DE112013007504T5

DE112013007504T5 - Fasern als Widerstand reduzierende Stützfasern in unterirdischen Anwendungen mit geringer Permeabilität

Info

Publication number: DE112013007504T5
Application number: DE112013007504.0T
Authority: DE
Inventors: Philip D. Nguyen; James William OGLE; Ali Alwattari
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2013-08-27
Filing date: 2013-08-27
Publication date: 2016-07-28
Also published as: CA2917991C; GB2531196A; AU2013399166B2; AU2013399166A1; GB201600700D0; US9683167B2; WO2015030727A1; MX2016000281A; CA2917991A1; US20160053163A1

Abstract

Einige hier beschriebene Ausführungsformen stellen ein Verfahren bereit, das Folgendes umfasst: Bereitstellen eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität; Bereitstellen eines Behandlungsfluids, das ein Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst; Einleiten des Behandlungsfluids in das Bohrloch bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern dazu in der Lage sind, die Reibung zu reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, wenn es in das Bohrloch eingeleitet wird, und Anordnen der Widerstand reduzierenden Stützfasern in der wenigstens einen Mikrofraktur, um die Mikrofraktur offen zu halten.

Description

HINTERGRUND
Wenigstens einige der hier beschriebenen Ausführungsbeispiele betreffen Verfahren zum Benutzen von Widerstand reduzierenden Stützfasern als Reibungssenkungsmittel und Stützmittel in Betriebsvorgängen in unterirdischen Formationen mit geringer Permeabilität und Behandlungsfluidzusammensetzungen im Zusammenhang damit.
Unterirdische Bohrlöcher (z. B. Kohlenwasserstoff produzierende Bohrlöcher, Gas produzierende Bohrlöcher oder Wasser produzierende Bohrlöcher) werden häufig durch hydraulische Aufbrechbehandlungen stimuliert. Bei üblichen hydraulischen Aufbrechbehandlungen wird ein Behandlungsfluid, das zugleich oder anschließend auch als Trägerfluid dienen kann, mit einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um die Formation aufzubrechen und eine oder mehrere Frakturen darin zu erzeugen, in einen Teil einer unterirdischen Formation gepumpt. Im hier verwendeten Sinne tragen die Begriffe „unterirdische Formation“ und „Formation“ dieselbe Bedeutung. In der Regel sind partikelförmige Feststoffe, wie etwa gradierter Sand, in einem Teil des Behandlungsfluids suspendiert und werden dann in den Frakturen abgelagert. Die partikelförmigen Feststoffe, die als „Stützpartikelmaterialien“, „Stützmittel“ oder „Stützpartikel“ bezeichnet werden, dienen dazu, zu verhindern, dass sich die Frakturen vollständig schließen, wenn der hydraulische Druck wegfällt. Indem sie die Frakturen daran hindern, sich vollständig zu schließen, tragen die Stützpartikelmaterialien dazu bei, Leitwege zu bilden, durch die Fluide strömen können, die aus der Formation produziert werden. Der Erfolgsgrad eines Stimulationsvorgangs hängt wenigstens teilweise von der Porosität der miteinander verbundenen Interstitialräume zwischen aneinander anliegenden Stützpartikelmaterialien ab, durch die Fluide strömen können.
Im Falle der Stimulation von Formationen mit geringer Permeabilität, wie etwa Schieferreservoirs oder Speichergestein, kann das Erhöhen der Bruchkomplexität während der Stimulation die Produktion der Formation steigern. Formationen mit geringer Permeabilität, wie sie hier beschrieben sind, weisen häufig ein natürliches Netzwerk aus einer Vielzahl miteinander verbundener Mikrofrakturen auf, die als „Bruchkomplexität“ bezeichnet werden. Diese Bruchkomplexität kann durch Stimulationsvorgänge (z. B. Aufbrechvorgänge) erhöht werden, um neue Mikrofrakturen zu erzeugen oder bestehende Mikrofrakturen zu verstärken (z. B. zu verlängern). In diesen Fällen können die neu gebildeten oder verstärkten Mikrofrakturen aufgrund des unvollständigen Verschließens der Mikrofrakturen nach dem Aufheben des hydraulischen Drucks ohne Hilfe von Stützpartikelmaterialien offen bleiben. Das Einbeziehen von Stützpartikelmaterialien in diese Mikrofrakturen, seien sie neu oder natürlich, kann die Permeabilität der Formation mit geringer Permeabilität erhöhen.
Bei Betriebsvorgängen in unterirdischen Formationen (z. B. Stimulation, Anordnung des Stützmittels und dergleichen) werden häufig wässrige Behandlungsfluids durch Rohrleitungen (z. B. Rohre, Wickelrohre usw.) gepumpt. Durch Reibung zwischen dem wässrigen Behandlungsfluid in Turbulenzströmung und der Formation, dem Bohrloch und oder den Rohrleitungen in dem Bohrloch kann eine beträchtliche Menge an Energie verloren gehen. In Stimulationsvorgängen beispielsweise kann ein Behandlungsfluid viskosifiziert und/oder mit einer hohen Durchflussrate in eine Formation eingespritzt werden, um ein ausreichendes Aufbrechen zu erreichen und/oder als ein Trägerfluid zu dienen. Wenn das Behandlungsfluid über die Oberflächen in der Formation, dem Bohrloch und zugehörigen Rohrleitungen fließt, werden aufgrund der hohen Viskosität oder hohen Durchflussrate des Behandlungsfluids Reibungskräfte zwischen dem Behandlungsfluid und Oberflächen im Vergleich zu nicht viskosifizierten Fluiden unter normalen Strömungsbedingungen verstärkt. Die verstärkten Reibungskräfte erfordern einen erhöhten Energieeintrag, um den gewünschten Druck und/oder die gewünschte Durchflussrate für das Behandlungsfluid zu erreichen. Das Erhöhen des Energieeintrags steigert die Kosten des Aufbrechvorgangs. Der für die Stimulation des Stützmittels oder seine Anordnung in Formationen mit geringer Permeabilität nötige Energieeintrag verlangt zudem häufig stärker unter Druck stehende Behandlungsfluide und kann sogar noch kostspieliger sein. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Bohrloch“ Bohrlöcher von beliebiger Konfiguration, darunter vertikale Bohrlöcher und nicht vertikale Bohrlöcher (z. B. Schrägbohren von horizontalen Bohrlöchern und dergleichen).
Entsprechend besteht Bedarf an einem Reibungssenkungsmittel, das auch als ein Stützpartikelmaterial zur Verwendung in unterirdischen Formationen mit geringer Permeabilität dienen kann.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die folgenden Figuren sollen bestimmte Aspekte der vorliegenden Ausführungsformen veranschaulichen und sind nicht als ausschließliche Ausführungsformen zu betrachten. Der offenbarte Gegenstand kann beträchtlichen Modifikationen, Abänderungen und Äquivalenten in Form und Funktion unterliegen, die für Fachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung auf der Hand liegen werden.
1 stellt eine veranschaulichende Schematik eines Systems dar, das Behandlungsfluide einiger hier beschriebener Ausführungsformen an eine Position im Bohrloch bereitstellen kann.
AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
Wenigstens einige der hier beschriebenen Ausführungsbeispiele betreffen Verfahren zum Benutzen von Widerstand reduzierenden Stützfasern als Reibungssenkungsmittel und Stützmittel in unterirdischen Betriebsvorgängen und Behandlungsfluidzusammensetzungen im Zusammenhang damit.
Das Erhöhen der Bruchkomplexität in unterirdischen Formationen mit geringer Permeabilität kann die Leitfähigkeit und Produktivität der Formation erhöhen. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „unterirdische Formation mit geringer Permeabilität“ oder „Formation mit geringer Permeabilität“ Formationen mit einer Permeabilität von weniger als etwa 1 Millidarcy („mD“) (9,869233 × 10^–16 m²). Die Permeabilität einer Formation ist ein Maßstab des Widerstands der Formation gegenüber Durchflussfluid. Das heißt, Formationen mit geringer Permeabilität benötigen im Vergleich zu Formationen mit höherer Permeabilität einen beträchtlichen angelegten Druck, damit Fluid durch ihre Porenräume strömt.
Beispiele solcher Formationen mit geringer Permeabilität beinhalten, ohne darauf beschränkt zu sein, Schieferreservoirs und Speichergestein. Schieferreservoirs sind Quellen von Kohlenwasserstoffen, die komplexes, heterogenes Gestein mit geringer Permeabilität umfassen. Schieferreservoirs können eine Permeabilität von weniger als etwa 0,001 mD (9,869233 × 10^–19 m²) und sogar weniger als etwa 0,0001 mD (9,869233 × 10^–20 m²) aufweisen. Speichergesteine sind Formationen mit geringer Permeabilität, die vor allem trockenes Erdgas erzeugen und Tight-Gas-Kohlenstoffe, Tight-Gas-Schiefer, Kohleschichtmethan und dergleichen beinhalten können. Speichergesteine können eine Permeabilität von weniger als etwa 1 mD (9,869233 × 10^–16 m²) und sogar weniger als etwa 0,01 mD (9,869233 × 10^–18 m²) aufweisen.
