裂流体阶段注入到压裂层，其中携带微粒材料的压裂流体阶段在裂缝闭合后形成支撑。
附图说明
本公开的本质在图1-5中示出。
图1示出了在无支撑剂阶段和携带支撑剂阶段的添加剂的不同浓度。
图2示出了用胶凝剂涂覆的支撑剂的示意模型。
图3示出了在添加到一加仑水中的携带有2.2磅(lbs)用瓜尔胶涂覆的支撑剂的浆液中所得的流体粘度。
图4示出了线性凝胶在添加涂覆的支撑剂之前和之后的粘度变化。
图5示出了在添加支撑剂之后线性凝胶的粘度相对于浆液搅拌时间的变化。
具体实施方式
在不均匀支撑剂充填(HPP)中，在浆液中以具有交替的清洁脉冲(不含支撑剂)和脏脉冲(含有支撑剂)的脉冲将用于水力压裂地层的支撑剂添加到压裂流体中。可选地，清洁脉冲也可被称为不含支撑剂阶段(或脉冲)或“清洁流体”，而“脏脉冲”可被称为携带支撑剂阶段(或脉冲)。
包含交联凝胶的压裂流体通过实时计量相对于线性凝胶的水力压裂添加剂来制备。当添加剂与线性凝胶反应时，它们形成具有更高粘度的交联凝胶，并且在大多数情况下提供成功的水力压裂作业。在高温下，交联凝胶的粘度和长期稳定性对一些计量的添加剂的浓度敏感，所述敏感性依赖于所使用的混合水和化学添加剂的矿物组成。包含用于交联线性凝胶的化学剂的交联剂、活化剂和延迟剂代表一组添加剂，它们被非常彻底地计量以便维持良好的流体性能。
如今，在HPP中，将压裂添加剂以恒定速率计量加入到流体中，基本上输送相同量的添加剂到给定体积的浆液中，不考虑浆液中支撑剂的浓度。但是考虑到交替的清洁脉冲阶段和脏脉冲阶段，清洁流体中的添加剂浓度是不同的，所述不同由等式(1)中所示的所谓的浆液产率定义。所述产率代表浆液体积相对于清洁流体体积的比率。
此现象的表达在图1中示出。因此，如果清洁脉冲包含完全交联的流体，那么脏脉冲中的凝胶就含有过量(产率倍数较高)浓度的添加剂(诸如交联剂、活化剂、延迟剂等等)并因此可能过度交联，并且因此所述凝胶将会具有随时间而变得越来越差的粘度和流变稳定性。
因为较低粘度的流体减小了裂缝宽度并因此增加了裂缝脱砂的风险，所以过度交联的程度朝向后来的支撑剂阶段增加(其中每加仑流体添加的支撑剂的量增加)，并且在作业结束时可能变得可见。除此之外，更差的流体稳定性导致更快速的支撑剂沉降和错误的支撑剂充填模式。此外，在“脏”脉冲中流体粘度降低可以导致阶段的分离和它们与清洁流体的掺合，这进而又导致支撑的裂缝宽度减小，并且可以使得支撑剂支柱之间裂缝壁尖灭。总之，这种影响可以导致地层增产后的井产量低于预期。
本公开提出一种通过使用以胶凝剂涂覆的支撑剂获得脏脉冲中更好流变稳定性的流体和更高稳定性的支撑剂阶段的新方法。
所述方法包括以下各项：
·在水力压裂期间，将以胶凝剂涂覆的支撑剂添加至根据HPP处理设计的流体中；以及
·一旦支撑剂浸入流体中，胶凝剂从支撑剂表面释放。
因为添加至流体中的额外胶凝剂将会利用过量的水力压裂添加剂(交联剂/活化剂/延迟剂等等)，所以胶凝剂从支撑剂表面释放局部增加了携带支撑剂阶段的流体粘度，并且也减小了凝胶的过度交联作用。除此之外，本公开的一个附带优点为允许在无支撑剂阶段使用具有较低粘度的压裂流体，并且允许在促进通道形成的阶段使用较低聚合物负载的压裂流体，这使得裂缝更小以及由聚合物残留造成的地层损害更小。而且，因为在携带支撑剂阶段凝胶的局部水合将会降低支撑剂的沉降率，所以这种支撑剂在减阻水中的应用似乎也是有益的。