Die Permeabilitätswerte der Formationen mit geringer Permeabilität in einigen hier offenbarten Ausführungsformen können benutzt werden, um die Porenhalsgröße der Formation zu schätzen. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Porenhals“ die schmale Verbindung zwischen zwei Poren in einer Formation. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Pore“ den Raum zwischen Feststoffpartikeln in einer Formation. Die Größe der Porenhälse einer Formation kann dazu benutzt werden, die Größe von Stützpartikeln zu schätzen, die wirksam wenigstens einen Teil der Mikrofrakturen darin offen halten können. Die Porenhalsgröße kann anhand der Quadratwurzel des Permeabilitätswerts einer Formation geschätzt werden. Da die Permeabilitätswerte der Formationen mit geringer Permeabilität einiger hier beschriebener Ausführungsformen zwischen etwa 1 mD und etwa 0,0001 mD liegen, liegen die Porenhalsgrößen zwischen etwa 1 Mikrometer und etwa 0,01 Mikrometer. Die Größe der Stützpartikel kann auf etwa das 50- bis 100-fache der Porenhalsgröße geschätzt werden, was einen Stützpartikelgrößenbereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometer ergibt.
Es ist zu beachten, dass bei einigen numerischen Auflistungen von Bereichen einige aufgeführte untere Grenzen größer als einige aufgeführte obere Grenzen sein können. Ein Fachmann wird erkennen, dass die ausgewählte Untergruppe die Auswahl einer oberen Grenze erfordert, die die ausgewählte untere Grenze überschreitet.
Soweit nicht anders angegeben, verstehen sich alle Zahlen, die Mengen oder Bestandteile ausdrücken, Größen usw., die in der vorliegenden Beschreibung und den zugehörigen Ansprüchen verwendet werden, als mit dem Begriff „etwa“ modifiziert. Es ist zu beachten, dass, wenn „etwa“ vor den Anfang einer numerischen Auflistung gesetzt ist, der Begriff „etwa“ alle Zahlen der numerischen Auflistung modifiziert. Soweit nicht anders angegeben, sind daher die numerischen Parameter, die in der nachfolgenden Beschreibung und den beigefügten Ansprüchen angegeben sind, Annäherungen, die abhängig von den gewünschten Eigenschaften variieren können, nach welchen die Offenbarung strebt. Einige aufgeführte untere Grenzen können größer sein als einige aufgeführte obere Grenzen, und ein Fachmann wird erkennen, dass die ausgewählte Untergruppe die Auswahl einer oberen Grenze erfordert, die die ausgewählte untere Grenze überschreitet. Zumindest, und nicht im Versuch, die Anwendung der Äquivalenzdoktrin auf den Umfang des Anspruchs einzuschränken, ist jeder numerische Parameter wenigstens unter Berücksichtigung der Anzahl angegebener signifikanter Stellen und unter Anwendung gewöhnlicher Rundungsverfahren auszulegen.
Im Folgenden werden eine oder mehrere veranschaulichende Ausführungsformen präsentiert. In dieser Anmeldung werden aus Gründen der Klarheit nicht alle Merkmale einer tatsächlichen Implementierung beschrieben oder gezeigt. Es versteht sich, dass bei der Entwicklung einer tatsächlichen Ausführungsform der Offenbarung zahlreiche implementierungsspezifische Entscheidungen getroffen werden müssen, um die Ziele des Entwicklers zu erreichen, wie etwa die Einhaltung systembezogener, wirtschaftlicher, vorschriftenbezogener und anderer Einschränkungen, die je nach Implementierung und Zeitpunkt variieren. Obgleich die Bemühungen eines Entwicklers komplex und zeitaufwändig sein können, sind diese Bemühungen trotzdem ein routinemäßiges Unterfangen für Durchschnittsfachleute mit dem Vorteil dieser Offenbarung.
Die Formationen mit geringer Permeabilität in einigen hier offenbarten Ausführungsformen kann stimuliert werden, um neue oder bestehende Mikrofrakturen darin zu erzeugen oder zu verstärken und die Bruchkomplexität zu erhöhen, was wiederum die Fluidproduktion steigern kann. In einigen hier offenbarten Ausführungsformen wird ein Verfahren bereitgestellt, umfassend das Behandeln eines Bohrlochs in einer unterirdische Formation mit geringer Permeabilität durch Einleiten eines Behandlungsfluids das ein Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst, in das Bohrloch, bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken. Die Widerstand reduzierenden Stützfasern können die Reibung reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, während es in das Bohrloch eingeleitet wird, und werden in der Mikrofraktur angeordnet, um sie offen zu halten. Auf diese Weise können die Widerstand reduzierenden Stützfasern sowohl als Stützpartikelmaterialien als auch als Reibungssenkungsmittel dienen. In anderen hier offenbarten Ausführungsformen wird ein Verfahren bereitgestellt, umfassend das Behandeln eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität durch Einleiten eines im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids, das ein erstes Fluid auf wässriger Basis umfasst, in das Bohrloch, bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken. Anschließend wird ein Behandlungsfluid, das ein zweites Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst, in das Bohrloch eingeleitet. Die Widerstand reduzierenden Stützfasern können die Reibung reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, während es in das Bohrloch eingeleitet wird, und werden in der Mikrofraktur angeordnet, um sie offen zu halten. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „im Wesentlichen feststofffreies Pufferfluid“ ein Fluid mit unlöslichen Partikeln, die etwa 10 % v/v, 9 % v/v, 8 % v/v, 7 % v/v, 6 % v/v, 5 % v/v, 4 % v/v, 3 % v/v, 1 % v/v oder 0,1 % v/v des Fluids ausmachen.
Die Widerstand reduzierenden Stützfasern der hier beschriebenen Ausführungsformen sind aufgrund ihrer neuartigen Form zur Verwendung als ein duales Stützmittel und Reibungssenkungsmittel besonders vorteilhaft. Die Widerstand reduzierenden Stützfasern können eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometern; 1 Mikrometer; 10 Mikrometern; 20 Mikrometern; 30 Mikrometern; 40 Mikrometern und 50 Mikrometern bis zu einer oberen Grenze von etwa 100 Mikrometern; 90 Mikrometern; 80 Mikrometern; 70 Mikrometern; 60 Mikrometern und 50 Mikrometern aufweisen. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Querschnittbreite“ die Breite oder den Durchmesser, gemessen an der Querebene der Widerstand reduzierenden Faser. Die Widerstand reduzierenden Stützfasern können außerdem eine Länge im Bereich von einer unteren Grenze von etwa 0,1 mm; 0,5 mm; 1 mm; 1,5 mm; 2 mm; 2,5 mm; 3 mm; 3,5 mm; 4 mm; 4,5 mm und 5 mm bis zu einer oberen Grenze von etwa 10 mm; 9,5 mm; 9 mm; 8,5 mm; 8 mm; 7,5 mm; 7 mm; 6,5 mm; 6 mm; 5,5 mm und 5 mm aufweisen. Somit kann das mittlere Länge-Durchmesser-Verhältnis der Widerstand reduzierenden Stützfasern, das hier in einigen Ausführungsformen beschrieben wird, im Bereich von einer unteren Grenze von etwa 0,1 mm/Mikrometer; 1 mm/Mikrometer; 10 mm/Mikrometer; 20 mm/Mikrometer; 30 mm/Mikrometer; 40 mm/Mikrometer und 50 mm/Mikrometer bis zu einer oberen Grenze von etwa 100 mm/Mikrometer; 90 mm/Mikrometer; 80 mm/Mikrometer; 70 mm/Mikrometer; 60 mm/Mikrometer und 50 mm/Mikrometer liegen. In einigen Ausführungsformen können die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein mittleres Länge-Durchmesser-Verhältnis im Bereich von etwa 0,2 mm/Mikrometer bis etwa 50 mm/Mikrometer aufweisen.
Die Form der neuartigen Widerstand reduzierenden Stützfasern (z. B. das Vorliegen eines Länge-Durchmesser-Verhältnisses), die hier in einigen Ausführungsformen offenbart ist, ermöglicht es ihnen, sich in einzigartiger Weise derart zu orientieren, dass sie sich in der Strömung ausrichten. Im hier verwendeten Sinne bezeichnen der Begriff „sich in der Strömung ausrichten“ und alle seine Varianten die Orientierung der Widerstand reduzierenden Stützfasern in derselben Richtungsebene während des Strömens des Behandlungsfluids, in dem sie sich befinden (z. B. wenn das Behandlungsfluid auf Reibung trifft). Diese Ausrichtung kann die Reibung reduzierenden Eigenschaften der Widerstand reduzierenden Stützfasern verstärken, da eine solche Orientierung es Oberflächen, die auf die Widerstand reduzierenden Stützfasern treffen (z. B. ein unterirdisches Formationsbohrloch, Bohrausrüstung, Pumpausrüstung und dergleichen), auf eine größere Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern zu treffen, als es der Fall wäre, wenn die Widerstand reduzierenden Stützfasern nicht ausgerichtet wären.
Außerdem ist die Geometrie oder Form der Widerstand reduzierenden Stützfasern besonders zum Anordnen und Halten in den Mikrofrakturen ohne Brückenbildung oder Aussiebung geeignet, was die Wahrscheinlichkeit senkt, dass sich ein Abschnitt der Mikrofraktur schließen und die Leitfähigkeit der Formation reduzieren kann.
Die hier beschriebenen Widerstand reduzierenden Stützfasern können ein organisches Polymer; ein anorganisches Polymer und eine beliebige Kombination davon sein. Geeignete Widerstand reduzierende Stützfasern können aus Materialien hergestellt sein, zu denen, ohne darauf beschränkt zu sein, Polycaprolactam (auch bezeichnet als Nylon 6); Polyhexamethylenadiamid (auch bezeichnet als Nylon 66); Acryl; Polyphenylenoxid; Acrylnitrilbutadienstyrol; Ethylenvinylalkohol; Polycarbonat; Polyethylenterephthalat; Polybutylenterephthalat; glycolmodifiziertes Polyethylenterephthalat; Polyetherimid; Polyphenylenether; Polyphenylensulfid; Polystyrol; Polyvinylbenzol; Acrylnitrilbutadienstyrol; Polyvinylchlorid; Fluorkunststoff; Polysulfid; Polypropylen; Styrolacrylnitril; Phenylenoxid; Polyolefin; Polystyroldivinylbenzol; Polyfluorkohlenwasserstoff; Polyetheretherketon; Polyamidimid und eine beliebige Kombination davon gehören.
In einigen Ausführungsformen können die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein Füllmaterial sein, das mit einem beliebigen organischen Polymer oder anorganischen Polymer beschichtet ist, vorausgesetzt, dass das beschichtete Füllmaterial die Form und Größe der hier beschriebenen Widerstand reduzierenden Stützfasern aufweist oder derart geändert werden kann, dass es diese annimmt. Das organische Polymer oder anorganische Polymer kann aus einem beliebigen der oben erwähnten ausgewählt werden, welches allein als eine Widerstand reduzierende Stützfaser benutzt werden kann, vorausgesetzt, dass es auf einen Ton oder ein Tonderivativ aufgebracht werden kann. Zu geeigneten Füllmaterialien gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Ton; Kieselerde; Aluminiumoxid; pyrogener Kohlenstoff; Ruß; Graphit; Glimmer; Titanidioxid; Metasilikat; Kalziumsilikat; Kalziniertes; Kaolin; Talkum; Zirkoniumdioxid; Bor; Flugasche; hohle Glasmikrokugeln; massives Glas und eine beliebige Kombination davon.
Diese Widerstand reduzierenden Stützfasermaterialien können geformt (z. B. geformtes Polyphenylensulfid), hitzebeständig (z. B. hitzebeständiges Polystyrol) oder unverstärkt (z. B. unverstärktes Polycarbonat) sein, oder eine beliebige andere Modifikation, die in die Form und Größe der hier offenbarten Widerstand reduzierenden Stützfasern veränderbar ist. Zu Beispielen von Kombinationen von Materialien, die zum Bilden der hier beschriebenen Widerstand reduzierenden Stützfasern benutzt werden können, gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, eine Mischung von Polyphenylenoxid und Polyhexamethylenadiamid, eine Mischung von Polycarbonat und Polyethylenterephthalat und eine Mischung von Polycarbonat und Polybutylenterephthalat.
In einigen Ausführungsformen können die Widerstand reduzierenden Stützfasern in dem Behandlungsfluid in einer Menge im Bereich von etwa 0,001 % w/w bis etwa 5 % w/w des Behandlungsfluids enthalten sein, mit einer unteren Grenze von etwa 0,001 % w/w, 0,01 % w/w, 0,1 % w/w, 0,05 % w/w, 0,1 % w/w, 0,25 % w/w, 0,5 % w/w oder 1,0 % w/w bis zu einer oberen Grenze von etwa 5,0 % w/w, 4,5 % w/w, 4,0 % w/w, 3,5 % w/w, 3,0 % w/w, 2,5 % w/w, 2,0 % w/w oder 1,5 % w/w und von einer beliebigen unteren Grenze bis zu einer beliebigen oberen Grenze, die durch eine beliebige Untergruppe dazwischen eingeschlossen wird. Ein Fachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung wird erkennen, dass die Konzentration der Widerstand reduzierenden Stützfasern unter anderem von der Zusammensetzung der Widerstand reduzierenden Stützfaser, der Zusammensetzung des Basisfluids, den anderen Komponenten des Behandlungsfluids (z. B. Einbeziehung eines Schaumbildungsmittel, eines Gases oder eines Geliermittels) und dergleichen und einer beliebige Kombination davon abhängen kann.
In einigen Ausführungsformen können die Widerstand reduzierenden Stützfasern beschichtet sein, um wenigstens einen Teil ihrer Oberfläche hydrophob oder stärker hydrophob als ohne die Beschichtung zu machen. Die Beschichtung kann die reibungsmindernde Eigenschaft der Widerstand reduzierenden Fasern vorteilhaft erhöhen und kann außerdem die Rückgewinnung der hier beschriebenen Behandlungsfluide verbessern, was die Bohrfluidproduktion verbessern kann (z. B. die Kohlenwasserstoffproduktion). Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Beschichtung“ wenigstens eine Teilbeschichtung auf der Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern und suggeriert oder impliziert nicht, dass eine 100 %ige Abdeckung erforderlich ist.
Die hydrophoben Beschichtungsmittel zur Verwendung in Verbindung mit den hier beschriebenen Verfahren können ein beliebiges hydrophobes Beschichtungsmittel sein, dass eine hydrophobe Beschichtung auf der Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern bilden kann. Zu geeigneten hydrophoben Beschichtungsmitteln können, ohne darauf beschränkt zu sein, ein Polyamid; ein Polycarbamat; ein Naturharz; ein Reaktionsprodukt einer Verbindung mit einer Chlorosilylgruppe und einem Alkysilan; ein Polymer einer Silanverbindung mit einer Fluoralkylgruppe; eine Mischung von einem Polyamid, Isopropylalkohol und einem Cocodiamentensid; ein Lezithin und eine beliebige Kombination davon beinhalten.
In einigen Ausführungsformen können die Widerstand reduzierenden Stützfasern durch abbaubare Mikropartikel ergänzt werden. Diese abbaubaren Mikropartikel können vorteilhaft in den hier offenbarten Mikrofrakturen der unterirdische Formationen mit geringer Permeabilität mit den Widerstand reduzierenden Stützfasern angeordnet werden und dazu beitragen, die Mikrofrakturen offen zu halten, wenn der Druck mehr auf die Formation aufgehoben wird. Anschließend können die abbaubaren Mikropartikel abgebaut werden, um Leitkanäle zwischen einzelnen oder Gruppen von Widerstand reduzierenden Stützfasern zu bilden und während der Produktion (z. B. Kohlenwasserstoffproduktion) Fluidfluss zuzulassen.
In einigen Ausführungsformen sind die abbaubaren Mikropartikel abbaubare Ölmaterialien. In diesen Fällen können für den Fall, dass ein Verschließen der Mikrofraktur(en) die Widerstand reduzierenden Stützfasern in unerwünschter Weise zusammenpresst (und dadurch die Leitfähigkeit der Mikrofraktur(en) in unerwünschter Weise reduziert), die abbaubaren Ölmikropartikel durch produzierte Kohlenwasserstofffluide abgebaut werden, wodurch wenigstens eine gewisse Permeabilität wiederhergestellt wird. Die abbaubaren Ölmikropartikel können auch durch Materialien, die gezielt mittels Injektion in die Formation eingebracht werden, durch Vermischen mit Abbaumitteln mit verzögerter Reaktion oder durch andere geeignete Mittel zum Bewirken des Abbaus abgebaut werden.
Zu geeigneten abbaubaren Mikropartikeln, die ölabbaufähig sind, gehören abbaubare Ölpolymere. Abbaubare Ölpolymere, die gemäß den vorliegenden Ausführungsformen benutzt werden können, können entweder natürliche oder synthetische Polymere sein. Zu einigen bestimmten Beispielen gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Polyacryle; Polyamide; Polyolefine (z. B. Polyethylen, Polypropylen, Polyisobutylen und Polystyrol) und eine beliebige Kombination davon. Zu anderen geeigneten abbaubaren Ölpolymeren gehören solche, die einen Schmelzpunkt aufweisen, der derart ist, dass das Polymer sich bei der Temperatur der unterirdischen Formation auflöst, in die es eingebracht wird, wie etwa ein Wachsmaterial.
Zusätzlich zu den abbaubaren Ölpolymeren können zu anderen abbaubaren Materialien, die als die hier offenbarten abbaubaren Mikropartikel benutzt werden können, ohne darauf beschränkt zu sein, abbaubare Polymere; entwässerte Salze und/oder Gemische der beiden gehören. Hinsichtlich abbaubarer Polymere gilt ein Polymer vorliegend als „abbaubar“, wenn der Abbau vor Ort aufgrund eines chemischen und/oder Radikalprozesses wie etwa Hydrolyse, Oxidation oder UV-Strahlung erfolgt. Die Abbaubarkeit eines Polymers hängt wenigstens teilweise von seiner Backbone-Struktur ab. Die Anwesenheit hydrolysierbarer und/oder oxidierbarer Verbindungen im Backbone beispielsweise ergibt häufig ein Material, das in der hier beschriebenen Weise abgebaut wird. Die Abbaurate dieser Polymere hängt von der Art der Wiederholungseinheit, Zusammensetzung, Sequenz, Länge, Molekulargeometrie, des Molekulargewichts, der Morphologie (z. B. Kristallinität, Größe von Sphärolithen, Orientierung und dergleichen), Hydrophilie, Hydrophobie, Oberfläche, Additive und dergleichen ab. Außerdem kann die Umgebung, der das Polymer ausgesetzt ist, beeinflussen, wie es abgebaut wird (z. B. Temperatur, Vorhandensein von Feuchtigkeit, Sauerstoff, Mikroorganismen, Enzyme, pH und dergleichen).