在以下部分中描述了支撑剂的结构。
作为支撑剂底材，可以取任何来源的颗粒。适合的颗粒包括用于水力压裂和砾石填充的任何已知的颗粒。适合的支撑剂的非限制性实例包括矿物质、砂、陶瓷支撑剂、以及选自极轻量(ultra-lightweight)支撑剂、超轻量(super-lightweight)支撑剂、轻量支撑剂、中强度、高强度和极高强度支撑剂的基于聚合物的支撑剂、用作水力压裂的支撑剂的复合颗粒。陶瓷支撑剂可在二氧化硅-氧化铝原料、镁-硅酸盐原料、玻璃-陶瓷、富含铝、镁、硅、锌、铁、钙和钛氧化物的天然矿物质(主要为铝土矿、蛇纹岩等)的基础上生产。此外，以下颗粒可用作支撑剂底材：坚果壳(包括压碎的胡桃壳)、砾石、尾矿、煤灰、岩石(包括铝土矿)、熔炼炉渣、硅藻土、压碎的木炭、云母、粘土(包括高岭土颗粒)、锯屑、木片、树脂颗粒(包括苯酚-甲醛颗粒)、聚合物颗粒以及其组合。应当理解本文未提及的其他颗粒也可以是适合的。
胶凝剂可使用胶黏剂直接涂覆在支撑剂底材上，或者另选地被嵌入到水溶性聚合物基质中。由于水溶性聚合物保护胶凝剂使其免于在支撑剂被浸入流体中之前意外过早释放，所以第二个选项在这里起作用。
支撑剂的结构示于图2中，其中所述支撑剂颗粒被具有嵌入涂层的胶凝剂的水溶性涂层涂覆。
水溶性聚合物的候选物包括但不限于，具有各种聚乙酸乙烯酯基团含量的聚乙烯醇、聚丙烯酸、聚丙烯酰胺、聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮共聚物、聚胺、聚乙胺、明胶、淀粉、酪蛋白、它们的衍生物以及其组合。
使胶凝剂嵌入水溶性聚合物基质中的附带优点为基于给定聚合物在水中的溶解度调整流体粘度增加的条件(时间/温度)的机会。
胶凝剂的候选材料包括瓜尔胶及其衍生物，包括但不限于多糖瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、纤维素及其衍生物，包括但不限于羧甲基羟丙基纤维素以及其组合。
制备图2所示的支撑剂的方法在以下实施例中描述，并且包括以下阶段：
1.将水溶性聚合物溶解于适量的水中；
2.将胶凝剂添加并分散在水溶性聚合物溶液中；以及
3.将水溶性聚合物和胶凝剂的溶液添加至支撑剂底材中，并且开始干燥过程，同时保证适当的搅拌和支撑剂中的溶液分布。干燥方法可包括利用流化床或成粒器。
预期使用适于在支撑剂上形成树脂涂层的传统工厂设备来执行所述方法为可行的。
实施例
本公开可通过以下实施例来进一步理解。
实施例1.
以下实施例说明了建议用嵌入水溶性聚合物基质中的胶凝剂涂覆支撑剂的方法的可行性。
表1.实施例1中的涂覆的支撑剂的组成。
支撑剂CarboPROP以以下方式使用表1中列出的组分和量涂覆。
1.将聚乙烯醇溶解于水中。
2.然后，将多糖瓜尔胶缓慢添加至聚乙烯醇水溶液中。适当摇动混合物以保证瓜尔胶在溶液中的均匀分布。
3.将获得的溶液添加至CarboPROP接着在烧杯中对流体和支撑剂进行适当搅拌直到支撑剂上的涂层变干为止。
所得支撑剂显示出良好的涂层对表面的附着力以及非常有限量的彼此粘贴的颗粒，这表明涂覆的支撑剂潜在的良好流动性。为了获得所需均匀性和机械稳定性的支撑剂涂层，可调整聚乙烯醇的质量。同时，为了改进混合过程，可自由调整用于制备聚乙烯醇和瓜尔胶溶液的水的量。
实施例2.