Zu geeigneten Beispielen abbaubarer Polymere, die als abbaubare Mikropartikel gemäß den hier beschriebenen Ausführungsformen benutzt werden können, gehören Polysaccharide wie etwa Dextran oder Zellulose; Chitine; Chitosane; Proteine; aliphatische Polyester; Poly(lactide); Poly(glycolide); Poly(ε-caprolactone); Poly(hydroxybutyrate); Poly(anhydride); aliphatische oder aromatische Polycarbonate; Poly(orthoester); Poly(aminosäuren); Poly(ethylenoxide) und Polyphosphazene. Von diesen geeigneten Polymeren können aliphatische Polyester und Polyanhydride bevorzugt werden.
Polyanhydride sind eine andere Art von besonders geeignetem abbaubaren Polymer, das als die abbaubaren Mikropartikel in den hier beschriebenen Ausführungsformen benutzt werden kann. Die Polyanhydridhydrolyse erfolgt vor Ort über freie Carboxylsäurekettenenden und ergibt Carboxylsäuren als Abbauendprodukte. Die Erodierungszeit kann über eine breite Spanne von Änderungen im Polymer-Backbone variiert werden. Zu Beispielen geeigneter Polyanhydride gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Poly(adipinsäureanhydrid); Poly(suberinsäureanhydrid); Poly(sebacinsäureanhydrid); Poly(dodecansäureanhydrid); Poly(maleinsäureanhydrid); Poly(benzolsäureanhydrid) und eine beliebige Kombination davon.
Entwässerte Salze können gemäß den vorliegenden Ausführungsformen als abbaubare Mikropartikel benutzt werden. Ein entwässertes Salz ist für die Verwendung in den hier offenbarten Ausführungsformen geeignet, wenn es im Laufe der Zeit abgebaut wird, während es hydriert. Zum Beispiel kann ein partikelförmiges wasserfreies Boratfeststoffmaterial geeignet sein, das im Laufe der Zeit abgebaut wird. Zu spezifischen Beispielen von partikelförmigen wasserfreien Boratfeststoffmaterialien, die benutzt werden können, gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, wasserfreies Natriumtetraborat (auch als wasserfreies Borax bekannt); wasserfreie Borsäure und eine beliebige Kombination davon. Diese wasserfreien Boratmaterialien sind nur geringfügig wasserlöslich. Im Laufe der Zeit und unter Wärmeeinwirkung in einer unterirdischen Umgebung reagieren die wasserfreien Boratmaterialien mit dem umgebenden wässrigen Fluid und werden hydriert. Die resultierenden hydrierten Boratmaterialien sind im Vergleich zu wasserfreien Boratmaterialien in Wasser hochlöslich, weshalb sie in dem wässrigen Fluid abgebaut werden. In einigen Fällen liegt die Gesamtzeit zum Abbauen der wasserfreien Boratmaterialien in einem wässrigen Fluid im Bereich von etwa 8 Stunden bis etwa 72 Stunden, abhängig von der Temperatur der unterirdischen Zone, in der sie angeordnet werden. Zu anderen Beispielen gehören organische oder anorganische Salze wie etwa Acetattrihydrat.
Mischungen bestimmter abbaubarer Materialien können auch zur Verwendung als abbaubare Mikropartikel geeignet sein. Ein Beispiel einer geeigneten Mischung von Materialien ist ein Gemisch von Poly(milchsäure) und Natriumborat, wobei das Vermischen von Säure und Basis zu einer neutralen Lösung führen kann, falls dies erwünscht ist. Ein anderes Beispiel beinhaltet eine Mischung von Poly(milchsäure) und Boroxid. Andere Materialien, die irreversibel abgebaut werden, können ebenfalls geeignet sein, wenn die Abbauprodukte weder die Leitfähigkeit der Mikrofraktur(en) noch die Produktion der Fluide aus der unterirdischen Formation nicht in unerwünschter Weise beeinträchtigen.
Bei der Auswahl des passenden abbaubaren Materials sollten die resultierenden Abbauprodukte berücksichtigt werden. Diese Abbauprodukte sollten andere Vorgänge oder Komponenten nicht negativ beeinflussen und können auch so ausgewählt werden, dass sie die langfristige Leistung/Leitfähigkeit der gestützten Mikrofrakturen verbessern. Die Auswahl des abbaubaren Materials kann außerdem wenigstens teilweise von den Bohrlochbedingungen (z. B. der Bohrlochtemperatur) abhängen. Beispielsweise wurde festgestellt, dass Lactide für Bohrlöcher mit niedrigerer Temperatur geeignet sind, darunter solche im Bereich von 60–150 °F (15,6–65,6 °C), und es wurde festgestellt, dass Polylactide für Bohrlochtemperaturen in über diesem Bereich geeignet sind. Außerdem kann Poly(milchsäure) für Bohrlöcher mit höherer Temperatur geeignet sein. Einige Stereoisomere von Poly(lactid) oder Gemische solcher Stereoisomere können auch für Anwendungen mit noch höherer Temperatur geeignet sein. Entwässerte Salze können ebenfalls für Bohrlöcher mit höherer Temperatur geeignet sein.
In einigen Ausführungsformen wird ein bevorzugtes Ergebnis erzielt, wenn die abbaubaren Mikropartikel nicht sofort, sondern langsam im Laufe der Zeit abgebaut werden. Noch mehr bevorzugte Ergebnisse wurden erzielt, wenn das abbaubare Material erst dann beginnt, sich abzubauen, wenn die Stützmatrix eine gewisse Druckfestigkeit entwickelt hat. Der langsame Abbau des abbaubaren Materials vor Ort trägt dazu bei, die Stabilität der Stützmatrix aufrechtzuerhalten.
Es ist wünschenswert, dass die abbaubaren Partikel eine ähnliche Partikelgröße und relative Dichte aufweisen wie diejenigen der Widerstand reduzierenden Stützfasern, um die Verteilung der abbaubaren Mikropartikel unter den Widerstand reduzierenden Stützfasern zu verbessern und die Segregation zwischen abbaubaren Mikropartikeln und den Widerstand reduzierenden Stützfasern zu minimieren. Somit weisen die abbaubaren Mikropartikel vorzugsweise eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern auf. In bevorzugten Ausführungsformen weisen die abbaubaren Mikropartikel auch eine ähnliche Form wie die Widerstand reduzierenden Stützfasern auf und können somit eine Länge im Bereich von einer unteren Grenze von etwa 0,1 mm; 1 mm; 2 mm; 3 mm; 4 mm und 5 mm bis zu einer oberen Grenze von etwa 10 mm; 9 mm; 8 mm; 7 mm; 6 mm und 4 mm und ein mittleres Länge-Durchmesserverhältnis im Bereich oder eine untere Grenze von etwa 0,1 mm/Mikrometer; 1 mm/Mikrometer; 10 mm/Mikrometer; 20 mm/Mikrometer; 30 mm/Mikrometer; 40 mm/Mikrometer und 50 mm/Mikrometer bis zu einer oberen Grenze von etwa 100 mm/Mikrometer; 90 mm/Mikrometer; 80 mm/Mikrometer; 70 mm/Mikrometer; 60 mm/Mikrometer und 50 mm/Mikrometer aufweisen.
In einigen Ausführungsformen können die abbaubaren Mikropartikel in den Behandlungsfluiden in einer Menge im Bereich von etwa 0,001 % w/w bis etwa 2 % w/w des Behandlungsfluids vorliegen. Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung wird eine optimale Konzentration von abbaubaren Mikropartikeln erkennen, die wünschenswerte Werte in Bezug auf gesteigerte Leitfähigkeit oder Permeabilität bereitstellt, ohne den Zweck und die Funktion der Widerstand reduzierenden Stützfasern oder die Mikrofrakturstabilität selbst zu unterminieren.
Die Behandlungsfluide und das im Wesentlichen feststofffreie Pufferfluid zur Verwendung in Verbindung mit den hier beschriebenen Verfahren umfassen ein Fluid auf wässriger Basis. In einigen Ausführungsformen kann das Fluid auf wässriger Basis des im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids das gleiche wie das Fluid auf wässriger Basis des Behandlungsfluids oder davon verschieden sein. Zu geeigneten Fluiden auf wässriger Basis können gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Süßwasser; Salzwasser (z. B. Wasser, das ein oder mehrere darin gelöste Salze enthält); Salzlake (z. B. gesättigtes Salzwasser); Meerwasser und eine beliebige Kombination davon. In einigen Ausführungsformen kann das Fluid auf wässriger Basis ferner wässrig-mischbare Fluide umfassen, zu denen, ohne darauf beschränkt zu sein, Alkohole (z. B. Methanol, Ethanol, n-Propanol, Isopropanol, n-Butanol, sec-Butanol, Isobutanol und t-Butanol); Glycerine; Glycole (z. B. Polyglycole, Propylenglycol und Ethylenglycol); Polyglycolamine; Polyole; ein beliebiges Derivat davon und eine beliebige Kombination davon gehören. Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung wird erkennen, dass höhere Konzentrationen einiger wässrig-mischbarer Fluide bewirken können, dass die hier beschriebenen Widerstand reduzierenden Stützfasern ausfällen oder ausflocken. Somit können wässrig-mischbare Fluide in einigen Ausführungsformen in niedriger Konzentration in die hier beschriebenen Behandlungsfluide einbezogen werden.