以下实施例说明了当添加至水时使用以胶凝剂涂覆的支撑剂的可行性。
为了评价涂覆的瓜尔胶如何影响粘度，将来自实施例1的支撑剂添加至DI水中。将涂覆的支撑剂以每1加仑流体2.2磅支撑剂的浓度添加至水中。搅拌5分钟后获得的所得流体粘度示出在图3中，并且结果接近于具有17磅/1,000加仑瓜尔胶聚合物载量的线性凝胶粘度。
值得提及的是，为了调整所得粘度，可增加或减小参与混合的瓜尔胶的量。
实施例3.
以下实施例说明了当添加至线性凝胶时使用以胶凝剂涂覆的支撑剂的可行性。
支撑剂CarboPROP以实施例1中所述的方式使用表2中列出的组分和量涂覆。
表2.实施例3中涂覆的支撑剂的组成
在涂覆完成后，为了评价添加至流体中的涂覆的瓜尔胶如何影响粘度，将所得的支撑剂以每1,000加仑DI水30磅聚合物的量添加至线性凝胶中。将涂覆的支撑剂以每1加仑流体3磅和5磅支撑剂的浓度添加至水中。与原始的线性凝胶(WF130)、每1,000加仑DI水35、40和50、30磅瓜尔胶相比，在搅拌5分钟后由每1加仑流体3磅和5磅支撑剂浆液获得的所得粘度示出在图4中。
根据添加至原始支撑剂的瓜尔胶的质量平衡，3磅支撑剂浆液使得胶凝剂以每1,000加仑流体11磅瓜尔胶的量添加，而对于每1加仑流体5磅支撑剂的值为每1,000加仑流体18磅瓜尔胶。图4中的粘度图示出了使用涂覆的支撑剂输送的额外瓜尔胶量与相应的粘度增加的适当相关性。
值得提及的是，因为任何水溶性聚合物都适于应用，所以用于嵌入胶凝剂的水溶性聚合物可不限于聚乙烯醇。
此外，检测了WF130线性凝胶与自每1加仑流体3磅和每1加仑流体5磅的量的支撑剂浆液中分离的所得凝胶的交联。为了模拟真实情况，每固定体积的浆液添加相同量的交联剂，其中对于清洁支撑剂脉冲和脏支撑剂脉冲，交联剂的添加都以固定速率执行。具体地说，将具有2加仑/1,000加仑(2g/t)浓度的交联剂溶液添加至WF130线性凝胶，而对于每1加仑流体3磅和每1加仑流体5磅的量的支撑剂浆液，为了模拟支撑剂浆液产率，添加更大浓度的交联剂(参见等式(1))。交联剂浓度和交联流体性能示出在表3中，其中VCT和HLT分别为“旋涡闭合时间(Vortex closure time)”和“停留边缘时间(Hang lip time)”。
表3.交联浆液性能
流体 产率 交联剂浓度，g/t VCT，秒 HLT，秒
WF130 1.0 2.0 21 90
3PPA浆液 1.11 2.2 14 45
5PPA浆液 1.19 2.4 12 30
可观察到，由于交联因输送至流体的额外胶凝剂而发生较早，当将支撑剂添加至流体时流体交联性能有所提高。
这种现象具有若干优点，包括以下。
1.如果流体的品质由于通过交替的清洁脉冲和脏脉冲的不均匀支撑剂充填期间的过度交联(它们可能主要在后面的支撑剂阶段发生)而受损，那么使用以聚合物涂覆的支撑剂可以是很好的缓解措施，因为它提高了携带支撑剂脉冲中的流体的品质。作为附带优点，它增加了支撑剂阶段的机械稳定性。
2.水力压裂可在整个过程中通过泵送较低粘度流体(例如，具有较低聚合物载量的减阻水或聚合物流体)，因为它将会降低聚合物在岩石基质和支撑剂填充中的侵染。同时，从支撑剂释放的额外聚合物将会维持支撑剂阶段的机械稳定性。
实施例4.