In einigen Ausführungsformen kann das Behandlungsfluid, das die Widerstand reduzierenden Stützfasern umfasst, aufgeschäumt oder geliert werden, um die Suspension der Widerstand reduzierenden Stützfasern zu verbessern. Es sei jedoch angemerkt, dass die Form der Widerstand reduzierenden Stützfasern ihre Suspension ermöglicht, ohne dass ein aufgeschäumtes oder geliertes Behandlungsfluid erforderlich ist. Trotzdem kann ein Durchschnittsfachmann es als vorteilhaft empfinden, wenn etwa die ausgewählten Widerstand reduzierenden Stützfasern eine hohe Dichte im Vergleich zu dem Behandlungsfluid aufweisen, in dem sie sich befinden, um das Fluid aufzuschäumen oder zu gelieren.
Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Schaum“ eine Zweiphasenzusammensetzung mit einer kontinuierlichen Flüssigphase und einer nicht kontinuierlichen Gasphase. In einigen Ausführungsformen können die hier beschriebenen Behandlungsfluide ein Fluid auf wässriger Basis, ein Gas, ein Schaumbildungsmittel und Widerstand reduzierende Stützfasern umfassen.
Zu geeigneten Gasen können, ohne darauf beschränkt zu sein, Stickstoff; Kohlendioxid; Luft; Methan; Helium; Argon und eine beliebige Kombination davon gehören. Ein Fachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung kennt den Vorteil der jeweiligen Gase. Als nicht einschränkendes Beispiel können Kohlendioxidschäume eine Kapazität für tiefere Bohrlöcher als Stickstoffschäume aufweisen, da Kohlendioxidemulsionen eine größere Dichte als Stickstoffschäume aufweisen, weshalb der Oberflächenpumpdruck, der zum Erreichen einer entsprechenden Tiefe erforderlich ist, bei Kohlendioxid niedriger ist als bei Stickstoff. Darüber hinaus kann die größere Dichte für mehr Transportkapazität für die Widerstand reduzierenden Stützfasern sorgen.
In einigen Ausführungsformen kann die Qualität des aufgeschäumten Behandlungsfluids zwischen einer unteren Grenze of etwa 5 %, 10 %, 25 %, 40 %, 50 %, 60 % oder 70 % Gasvolumen und einer oberen Grenze von etwa 95 %, 90 %, 80 %, 75 %, 60 % oder 50 % Gasvolumen liegen, wobei die Qualität des aufgeschäumten Behandlungsfluids zwischen einer beliebigen unteren Grenze und einer beliebigen oberen Grenze liegen kann und eine beliebige Untergruppe dazwischen einschließen kann. Vorzugsweise kann das aufgeschäumte Behandlungsfluid eine Schaumqualität von etwa 85 % bis etwa 95 % oder etwa 90 % bis etwa 95 % aufweisen.
Zu geeigneten Schaumbildungsmitteln können, ohne darauf beschränkt zu sein, kationische Schaumbildungsmittel; anionische Schaumbildungsmittel; amphoterische Schaumbildungsmittel; nichtionische Schaumbildungsmittel oder eine beliebige Kombination davon gehören. Zu nicht einschränkenden Beispielen geeigneter Schaumbildungsmittel können, ohne darauf beschränkt zu sein, Tenside wie Betaine; sulfatierte oder sulfonierte Alkoxylate; quartäre Alkylamine; alkoxylierte lineare Alkohole; Alkylsulfonate; Alkylarylsulfonate; C₁₀-C₂₀-Alkyldiphenylethersulfonate; Polyethylenglycole; Ether von alkyliertem Phenol; Natriumdodecylsulfat; Alphaolefinsulfonate (z. B. Natriumdodecansulfonat, Trimethylhexadecylammoniumbromid und dergleichen); ein beliebiges Derivat davon und eine beliebige Kombination davon gehören. Schaumbildungsmittel können in Konzentrationen in die Behandlungsfluide einbezogen sein, die in der Regel zwischen einer unteren Grenze von etwa 0,05 %; 0,1 %; 0,2 %; 0,3 %; 0,4 %; 0,5 %; 0,6 %; 0,7 %; 0,8 %; 0,9 % und 1 % und einer oberen Grenze von etwa 2 %; 1,9 %; 1,8 %; 1,7 %; 1,6 %; 1,5 %; 1,4 %; 1,3 %; 1,2 %; 1,1 % und 1 % der Flüssigkomponente nach Gewicht liegen (was etwa 0,5 bis etwa 20 Gallonen pro 1000 Gallonen Flüssigkeit entspricht).
Die hier beschriebenen Behandlungsfluide können in einigen Fällen geliert sein. In einigen Ausführungsformen können die hier beschriebenen Behandlungsfluide ein Fluid auf wässriger Basis, ein Geliermittel und Widerstand reduzierende Stützfasern umfassen.
Geeignete Geliermittel können eine beliebige Substanz (z. B. ein Polymermaterial) umfassen, die die Viskosität des Behandlungsfluids erhöhen kann. In bestimmten Ausführungsformen kann das Geliermittel ein oder mehrere Polymere umfassen, die wenigstens zwei Moleküle aufweisen, die eine Vernetzung in einer Vernetzungsreaktion in Anwesenheit eines Vernetzungsmittels bilden können, und/oder Polymere, die wenigstens zwei Moleküle aufweisen, die in dieser Weise vernetzt sind (d. h. ein vernetztes Geliermittel). Das Geliermittel kann natürlich vorkommendes Geliermittel; synthetisches Geliermittel oder eine Kombination davon sein. Das Geliermittel kann auch ein kationisches Geliermittel; anionisches Geliermittel und eine beliebige Kombination davon sein. Zu geeigneten Geliermitteln können, ohne darauf beschränkt zu sein, Polysaccharide; Biopolymere und/oder Derivate davon gehören, die ein oder mehrerer dieser Monosaccharideinheiten enthalten:
Galactose, Mannose, Glucosid, Glucose, Xylose, Arabinose, Fructose, Glucuronsäure oder Pyranosylsulfat. Zu Beispielen geeigneter Polysaccharide gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Guargummis (z. B. Hydroxyethylguar, Hydroxypropylguar, Carboxymethylguar, Carboxymethylhydroxyethylguar und Carboxymethylhydroxypropylguar („CMHPG“)); Zellulosederivate (z. B. Hydroxyethylzellulose, Carboxyethylzellulose, Carboxymethylzellulose („CMC“) und Carboxymethylhydroxyethylzellulose); Xanthan; Scleroglucan; Succinoglycan; Diutan und eine beliebige Kombination davon. In bestimmten Ausführungsformen umfassen die Geliermittel ein organisches carboxyliertes Polymer wie etwa CMHPG.
Zu geeigneten synthetischen Polymeren gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, 2,2′-azobis(2,4-Dimethylvaleronitril); 2,2′-azobis(2,4-Dimethyl-4-methoxyvaleronitril); Polymere und Copolymere von Acrylamidethyltrimethylammoniumchlorid; Acrylamid; Acrylamid- und Methacrylamid-alkyltrialkylammoniumsalze; Acrylamidmethylpropansulfonsäure; Acrylamidpropyltrimethylammoniumchlorid; Acrylsäure; Dimethylaminoethylmethacrylamid; Dimethylaminoethylmethacrylat; Dimethylaminopropylmethacrylamid; Dimethylaminopropylmethacrylamid; Dimethyldiallylammoniumchlorid; Dimethylethylacrylat; Fumaramid; Methacrylamid; Methacrylamidpropyltrimethylammoniumchlorid; Methacrylamidpropyldimethyl-n-dodecylammoniumchlorid; Methacrylamidpropyldimethyl-n-octylammoniumchlorid; Methacrylamidpropyltrimethylammoniumchlorid; Methacryloylalkyltrialkylammoniumsalze; Methacryloylethyltrimethylammoniumchlorid; Methacrylylamidpropyldimethylcetylammoniumchlorid; N-(3-Sulfopropyl)-N-methacrylamidpropyl-N,N-dimethylammoniumbetain; N,N-Dimethylacrylamid; N-Methylacrylamid; Nonylphenoxypoly(ethyleneoxy)ethylmethacrylat; teilweise hydrolysiertes Polyacrylamid; Poly-2-amino-2-methylpropansulfonsäure; Polyvinylalkohol; Natrium-2-acrylamid-2-methylpropansulfonat; quaterniertes Dimethylaminoethylacrylat; quaterniertes Dimethylaminoethylmethacrylat; ein beliebiges Derivat davon und eine beliebige Kombination davon. In bestimmten Ausführungsformen umfasst das Geliermittel ein Acrylamid/2-(methacryloyloxy)ethyltrimethylammoniummethylsulfat-Copolymer. In bestimmten Ausführungsformen kann das Geliermittel ein Acrylamid/2-(methacryloyloxy)ethyltrimethylammoniumchlorid-Copolymer umfassen. In bestimmten Ausführungsformen kann das Geliermittel eine derivierte Zellulose umfassen, die Zellulose umfasst, die mit einem Allyl- oder einen Vinylmonomer gepfropft wurde. Außerdem können Polymere und Copolymere, die eine oder mehrere funktionelle Gruppen (z. B. Hydroxyl-, cis-Hydroxyl-, Carboxylsäure-, Derivate von Carboxylsäure-, Sulfat-, Sulfonat-, Phosphat-, Phosphonat-, Amino- oder Amidgruppen) umfassen, als Geliermittel benutzt werden.