以下实施例说明了一旦将胶凝剂涂覆的支撑剂浸入水中的粘度增加的速率。
支撑剂CarboPROP以以下方式使用表4中列出的组分和量涂覆。
表4.实施例4中涂覆的支撑剂的组成。
1.将聚乙烯醇溶解于水中。
2.然后，将羧甲基羟丙基瓜尔胶(CMHPG)缓慢添加至聚乙烯醇水溶液中。适当摇动混合物以保证瓜尔胶在溶液中的均匀分布。
3.将获得的溶液添加至CarboPROP接着对流体和支撑剂进行适当搅拌直到支撑剂上的涂层变干为止。
在涂覆完成后，将所得支撑剂以每1,000加仑DI水30磅CMHPG的量添加至线性凝胶。支撑剂在线性凝胶中的浓度为每1加仑流体3磅支撑剂。将所得浆液搅拌指定时间，接着将流体与支撑剂分离，并测量流体的粘度。图5示出了在添加支撑剂之后线性凝胶的粘度相对于浆液搅拌时间的变化。在搅拌约1.5分钟后，获得等于每1,000加仑去离子水具有35磅CMHPG载量的凝胶粘度的粘度，同时进一步搅拌不以任何方式影响粘度。图5使用星号标记示出每1,000加仑去离子水具有35磅CMHPG载量的凝胶在511 1/s的粘度。
总而言之，上述实施例证明，所述概念允许使用支撑剂将额外胶凝剂输送至压裂流体、使额外聚合物快速水合、以及改进携带涂覆的支撑剂的浆液的交联性能。
尽管本文已经参照具体装置、材料和实施方案描述了前面的说明，但并不意图限制本文所公开的细节；相反，它延伸至所有功能等效的诸如在所附权利要求书范围内的结构、方法和用途。

Claims (31)

1.一种支撑剂，所述支撑剂为微粒材料，其中每个颗粒包含支撑剂颗粒底材、所述支撑剂颗粒底材上的水溶性外涂层、以及以某种方式至少部分嵌入所述水溶性外涂层的胶凝剂，所述方式使得当所述水溶性涂层由于在水力压裂中支撑剂引入到不均匀支撑剂充填期间的压裂流体阶段而溶解或降解时，所述试剂基本上从所述支撑剂颗粒底材中释放。
2.根据权利要求1所述的支撑剂，其中所述胶凝剂在所述压裂流体中的溶解速率超过所述水溶性外涂层在所述压裂流体中的溶解速率，这允许所述涂层阻止所述胶凝剂在所述支撑剂进入所述压裂流体之前过早释放到所述压裂流体中。
3.根据权利要求1所述的支撑剂，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂与无支撑剂阶段中的压裂流体粘度相比增加了在携带支撑剂阶段中的压裂流体粘度。
4.根据权利要求1所述的支撑剂，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂减小了降低添加剂浓度的影响，具体地说以阻止在携带支撑剂阶段的过度交联。
5.根据权利要求1所述的支撑剂，其中所述胶凝剂浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约0.3重量百分比至约5.0重量百分比。
6.根据权利要求1或权利要求5所述的支撑剂，其中用于所述胶凝剂的材料包括瓜尔胶及其衍生物，包括多糖瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶；纤维素及其衍生物，包括但不限于羧甲基羟丙基纤维素；以及其组合。
7.根据权利要求1所述的支撑剂，其中所述水溶性外涂层的浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约1.0重量百分比至约5.0重量百分比。
8.根据权利要求1或权利要求7所述的支撑剂，其中所述水溶性涂层材料选自水溶性聚合物的列表：具有各种聚乙酸乙烯酯基团含量的聚乙烯醇、聚丙烯酸、聚丙烯酰胺、聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮共聚物、聚胺、聚乙胺、明胶、淀粉、酪蛋白、其衍生物以及其组合。
9.根据权利要求1所述的支撑剂，其中所述支撑剂颗粒底材选自由以下组成的组：砂、陶瓷支撑剂、以及选自极轻量支撑剂、超轻量支撑剂、轻量支撑剂、中强度、高强度和极高强度支撑剂的基于聚合物的支撑剂、用作水力压裂的支撑剂的复合颗粒、以及其组合。
10.一种微粒材料，其用于提高在地下地层中的至少一个裂缝中的不均匀支撑剂充填方法的效率，所述微粒材料含有来自颗粒的底材、所述颗粒底材上的水溶性外涂层、以及以某种方式至少部分嵌入所述水溶性外涂层的胶凝剂，所述方式使得当所述水溶性涂层由于支撑剂引入到不均匀支撑剂充填期间的压裂流体阶段而溶解或降解时，所述试剂基本上从所述颗粒底材中释放。
11.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述微粒材料形成水力压裂填料。
12.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述胶凝剂在所述压裂流体中的溶解速率超过所述水溶性外涂层在所述压裂流体中的溶解速率，这允许所述涂层阻止所述胶凝剂在所述支撑剂进入所述压裂流体之前过早释放到所述压裂流体中。
13.根据权利要求10所述的微粒材料，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂能够与无支撑剂阶段中的压裂流体粘度相比增加在携带支撑剂阶段中的压裂流体粘度。