Das Geliermittel kann in den hier beschriebenen Behandlungsfluiden in einer Menge vorliegen, die ausreicht, um die gewünschte Viskosität bereitzustellen, ohne eine Konzentration zu überschreiten, die die Vorteile und Funktion der hier beschriebenen Widerstand reduzierenden Stützfasern zunichtemacht. Die geeignete Konzentration für das Geliermittel kann unter anderem von der Zusammensetzung und dem Molekulargewicht des Geliermittels, der Zusammensetzung der Widerstand reduzierenden Stützfasern und dergleichen und einer beliebigen Kombination davon abhängen. Zum Beispiel kann die Konzentration, bei der ein Geliermittel auf Guarbasis die Funktion der Widerstand reduzierenden Stützfasern zunichtemacht, niedriger sein als die Konzentration für ein CMC-Geliermittel. In einigen Ausführungsformen kann das Geliermittel in den hier beschriebenen Behandlungsfluiden in einer Menge vorhanden sein, die zwischen einer unteren Grenze von etwa 0,05 % w/w, 0,1 % w/w, 0,25 % w/w, 1 % w/w oder 2,5 % w/w des Behandlungsfluids und einer oberen Grenze von etwa 10 % w/w, 8 % w/w, 5 % w/w oder 2,5 % w/w des Behandlungsfluids liegt, wobei die Konzentration zwischen einer beliebigen unteren Grenze und einer beliebigen oberen Grenze liegen kann und eine beliebige Untergruppe dazwischen einschließt (z. B. etwa 0,15 % w/w bis etwa 2,5 % w/w).
In einigen Ausführungsformen können die Behandlungsfluide ferner ein Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel umfassen. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel“ eine chemische Substanz, die an Formationsoberflächen absorbiert werden kann und die Oberflächeneigenschaften der Formation ändert (z. B. Ton, Kieselerde, Carbonat, Hämatit, Magnetit, Siderit und dergleichen) und ihre Interaktion mit strömenden Fluiden reduziert, um Aufschwellen, Dispersion und/oder Migration bei Vorgängen in unterirdischen Formationen zu verhindern.
Zu Beispielen geeigneter Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel zur Verwendung in den hier beschriebenen Behandlungsfluiden gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, ein Acrylsäurepolymer; ein Acrylsäureesterpolymer; ein Acrylsäurederivatpolymer; ein Acrylsäurehomopolymer; ein Acrylsäureesterhomopolymer (z. B. Poly(methylacrylat), Poly(butylacrylat) und Poly(2-ethylhexylacrylat)); ein Acrylsäureestercopolymer; ein Methacrylsäurederivatpolymer; ein Methacrylsäurehomopolymer; ein Methacrylsäureesterhomopolymer (z. B. Poly(methylmethacrylat), Poly(butylmethacrylat) und Poly(2-ethylhexylmethacrylat)); ein Acrylamid-methyl-propansulfonatpolymer; ein Acrylamid-methyl-propansulfonatderivat-Polymer; ein Acrylamid-methyl-propansulfonatcopolymer; ein Acrylsäure/Acrylamid-methyl-propansulfonatcopolymer; ein Bisphenol-A-diglycidyletherharz; ein Butoxymethylbutylglycidyletherharz; ein Bisphenol-A-epichlorohydrinharz; ein Bisphenol-F-Harz; ein Polyepoxidharz; ein Novolakharz; ein Polyesterharz; ein Phenol-aldehydharz; ein Harnsäurealdehydharz; ein Furanharz; ein Urethanharz; ein Glycidyletherharz; ein Epoxidharz; Polyacrylamid; teilweise hydrolysiertes Polyacrylamid; ein Copolymer von Acrylamid und Acrylat; ein carboxylathaltiges Terpolymer; ein Tetrapolymer von Acrylat; Galactose; Mannose; Glucosid; Glucose; Xylose; Arabinose; Fructose; Glucuronsäure; Pyranosylsulfat; Guargummi; Johannisbrotkernmehl; Tarakernmehl; Konyaku; Tamarinde; Stärke; Zellulose; Karaya; Xanthan; Tragacanth; Carrageen; ein Polycarboxylat (z. B. ein Polyacrylat, ein Polymethacrylat und dergleichen); ein Methylvinyletherpolymer; Polyvinylalkohol; Polyvinylpyrrolidon; ein beliebiges Derivat davon und eine beliebige Kombination davon.
Beispiele von geeigneten kommerziell erhältlichen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmitteln zur Verwendung in den hier beschriebenen Verfahren gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, CLA-STA^® XP, ein wasserlösliches kationisches Oligomer (erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc. in Houston, Texas) und CLA-WEB^®, ein Stabilisierungsadditiv (erhältlich von Halliburton Energy Services, Inc. in Duncan, Oklahoma).
Da die hier offenbarten Behandlungsfluide dazu verwendet werden, Formationen mit geringer Permeabilität zu behandeln, liegen die Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel vorzugsweise in flüssiger Form oder mikropartikelförmiger Form vor und weisen eine Querschnittbreite von etwa 0,1 Mikrometern bis etwa 100 Mikrometern auf. Wenn das gewählte Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel in flüssiger Form vorliegt, kann es in den Behandlungsfluiden in einer Menge im Bereich von einer unteren Grenze von etwa 0,5 % v/v; 1 % v/v; 5 % v/v; 10 % v/v und 15 % v/v bis zu einer oberen Grenze von etwa 30 % v/v; 25 % v/v; 20 % v/v; 15 % v/v und 10 % v/v vorliegen. Wenn das gewählte Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel in Mikropartikelform vorliegt, kann es in den Behandlungsfluiden in einer Menge im Bereich von einer unteren Grenze von etwa 1 Pfund pro Barrel („lb/bbl“); 5 lb/bbl; 10 lb/bbl; 20 lb/bbl; 30 lb/bbl; 40 lb/bbl und 50 lb/bbl bis zu einer oberen Grenze von etwa 100 lb/bbl; 90 lb/bbl; 80 lb/bbl; 70 lb/bbl; 60 lb/bbl und 50 lb/bbl (was etwa 2,85 kg/m³ bis etwa 285 kg/m³ entspricht) vorliegen. Ein Durchschnittsfachmann mit dem Vorteil dieser Offenbarung kennt die Konzentration des Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittels zur Verwendung in einem bestimmten Vorgang, um das gewünschte Ergebnis zu erzielen. Zu Faktoren, die sich auf die Konzentration des Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittels auswirken können, können, ohne darauf beschränkt zu sein, die Art und der Zustand der behandelten Formation mit geringer Permeabilität, die Durchflussrate des bei der Behandlung zu verwendenden Behandlungsfluids und dergleichen gehören.
In einigen Ausführungsformen können das Behandlungsfluid und/oder im Wesentlichen feststofffreie Pufferfluid der hier offenbarten Verfahren ferner ein Additiv umfassen. Es kann ein beliebiges Additiv in dem im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluid verwendet werden, solange es nicht bewirkt, dass das im Wesentlichen feststofffreie Pufferfluid unlösliche Partikel in einer größeren Menge als 10 % v/v enthält. Zu geeigneten Additiven können, ohne darauf beschränkt zu sein, ein Salz; ein Beschwerungsmittel; ein Inertfeststoff; ein Dispergierungshilfsmittel; ein Korrosionshemmer; ein Tensid; ein Zirkulationsverlustmaterial; ein pH-Steuerungsadditiv; ein Spaltmittel; ein Biozid; ein Vernetzungsmittel; ein Steininhibitor und eine beliebige Kombination davon gehören. Ein Durchschnittsfachmann weiß, welche Additive und in welcher Konzentration in das Behandlungsfluid und/oder das im Wesentlichen feststofffreie Pufferfluid zur Verwendung in einem Verfahren einbezogen werden sollten, ohne den offenbarten Zweck der zwei Fluide zu beeinträchtigen.
In einigen Ausführungsformen können die Behandlungsfluide, die die Widerstand reduzierenden Stützfasern umfassen, in einer Vielzahl unterirdischer Vorgänge nützlich sein, in denen Reibungsreduktion gewünscht wird, etwa Stimulationsvorgänge (z. B. Aufbrechbehandlungen, Säuerungsbehandlungen oder Bruchsäuerungsbehandlungen) und Fertigstellungsvorgänge. In einigen Ausführungsformen können die hier beschriebenen Behandlungsfluide für einen Aufbrechvorgang mit hoher Wasserfließrate benutzt werden, der auch als „Slickwater“-Aufbrechvorgang bekannt ist. Wie ein Durchschnittsfachmann verstehen wird, sind die in diesen Vorgängen verwendeten Aufbrechfluide im Allgemeinen nicht geliert, obwohl Geliermittel in niedrigen Konzentrationen (z. B. etwa 0,5 % w/w des Behandlungsfluids oder weniger) einbezogen werden können. Beim Aufbrechen mit hoher Wasserfließrate dient daher weniger die Viskosität und vielmehr die Fluidgeschwindigkeit dem Aufbrechen der Formation, dem Ausbreiten der Fraktur und dem Transport des Stützmittels. Die Verwendung der Widerstand reduzierenden Stützfasern als duales Reibungssenkungsmittel und Stützmittel in diesen Vorgängen kann auf vorteilhafte Weise höhere Fluidfließraten ermöglichen und dadurch die Effizienz und Wirksamkeit des Vorgangs steigern. In der Regel weisen die Behandlungsfluide, die bei Aufbrechvorgängen mit hoher Wasserfließrate benutzt werden, eine Viskosität von etwa 0,7 cP bis etwa 10 cP auf.
In verschiedenen Ausführungsformen werden Systeme zum Leiten der hier beschriebenen Behandlungsfluide an eine Position im Bohrloch beschrieben. In verschiedenen Ausführungsformen können die Systeme eine Pumpe umfassen, die fluidisch an eine Rohrleitung gekoppelt ist, wobei die Rohrleitung ein Behandlungsfluid enthält, das ein Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst.
Bei der Pumpe kann es sich in einigen Ausführungsformen um eine Hochdruckpumpe handeln. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Hochdruckpumpe“ eine Pumpe, die ein Fluid bei einen Druck von etwa 1000 psi (6,59 MPa) oder mehr ins Bohrloch befördern kann. Eine Hochdruckpumpe kann benutzt werden, wenn das Behandlungsfluid bei oder über einem Frakturgradienten der unterirdischen Formation an eine unterirdische Formation geleitet werden soll, aber sie kann auch in Fällen benutzt werden, in denen kein Aufbrechen gewünscht wird. In einigen Ausführungsformen kann die Hochdruckpumpe dazu in der Lage sein, Partikelmaterial wie etwa Stützpartikelmaterialien fluidisch in die unterirdische Formation zu befördern. Geeignete Hochdruckpumpen sind dem Durchschnittsfachmann bekannt und können, ohne darauf beschränkt zu sein, Schwimmkolbenpumpen und Verdrängerpumpen beinhalten.
In anderen Ausführungsformen kann es sich bei der Pumpe um eine Niederdruckpumpe handeln. Im hier verwendeten Sinne bezeichnet der Begriff „Niederdruckpumpe“ eine Pumpe, die bei einem Druck von etwa 1000 psi (6,59 MPa) oder weniger arbeitet. In einigen Ausführungsformen kann eine Niederdruckpumpe fluidisch an eine Hochdruckpumpe gekoppelt sein, die fluidisch an die Rohrleitung gekoppelt ist. In diesen Ausführungsformen kann die Niederdruckpumpe also dazu konfiguriert sein, das Behandlungsfluid zur Hochdruckpumpe zu befördern. In diesen Ausführungsformen kann die Niederdruckpumpe den Druck des Behandlungsfluids steigern, bevor es die Hochdruckpumpe erreicht.
In einigen Ausführungsformen können die hier beschriebenen Systeme ferner einen Mischtank umfassen, der stromaufwärts der Pumpe angeordnet ist und in dem das Behandlungsfluid zubereitet wird. In verschiedenen Ausführungsformen kann die Pumpe (z. B. eine Niederdruckpumpe, eine Hochdruckpumpe oder eine Kombination davon) das Behandlungsfluid von dem Mischtank oder einer anderen Quelle des Behandlungsfluids zur Rohrleitung befördern. In anderen Ausführungsformen aber kann das Behandlungsfluid an einem entfernten Standort zubereitet und an einen Einsatzort transportiert werden, wobei das Behandlungsfluid in diesem Fall über die Pumpe direkt aus seinem Lieferbehälter (z. B. einem Lastwagen, einem Eisenbahnwaggon, einem Frachtkahn oder dergleichen) oder aus einer Transportpipeline in die Rohrleitung eingeleitet werden kann. In jedem Fall kann das Behandlungsfluid in die Pumpe gesaugt werden, auf einen geeigneten Druck erhöht werden und dann zum Leiten in das Bohrloch in die Rohrleitung eingeleitet werden.
1 zeigt eine veranschaulichende schematische Darstellung eines Systems, das Behandlungsfluide einiger hier beschriebener Ausführungsformen an eine Position im Bohrloch bereitstellen kann, gemäß einer oder mehreren Ausführungsformen. Es ist zu beachten, dass 1 zwar allgemein ein landbasiertes System darstellt, jedoch anzumerken ist, dass ähnliche Systeme auch an unterseeischen Positionen betrieben werden können. Wie in 1 dargestellt, kann das System 1 einen Mischtank 10 beinhalten, in dem ein Behandlungsfluid der vorliegenden Ausführungsformen zubereitet werden kann. Das Behandlungsfluid kann über eine Leitung 12 an einen Bohrlochkopf 14 geleitet werden, wo das Behandlungsfluid in eine Rohrleitung 16 eintritt, wobei sich die Rohrleitung 16 vom Bohrlochkopf 14 in eine unterirdische Formation 18 erstreckt. Nach dem Austritt aus der Rohrleitung 16 kann das Behandlungsfluid dann in die unterirdische Formation 18 eindringen. Eine Pumpe 20 kann dazu konfiguriert sein, den Druck des Behandlungsfluids auf einen gewünschten Grad anzuheben, bevor es in das Rohr 16 eingeleitet wird. Es sei angemerkt, dass das System 1 nur beispielhafter Natur ist und verschiedene weitere Komponenten vorliegen können, die in 1 aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht zwangsläufig dargestellt wurden. Zu nicht einschränkenden weiteren Komponenten, die vorhanden sein können, gehören, ohne darauf beschränkt zu sein, Zuführtrichter, Ventile, Kondensatoren, Adapter, Verbindungen, Messinstrumente, Sensoren, Kompressoren, Druckregler, Drucksensoren, Durchflussmengenregler, Durchflussmengensensoren, Temperatursensoren und dergleichen.
Obwohl nicht in 1 dargestellt, kann das Behandlungsfluid in einigen Ausführungsformen zurück zum Bohrlochkopf 14 fließen und aus der unterirdischen Formation 18 austreten. In einigen Ausführungsformen kann das zum Bohrlochkopf 14 zurückgeflossene Behandlungsfluid anschließend rückgewonnen und wieder in die unterirdische Formation 18 geleitet werden.
Es sei auch angemerkt, dass die offenbarten Behandlungsfluide auch direkt oder indirekt die verschiedenen Bohrlochausrüstungsteile und -werkzeuge beeinflussen können, die während des Betriebs in Kontakt mit den Behandlungsfluiden gelangen. Zu solchen Ausrüstungsteilen und Werkzeugen können, ohne darauf beschränkt zu sein, Bohrlochfutterrohr, Bohrlochauskleidung, Abschlussstrang, Einführstränge, Bohrstrang, Wickelrohre, Slickleitung, Drahtleitung, Bohrrohr, Bohrkragen, Schlammmotoren, Bohrlochmotoren und/oder -pumpen, an der Oberfläche montierte Motoren und/oder Pumpen, Zentrierer, Turbolizer, Kratzer, Schwimmer (z. B. Schlitten, Kragen, Ventile usw.), Protokollierungswerkzeuge und zugehörige Telemetrieausrüstung, Stellglieder (z. B. elektromechanische Vorrichtungen, hydromechanische Vorrichtungen usw.), Gleithülsen, Produktionshülsen, Stopfen, Siebe, Filter, Durchflusssteuervorrichtungen (z. B. Einlaufsteuervorrichtungen, autonome Einlaufsteuervorrichtungen, Auslaufsteuervorrichtungen usw.), Kupplungen (z. B. elektrohydraulische Nasskupplung, Trockenkupplung, induktive Kupplung usw.), Steuerleitungen (z. B. elektrisch, faseroptisch, hydraulisch usw.), Überwachungsleitungen, Bohrmeißel und Nachschneider, Sensoren oder verteilte Sensoren, Bohrloch-Wärmetauscher, Ventile und entsprechende Antriebsvorrichtungen im Bohrloch, Werkzeugdichtungen, Gummimanschetten, Zementstopfen, Brückenstopfen und andere Bohrlochisolationsvorrichtungen oder Komponenten und dergleichen gehören. Jede dieser Komponenten kann in die oben allgemein beschriebenen und in 1 dargestellten Systeme einbezogen werden.
Offenbarte Ausführungsformen beinhalten:

A. Verfahren, Folgendes umfassend: Bereitstellen eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität; Bereitstellen eines Behandlungsfluids, das ein Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst; Einleiten des Behandlungsfluids in das Bohrloch bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern dazu in der Lage sind, die Reibung zu reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, wenn es in das Bohrloch eingeleitet wird, und Anordnen der Widerstand reduzierenden Stützfasern in der wenigstens einen Mikrofraktur, um die Mikrofraktur offen zu halten.