14.根据权利要求10所述的微粒材料，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂减小了降低添加剂浓度的影响，具体地说以阻止在携带支撑剂阶段的过度交联。
15.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述胶凝剂的浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约0.3重量百分比至约5.0重量百分比。
16.根据权利要求10所述的微粒材料，其中用于所述胶凝剂的材料包括瓜尔胶及其衍生物，包括多糖瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶；纤维素及其衍生物，包括羧甲基羟丙基纤维素；以及其组合。
17.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述水溶性外涂层的浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约1.0重量百分比至约5.0重量百分比。
18.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述水溶性涂层的候选物包括但不限于以下水溶性聚合物：具有各种聚乙酸乙烯酯基团含量的聚乙烯醇、聚丙烯酸、聚丙烯酰胺、聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮共聚物、聚胺、聚乙胺、明胶、淀粉、酪蛋白、其衍生物以及其组合。
19.根据权利要求10所述的微粒材料，其中所述支撑剂颗粒底材选自由以下组成的组：砂、陶瓷支撑剂、以及选自极轻量支撑剂、超轻量支撑剂、轻量支撑剂、中强度、高强度和极高强度支撑剂的基于聚合物的支撑剂、用作水力压裂的支撑剂的复合颗粒、以及其组合。
20.一种用于提高压裂层的至少一个裂缝中的不均匀支撑剂充填效率的方法，所述方法包括在超过压裂压力的压力下通过所述压裂层的井筒中的多个射孔簇将交替的携带根据权利要求10-19中任一项的微粒材料的压裂流体阶段和没有根据权利要求10-19中任一项的微粒材料的压裂流体阶段注入到所述压裂层中，其中携带根据权利要求10-19中任一项的微粒材料的压裂流体阶段在裂缝闭合后形成支撑。
21.根据权利要求20所述的方法，其中所述微粒材料为支撑剂，其包含支撑剂颗粒底材、所述支撑剂颗粒底材上的水溶性外涂层、以及以某种方式至少部分嵌入所述水溶性外涂层的胶凝剂，所述方式使得当所述水溶性涂层由于支撑剂在水力压裂中引入到使用不均匀支撑剂充填的压裂流体阶段而溶解或降解时，所述试剂基本上从所述地下颗粒底材中释放。
22.根据权利要求20所述的方法，其中所述胶凝剂在所述压裂流体中的溶解速率超过所述水溶性外涂层在所述压裂流体中的溶解速率，这允许所述涂层阻止所述胶凝剂在所述支撑剂进入所述压裂流体之前过早释放到所述压裂流体中。
23.根据权利要求20所述的方法，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂能够与无支撑剂阶段中的所述压裂流体粘度相比增加在携带支撑剂阶段中的所述压裂流体粘度。
24.根据权利要求20所述的方法，其中一些或所有压裂流体阶段均另外含有添加剂，诸如交联剂、活化剂、凝胶破坏剂等，以赋予所述压裂流体对应的性质。
25.根据权利要求20所述的方法，其中释放到所述压裂流体中的所述胶凝剂减小了降低添加剂浓度的影响，具体地说以阻止在携带支撑剂阶段的过度交联。
26.根据权利要求20所述的方法，其中所述胶凝剂的浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约0.3重量百分比至约5.0重量百分比。
27.根据权利要求20或权利要求26所述的方法，其中用于所述凝胶剂的材料包括瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羧甲基纤维素、海藻酸钠、海藻酸钾、淀粉、羧甲基羟丙基纤维素以及其组合。
28.根据权利要求20所述的方法，其中所述水溶性外涂层的浓度为支撑剂的约0.1重量百分比至约10.0重量百分比，例如支撑剂的约1.0重量百分比至约5.0重量百分比。
29.根据权利要求20或权利要求28所述的方法，其中所述水溶性涂层的候选物包括但不限于以下水溶性聚合物：具有各种聚乙酸乙烯酯基团含量的聚乙烯醇、聚丙烯酸、聚丙烯酰胺、聚乙二醇、聚乙烯吡咯烷酮共聚物、聚胺、聚乙胺、明胶、淀粉、酪蛋白、其衍生物以及其组合。
30.根据权利要求20所述的方法，其中所述支撑剂颗粒底材选自由以下组成的组：砂、陶瓷支撑剂、以及选自极轻量支撑剂、超轻量支撑剂、轻量支撑剂、中强度、高强度和极高强度支撑剂的基于聚合物的支撑剂、用作水力压裂的支撑剂的复合颗粒、以及其组合。
31.根据权利要求20所述的方法，其中所述微粒材料形成水力压裂填料。