B. Verfahren, umfassend: Bereitstellen eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität; Bereitstellen eines im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids, das ein erstes Fluid auf wässriger Basis umfasst; Bereitstellen eines Behandlungsfluids, das ein zweites Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst; Einleiten des im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids in das Bohrloch bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken; Einleiten des Behandlungsfluids in das Bohrloch, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern die Reibung reduzieren können, die in dem Behandlungsfluid beim Einleiten in das Bohrloch erzeugt wird, und Anordnen der Widerstand reduzierenden Stützfasern in der wenigstens einen Mikrofraktur, um die Mikrofraktur offen zu halten.

Jede der Ausführungsformen A und B kann eines oder mehrere der folgenden Elemente in beliebiger Kombination aufweisen:
Element 1: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Element 2: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Länge im Bereich von etwa 0,1 mm bis etwa 10 mm aufweisen.
Element 3: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein mittleres Länge-Durchmesser-Verhältnis im Bereich von etwa 0,10 mm/Mikrometer bis etwa 100 mm/Mikrometer aufweisen.
Element 4: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern in einer Menge im Bereich von etwa 0,001 % bis etwa 5 % w/w des Behandlungsfluids vorliegen.
Element 5: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein organisches Polymer; ein anorganisches Polymer; Füllmaterial, das mit einem organischen Polymer beschichtet ist; Füllmaterial, das mit einem anorganischen Polymer beschichtet ist, und eine beliebige Kombination davon umfassen.
Element 6: Wobei das Behandlungsfluid ferner ein Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel umfasst.
Element 7: Wobei das Behandlungsfluid ferner ein Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel umfasst, das ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus einem flüssigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel; einem mikropartikelförmigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel mit einer Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern und einer beliebigen Kombination davon.
Element 8: Wobei das Behandlungsfluid ferner abbaubare Mikropartikel umfasst, wobei die abbaubaren Mikropartikel eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Element 9: Wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern mit einem hydrophoben Beschichtungsmittel beschichtet sind, um wenigstens einen Abschnitt einer Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern hydrophob zu machen.
Als nicht einschränkendes Beispiel beinhalten beispielhafte Kombinationen für A, B, C: A mit 1 und 2; A mit 7 und 9; B mit 1, 2, 3, und 5 und B mit 4, 6 und 8.
Daher eignen sich die vorliegenden Ausführungsformen gut, um die genannten sowie darin inhärenten Ziele und Vorteile zu erreichen. Die jeweiligen offenbarten Ausführungsformen sind nur veranschaulichend und können in verschiedener, aber äquivalenter Weise abgewandelt und ausgeübt werden, wie es für Fachleute mit dem Vorteil der vorliegenden Lehren auf der Hand liegen wird. Darüber hinaus sind hinsichtlich der Einzelheiten der hier gezeigten Konstruktion oder Auslegung keine anderen Einschränkungen als die in den nachfolgenden Ansprüchen beschriebenen vorgesehen. Es ist somit deutlich, dass die oben offenbarten jeweiligen veranschaulichenden Ausführungsformen geändert, kombiniert oder abgewandelt werden können und dass alle derartigen Variationen als in den Umfang und Geist der Offenbarung fallend betrachtet werden. Die hier veranschaulichend offenbarten Ausführungsformen können in geeigneter Weise unter Weglassung beliebiger Elemente, die hier nicht spezifisch offenbart wurden, und/oder beliebiger hier offenbarter fakultativer Elemente ausgeübt werden. Obwohl Zusammenstellungen und Verfahren als verschiedene Komponenten oder Schritte „umfassend“, „enthaltend“ oder „beinhaltend“ beschrieben wurden, können die Zusammenstellungen und Verfahren auch aus den verschiedenen Komponenten und Schritten „im Wesentlichen bestehen“ oder „bestehen“. Alle oben offenbarten Zahlen und Bereiche können um eine gewisse Menge variieren. Immer wenn ein numerischer Bereich mit einem unteren Grenzwert und einem oberen Grenzwert offenbart ist, ist auch jede Zahl und jeder darin enthaltene Bereich, die bzw. der in diesen Bereich fällt, ausdrücklich offenbart. Insbesondere gilt jeder hier offenbarte Wertebereich (der Form „von etwa a bis etwa b“ oder äquivalent „von ungefähr a bis b“ oder äquivalent „von ungefähr a–b“) als jede Zahl und jeden Bereich aufführend, die bzw. der in den breiter gefassten Wertebereich fällt. Außerdem tragen die Begriffe in den Ansprüchen ihre einfache, gewöhnliche Bedeutung, sowie nicht durch den Patentinhaber ausdrücklich und deutlich anders definiert. Die unbestimmten Artikel „ein“, „eine“, „einer“, „eines“, „einem“ in den Ansprüchen sind dabei derart definiert, dass sie ein oder mehr als eines der Elemente bezeichnen, denen sie vorangestellt sind. Falls ein Widerspruch in der Verwendung eines Worts oder Begriffs in dieser Beschreibung und einem oder mehreren Patent- oder anderen Dokumenten auftritt, die durch Querverweis in den vorliegenden Gegenstand einbezogen wurden, sind die Definitionen, die in Übereinstimmung mit dieser Beschreibung sind, anzuwenden.

Claims

Verfahren, umfassend: Bereitstellen eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität; Bereitstellen eines Behandlungsfluids, das ein Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst; Einleiten des Behandlungsfluids in das Bohrloch bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern dazu in der Lage sind, die Reibung zu reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, wenn es in das Bohrloch eingeleitet wird; und Anordnen der Widerstand reduzierenden Stützfasern in der wenigstens einen Mikrofraktur, um die Mikrofraktur offen zu halten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Länge im Bereich von etwa 0,1 mm bis etwa 10 mm aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein mittleres Länge-Durchmesser-Verhältnis im Bereich von etwa 0,10 mm/Mikrometer bis etwa 100 mm/Mikrometer aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern in einer Menge im Bereich von etwa 0,001 % bis etwa 5 % w/w des Behandlungsfluids vorliegen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein organisches Polymer; ein anorganisches Polymer; Füllmaterial, das mit einem organischen Polymer beschichtet ist; Füllmaterial, das mit einem anorganischen Polymer beschichtet ist; und eine beliebige Kombination davon umfassen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Behandlungsfluid ferner ein Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel umfasst.
Verfahren nach Anspruch 7, wobei das Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus einem flüssigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel; einem mikropartikelförmigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel mit einer Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Behandlungsfluid ferner abbaubare Mikropartikel umfasst, wobei die abbaubaren Mikropartikel eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern mit einem hydrophoben Beschichtungsmittel beschichtet sind, um wenigstens einen Abschnitt einer Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern hydrophob zu machen.
Verfahren, umfassend: Bereitstellen eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation mit geringer Permeabilität; Bereitstellen eines im Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids, das ein erstes Fluid auf wässriger Basis umfasst; Bereitstellen eines Behandlungsfluids, das ein zweites Fluid auf wässriger Basis und Widerstand reduzierende Stützfasern umfasst; Einleiten des Wesentlichen feststofffreien Pufferfluids in das Bohrloch bei einer Rate und einem Druck, die ausreichen, um wenigstens eine Mikrofraktur darin zu erzeugen oder zu verstärken; Einleiten des Behandlungsfluids in das Bohrloch, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern dazu in der Lage sind, die Reibung zu reduzieren, die in dem Behandlungsfluid erzeugt wird, wenn es in das Bohrloch eingeleitet wird; und Anordnen der Widerstand reduzierenden Stützfasern in der wenigstens einen Mikrofraktur, um die Mikrofraktur offen zu halten.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern eine Länge im Bereich von etwa 0,1 mm bis etwa 10 mm aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein mittleres Länge-Durchmesser-Verhältnis im Bereich von etwa 0,1 mm/Mikrometer bis etwa 100 mm/Mikrometer aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern in einer Menge im Bereich von etwa 0,001 % bis etwa 5 % w/w des Behandlungsfluids vorliegen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern ein organisches Polymer; ein anorganisches Polymer; Füllmaterial, das mit einem organischen Polymer beschichtet ist; Füllmaterial, das mit einem anorganischen Polymer beschichtet ist; und eine beliebige Kombination davon umfassen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei das Behandlungsfluid ferner ein Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel umfasst.
Verfahren nach Anspruch 17, wobei die Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel ausgewählt wird aus der Gruppe bestehend aus einem flüssigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel; einem mikropartikelförmigen Mineralfeinstpartikelstabilisierungsmittel mit einer Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern und einer beliebigen Kombination davon.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei das Behandlungsfluid ferner abbaubare Mikropartikel umfasst, wobei die abbaubaren Mikropartikel eine Querschnittbreite im Bereich von etwa 0,1 Mikrometer bis etwa 100 Mikrometern aufweisen.
Verfahren nach Anspruch 11, wobei die Widerstand reduzierenden Stützfasern mit einem hydrophoben Beschichtungsmittel beschichtet sind, um wenigstens einen Abschnitt einer Oberfläche der Widerstand reduzierenden Stützfasern hydrophob zu machen.