CN201480078817.9A 2014-04-02 2014-04-02 支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法 Pending CN106661442A (zh)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000233 WO2015152755A1 (ru) 2014-04-02 2014-04-02 Расклинивающий агент и способ его размещения в трещине гидроразрыва пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN106661442A true CN106661442A (zh) 2017-05-10

Family

ID=54240926

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201480078817.9A Pending CN106661442A (zh) 2014-04-02 2014-04-02 支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20170044427A1 (zh)
EP (1) EP3156471A1 (zh)
CN (1) CN106661442A (zh)
AU (1) AU2014389579A1 (zh)
CA (1) CA2944148A1 (zh)
MX (1) MX2016012778A (zh)
RU (1) RU2016138117A (zh)
WO (1) WO2015152755A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111335863A (zh) * 2020-04-10 2020-06-26 西南石油大学 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN105464639B (zh) * 2015-12-29 2018-02-02 中国石油天然气股份有限公司 一种采用遇水形变支撑剂控制水窜的底水油藏压裂方法
CN106928968A (zh) * 2015-12-30 2017-07-07 北京仁创科技集团有限公司 含聚乙二醇的膨胀材料组合物和自悬浮支撑剂及支撑剂的应用和制备方法
CN106928970A (zh) * 2015-12-30 2017-07-07 北京仁创科技集团有限公司 含聚乙烯吡咯烷酮的膨胀材料组合物和自悬浮支撑剂及支撑剂的应用和制备方法
CN106928961A (zh) * 2015-12-30 2017-07-07 北京仁创科技集团有限公司 含聚乙烯吡咯烷酮的膨胀材料组合物及自悬浮支撑剂及其制备方法和应用
US20180058186A1 (en) * 2016-08-31 2018-03-01 General Electric Company Systems and methods for coated salts
CN107476776B (zh) * 2017-07-21 2023-04-25 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂用暂堵剂封堵性能实验方法
CN110821466B (zh) * 2019-10-09 2022-01-04 大港油田集团有限责任公司 一种可视化可变缝宽的压裂工艺研究实验装置
CN114165203B (zh) * 2021-10-20 2022-08-26 中国石油大学(北京) 一种无级变粘免配滑溜水现场水力压裂方法
CN115012897B (zh) * 2022-06-29 2023-11-21 西南石油大学 一种提高页岩油采收率的方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101522855A (zh) * 2006-10-02 2009-09-02 费尔蒙特矿物有限公司 具有可溶性复合涂层的支撑剂
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
US20120227967A1 (en) * 2011-03-10 2012-09-13 Schlumberger Technology Corporation Coated proppants
CN103362489A (zh) * 2006-01-27 2013-10-23 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地层的水力压裂的方法
WO2013158308A1 (en) * 2012-04-19 2013-10-24 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
CN103608427A (zh) * 2011-05-03 2014-02-26 优选技术有限责任公司 涂覆的和固化的支撑剂

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103362489A (zh) * 2006-01-27 2013-10-23 普拉德研究及开发股份有限公司 用于地层的水力压裂的方法
CN101522855A (zh) * 2006-10-02 2009-09-02 费尔蒙特矿物有限公司 具有可溶性复合涂层的支撑剂
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
US20120227967A1 (en) * 2011-03-10 2012-09-13 Schlumberger Technology Corporation Coated proppants
CN103608427A (zh) * 2011-05-03 2014-02-26 优选技术有限责任公司 涂覆的和固化的支撑剂
WO2013158308A1 (en) * 2012-04-19 2013-10-24 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111335863A (zh) * 2020-04-10 2020-06-26 西南石油大学 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法
CN111335863B (zh) * 2020-04-10 2021-03-12 西南石油大学 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2016138117A (ru) 2018-05-04
WO2015152755A1 (ru) 2015-10-08
US20170044427A1 (en) 2017-02-16
CA2944148A1 (en) 2015-10-08
MX2016012778A (es) 2016-12-14
AU2014389579A1 (en) 2016-11-03
RU2016138117A3 (zh) 2018-05-04
EP3156471A1 (en) 2017-04-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN106661442A (zh) 支撑剂和用于将支撑剂充填于水力压裂中的方法
US8579028B2 (en) Tackifying agent pre-coated particulates
RU2621239C2 (ru) Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва
RU2602250C2 (ru) Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва пласта
CA2462994C (en) Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures
US20130161003A1 (en) Proppant placement
US9856414B2 (en) Compositions, systems and methods of making coated additive components
US10208561B2 (en) Smart filter cake for strengthening formations
CN104946235A (zh) 自悬浮支撑剂的制备方法及制备得到的支撑剂
US20170037306A1 (en) Treatment fluid
CN104946234A (zh) 一种自悬浮支撑剂及其制备方法
RU2016118283A (ru) Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке
CN106795750A (zh) 用于井处理操作的转向系统
WO2010082164A2 (en) Polymeric microspheres as degradable fluid loss additives in oilfield applications
US20140020893A1 (en) Use of Expandable Self-Removing Filler Material in Fracturing Operations
CN104114669A (zh) 粘土溶胀抑制剂，包含所述抑制剂的组合物以及使用所述抑制剂的方法
CN104948159A (zh) 一种天然水压裂施工方法
CN1639445A (zh) 用于控制滤筛的方法
CN103740339A (zh) 堵漏填充剂
CN107033871A (zh) 一种自悬浮支撑剂及其制备方法
US10472561B2 (en) Controlling proppant flowback using resin chemistry for acid fracturing
US10781679B2 (en) Fractures treatment
US20150376494A1 (en) Multi-Component Materials for Breaker Activity Control

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20170510

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication