DE112015000858T5

DE112015000858T5 - Method of providing multiple cracks in a formation

Info

Publication number: DE112015000858T5
Application number: DE112015000858.6T
Authority: DE
Inventors: Victoria Xiaoping QIU; Shawn Patrick HOLZHAUSER
Original assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Current assignee: Shell Internationale Research Maatschappij BV
Priority date: 2014-02-19
Filing date: 2015-02-17
Publication date: 2016-11-03
Also published as: AU2015219231A1; CA2938890A1; US20150233226A1; RU2016137201A; CN106030030A; WO2015126799A3; WO2015126799A2; AR099425A1; GB2538431A

Abstract

Ein System und ein Verfahren sind zum Bereitstellen von gestützten, hydraulisch erzeugten Rissen in einer unterirdischen Formation bereitgestellt, die Schritte umfassend: Injizieren eines Fracking-Fluid in die unterirdische Formation mit einem ausreichendem Druck, um mindestens einen hydraulisch erzeugten Riss einzubringen und auszuweiten, wobei das Fracking-Fluid ein Stützmaterial umfasst; Hinzufügen einer vorbestimmten Menge eines Ablenkmaterials zu dem Fracking-Fluid, wenn der mindestens eine hydraulisch erzeugte Riss eine Zielgröße erreicht hat, wobei das Ablenkmaterial zwischen 10 bis 30 Gewichtsprozent der Partikeln mit einer Größe größer als 2000 Mikron, zwischen 1 bis 15 Gewichtsprozent der Partikel zwischen 1000 und 2000 Mikron, 10 bis 40 Gewichtsprozent der Partikel mit einem Durchmesser zwischen 500 und 1000 Mikron, 40 bis 70 Gewichtsprozent der Partikel kleiner als 500 Mikron umfasst und ein zu Bedingungen der unterirdischen Formation abbaubares Material umfasst, wobei das Ablenkmaterial das Strömen des Fracking-Fluides in dem mindestens einen Riss hinein im Wesentlichen blockiert; und Fortführen des Injizierens des Fracking-Fluides unter einem angemessenen Druck zum Einbringen mindestens eines zusätzlichen Risses in die unterirdische Formation.A system and method are provided for providing supported, hydraulically generated cracks in a subterranean formation, comprising the steps of: injecting a fracking fluid into the subterranean formation at a pressure sufficient to introduce and expand at least one hydraulically generated crack; Fracking fluid comprising a support material; Adding a predetermined amount of a deflecting material to the fracking fluid when the at least one hydraulically generated fracture has reached a target size, wherein the deflecting material comprises between 10 to 30 percent by weight of the particles having a size greater than 2000 microns, and between 1 to 15 percent by weight of the particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of the particles having a diameter of between 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles smaller than 500 microns and comprising a material degradable to subterranean formation conditions, the deflecting material preventing the fracking Fluid in which at least one crack is substantially blocked; and continuing injecting the fracking fluid under an appropriate pressure to introduce at least one additional crack into the subterranean formation.

Description

QUERVERWEISE ZU ARTVERWANDTEN ANMELDUNGENCROSS-REFERENCES TO ART-RELATED APPLICATIONS

Diese Patentanmeldung beansprucht die Priorität der am 19. Februar 2014 eingereichten vorläufigen US-Anmeldung Nr. 61/941,583, deren Offenbarung hierin durch Querverweis einbezogen ist.This patent application claims the benefit of US Provisional Application No. 61 / 941,583, filed Feb. 19, 2014, the disclosure of which is incorporated herein by reference.

STELLUNGNAHME BEZÜGLICH STAATLICH GEFÖRDERTE UNTERSUCHUNGENOPINION ON STATE-RELATED STUDIES

Nicht zutreffend.Not applicable.

VEREINBARUNG ZUR GEMEINSAMEN FORSCHUNGAGREEMENT FOR JOINT RESEARCH

Nicht zutreffend.Not applicable.

VERWEIS ZU EINEM SEQUENZPROTOKOLLREFERENCE TO A SEQUENCE LOG

Nicht zutreffend.Not applicable.

HINTERGRUND DER ERFINDUNGBACKGROUND OF THE INVENTION

In den letzten Jahren ist die Technologie für hydraulische Risserzeugung von Formationen schnell vorangeschritten und ermöglichte somit die wirtschaftliche Erschließung von Kohlenwasserstoffresourcen, die zuvor nicht als wirtschaftlich gewinnbar galten. Üblicherweise werden lange horizontale Rohre in einer Zielformation bereitgestellt und Risse werden in Abständen von zweihundert bis fünfhundert Fuß entlang der Länge der horizontalen Bohrung bereitgestellt. Risse werden oft durch Verfahren, wie sie in den US Patenten 7,775,287 und 7,703,525 oder in der US Patentanmeldungsveröffentlichung US2011/0209868 vorgeschlagen sind, bereitgestellt. Diese Verfahren umfassen das Injizieren von zähflüssigen Fluiden in die Formation bei solch hohem Druck und Raten, dass das Trägergestein versagt und eine üblicherweise vertikale (in Abhängigkeit der Richtung der minimalen Spannung) Ebene ausbildet. Stützmaterial wie Sand, Keramikperlen oder andere Materialien können in einen späteren Teil des Fracking-Fluides zum Offenhalten des Risses nach Druckreduzierung des Fracking-Fluides injiziert werden.In recent years, technology for hydraulic fracture formation of formations has progressed rapidly, thus enabling the economic development of hydrocarbon resources not previously considered economically recoverable. Usually, long horizontal tubes are provided in a target formation and cracks are provided at intervals of two hundred to five hundred feet along the length of the horizontal bore. Cracks are often caused by procedures such as those in the US Patents 7,775,287 and 7,703,525 or in the US Patent Application Publication US2011 / 0209868 are proposed provided. These methods involve injecting viscous fluids into the formation at such high pressures and rates that the support rock fails and forms a usually vertical (depending on the direction of minimum tension) plane. Support material such as sand, ceramic beads, or other materials may be injected into a later portion of the fracking fluid to keep open the crack after pressure reduction of the fracking fluid.

Rohrbohrungen entweder verkleidet oder unverkleidet können Risse aufweisen, jedoch sind Rohrbohrungen innerhalb der Zielformation üblicherweise verkleidet und die zementierte Verkleidung werden dann in vorbestimmten Abständen entlang der Länge der Rohrbohrung perforiert.Pipe bores, either clad or unclad, may have cracks, but pipe bores within the target formation are usually clad and the cemented cladding is then perforated at predetermined intervals along the length of the pipe bore.

In Carbonatformationen können die Fracking-Fluide Säuren oder Säurevorläufer, die mit den Carbonat reagieren, um die Form des Gesteins an der Rissoberfläche zu verändern, sodass nach Nachlassen eines Druckes auf das Fracking-Fluid und Schließen des Risses die Flächen des Gesteins nicht mehr zusammenpassen. Strömungspfade, mittels denen Fluide entlang der Rissoberfläche zur Rohrbohrung fließen können, werden daher bereitgestellt.In carbonate formations, the fracking fluids may react with acids or acid precursors that react with the carbonate to alter the shape of the rock at the crack surface such that upon release of pressure on the fracking fluid and closure of the crack, the faces of the rock no longer mate. Flow paths through which fluids can flow along the crack surface to the tube bore are therefore provided.

Werkzeuge zum Isolieren von Abschnitten einer horizontalen Rohrbohrung sind verfügbar, um Risse in der Perforierung innerhalb des isolierten Abschnitts zu erzeugen. Eine weitere Verbesserung stellt ein Isolieren mehrerer Perforierungen dar sowie ein Versuch, mehrere Risse gleichzeitig zu erzeugen, wodurch die benötigte Einsatzzeit des Bohrers zum Umsiedeln von Packmaterial und Vorbereiten zum Einpumpen von Fracking-Fluiden reduziert wird. Jedoch kann ein Bereitstellen von mehreren Rissen von einer einzelnen isolierten Perforierung einer Rohrbohrung Probleme verursachen, weil ein Riss an der schwächsten Stelle innerhalb des isolierten Abschnitts entsteht und weil eine Risseinleitung einen geringeren Druck als einen Risseinleitungsdruck benötigt, weshalb sich nachfolgende Risse erst ausbreiten, wenn der erste Riss sehr groß ist. Der erste große Riss erhöht die Spannung auf die Formation, weshalb jeder nachfolgende Riss kleiner und weniger effektiv als die vorherigen Risse sein wird.Tools for isolating portions of a horizontal tube bore are available to create cracks in the perforation within the insulated section. Another improvement is to isolate multiple perforations and attempt to create multiple cracks simultaneously, thereby reducing the time required to use the drill to relocate packing material and prepare for pumping fracking fluids. However, providing multiple cracks from a single insulated perforation of a pipe bore can cause problems because a crack occurs at the weakest point within the isolated portion and because crack initiation requires less pressure than crack initiation pressure, so subsequent cracks propagate when the crack occurs first crack is very big. The first large crack increases the stress on the formation, so any subsequent crack will be smaller and less effective than the previous cracks.

US Patent 7,644,761 schlägt ein Verfahren vor, in dem Stützmaterialschwall in ein saures Fracking-Fluid injiziert werden, sodass bestehende Risse verstopft werden, was eine Druckerhöhung innerhalb der Rohrbohrung über einen Risseinleitungsdruck und folglich ein Ausbreiten eines zweiten oder folgenden Risses erlaubt. Das Stützmaterial kann eine von US Patent 7,004,255 vorgeschlagene Zusammensetzung aus zwei oder drei verschiedenen Größen sein, sodass das letztendlich entstandene Porenvolumen des Stützmaterials so niedrig wie weniger als siebzig Prozent sein kann. U.S. Patent 7,644,761 proposes a method in which propellant jets are injected into an acidic fracking fluid so that existing cracks become clogged, allowing for an increase in pressure within the tube bore above a crack initiation pressure and, consequently, a second or subsequent crack propagation. The support material may be one of U.S. Patent 7,004,255 proposed composition of two or three different sizes, so that the final pore volume of the support material may be as low as less than seventy percent.

In US Patent 7,664,761 wird ebenfalls vorgeschlagen, dass das Stützmaterial abbaubare Fasern umfassen könnte, wie in US Patent 7,275,596 vorgeschlagen. Es wird vorgeschlagen, dass die Fasern sich in einer Zeit zwischen etwa vier Stunden und einhundert Tagen bei Formationstemperaturen abbauen und die Fasern ein poröseres Gitter an jedem Riss hinterlassen. US Patent 7,275,596 schlägt ein Verfahren zur Minimierung der Menge an metallisch vernetzten Viskosifizierern vor, die zum Behandeln einer Rohrbohrung mit Stützmaterial oder Kies benötigt wird. Das Verfahren umfasst ein Anwenden von Fasern zur Unterstützung im Transport, Stellen und Anordnen von Stützmaterialien oder Kies in zähflüssigen Trägerfluiden mit ansonsten zu geringer Zähflüssigkeit, um besonderes Setzen zu vermeiden. Fasern werden vorgeschlagen, die optimierte Merkmale für den Transport von Stützmaterial aufweisen, sich nach der Behandlung jedoch in Abbauprodukte abbauen, die in der Anwesenheit von Ionen im Wasser nicht als Calcium oder Magnesium ausfällen.In U.S. Patent 7,664,761 It is also suggested that the support material could comprise degradable fibers, as in U.S. Patent 7,275,596 proposed. It is suggested that the fibers degrade at a formation temperature between about four hours and one hundred days, and the fibers leave a more porous grid at each crack. U.S. Patent 7,275,596 proposes a method of minimizing the amount of metal crosslinked viscosifiers needed to treat a wellbore of drilling stock or gravel. The method comprises using fibers to aid in the transport, placement and placement of support materials or gravel in viscous carrier fluids with otherwise too low viscosity to avoid popping. Fibers are proposed that have optimized characteristics for the transport of support material, but after treatment in degradation products which do not precipitate as calcium or magnesium in the presence of ions in the water.

ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNGSUMMARY OF THE INVENTION

Nach bevorzugten Ausführungsformen der Erfindung werden ein System und ein Verfahren zum Bereitstellen von gestützten hydraulisch erzeugten Rissen in einer unterirdischen Formation bereitgestellt, welche die Schritte umfassen: Injizieren eines Fracking-Fluides in die unterirdische Formation mit einem ausreichenden Druck, um mindestens einen hydraulisch erzeugten Riss einzubringen und auszuweiten, wobei das Fracking-Fluid ein Stützmaterial umfasst; Hinzufügen einer vorbestimmten Menge eines Ablenkmaterials zu dem Fracking-Fluid, wenn der mindestens eine hydraulisch erzeugte Riss eine Zielgröße erreicht, wobei das Ablenkmaterial zwischen 10 bis 30 Gewichtsprozent der Partikel mit einer Größe größer als 2000 Mikron, zwischen 1 bis 15 Gewichtsprozent der Partikel zwischen 1000 und 2000 Mikron, 10 bis 40 Gewichtsprozent der Partikel mit einem Durchmesser zwischen 500 und 1000 Mikron, 40 bis 70 Gewichtsprozent der Partikel kleiner als 500 Mikron umfasst und ein zu Bedingungen der unterirdischen Formation abbaubares Material umfasst, wobei das Ablenkmaterial das Strömen des Fracking-Fluides in den mindestens einen Riss hinein im Wesentlichen wirksam blockiert; und Fortführen des Injizieren des Fracking-Fluides unter einem ausreichenden Druck zum Einbringen von mindestens einem zusätzlichen Riss in die unterirdische Formation.According to preferred embodiments of the invention, there is provided a system and method for providing assisted hydraulically generated cracks in a subterranean formation comprising the steps of: injecting a fracking fluid into the subterranean formation at a pressure sufficient to induce at least one hydraulically generated fracture and expand, wherein the fracking fluid comprises a support material; Adding a predetermined amount of a deflecting material to the fracking fluid when the at least one hydraulically generated fracture reaches a target size, wherein the deflecting material is between 10 to 30 percent by weight of the particles having a size greater than 2000 microns, and between 1 to 15 percent by weight of the particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of the particles having a diameter of between 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles less than 500 microns and comprising a material degradable under subsurface formation conditions, the deflecting material comprising the flow of the fracking fluid substantially effectively blocked in the at least one crack; and continuing injecting the fracking fluid under sufficient pressure to introduce at least one additional crack into the subterranean formation.

Das Ablenkmaterial kann beispielsweise Polylactat, Polyglycolat oder öllösliche Harze sein. Ablenkmaterialschwälle könnten zwischen Chargen injizierten Fracking-Fluides injiziert werden, wobei jede Charge des Ablenkmaterials das Strömungsvermögen des Fracking-Fluides in bestehende Risse verhindert. Je stärker das Strömen des Fracking-Fluides in einen speziellen Riss, desto größer ist die Menge an erstmalig in den Riss eindringendem Ablenkmaterial und somit werden schnell wachsende Risse im Wesentlichen auf die Größe des Risses zum Zeitpunkt des Injizierens des Ablenkmaterials beschränkt. Dies erlaubt ein Vergrößern nachfolgender Risse, anstatt dass dominierende Risse den Großteil des Fracking-Fluides und des Stützmaterials umfassen.The deflecting material may be, for example, polylactate, polyglycolate or oil-soluble resins. Baffles could be injected between batches of injected fracking fluid, with each batch of baffle preventing the fracking fluid from flowing into existing cracks. The greater the flow of fracking fluid into a particular fracture, the greater the amount of deflecting material entering the fracture for the first time, and thus, rapidly growing cracks are substantially limited to the size of the fracture at the time of injecting the deflecting material. This allows for increasing subsequent tears, rather than dominating cracks comprising most of the fracking fluid and the support material.

In einer Ausführungsform der Erfindung wird der Abmessungen des Ablenkmaterials so ausgewählt, um ein Überbrücken an den Perforierungen und somit ein Blockieren des Strömungsvermögens der Flüssigkeit an der Perforierung zu ermöglichen. Indem im Wesentlichen das Strömungsvermögen des Fracking-Fluides an der Perforierung verhindert wird, ist die benötigte Menge des Ablenkmaterials vorhersehbar und die Menge des Ablenkmaterials ist auch wesentlich geringer, als wäre das Ablenkmaterial so bemessen, dass es das Strömungsvermögen des Fluides in dem Riss oder innerhalb des in dem Riss platzierten Stützmaterials blockiert. Ein Minimieren der benötigten Menge an Ablenkmaterial reduziert die Kosten des Ablenkmaterials, die benötigten Kosten und die benötigte Ausrüstung zum Hinzufügen des Ablenkmaterials und minimiert den Schaden, der durch das in der Formation nach Abbau des Ablenkmaterials übriggebliebene Ablenkmaterial verursacht wird.In one embodiment of the invention, the dimensions of the deflection material are selected so as to permit bridging at the perforations and thus blocking the flowability of the liquid at the perforation. By substantially preventing the flowability of the fracking fluid at the perforation, the required amount of deflection material is predictable and the amount of deflection material is also substantially less than if the deflection material were dimensioned to increase the fluid's fluidity within the fracture or within blocked by the support material placed in the crack. Minimizing the amount of deflection material required reduces the cost of the deflection material, the cost and equipment needed to add the deflection material, and minimizes the damage caused by the deflection material left in the formation after the deflection of the deflection material.

KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWING

Für eine detailliertere Beschreibung der Erfindung wird Bezug auf die beigefügten Zeichnungen genommen, wobei: For a more detailed description of the invention, reference is made to the accompanying drawings, wherein:

1 eine schematische Zeichnung einer nach dem Verfahren der vorliegenden Erfindung gerissenen Rohrbohrung zeigt. 1 a schematic drawing of a cracked according to the method of the present invention, the pipe bore.

2 und 3 grafische Darstellungen der Menge an Fracking-Fluid, das in Perforierungen in Abschnitten der Rohrbohrungen mit und ohne Gebrauch der vorliegenden Erfindung injiziert wurde, zeigen. 2 and 3 Figure 12 shows plots of the amount of fracking fluid injected into perforations in portions of the wellbores with and without use of the present invention.

AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG EINER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORMDETAILED DESCRIPTION OF A PREFERRED EMBODIMENT

Unter Bezugnahme von 1 wird nun eine Rohrbohrung 101 dargestellt, die in einer unterirdischen Formation 102 verläuft. Die unterirdische Formation kann beispielsweise eine Kohlenwasserstoff aufweisende Formation sein, wie ein Light Tight Oil-Reservoir oder ein Tight Gas-Reservoir oder eine Formation, in die Kohlendioxid abgesondert werden soll. Grundsätzlich benötigen Formationen mit einer begrenzten Durchlässigkeit hydraulische Risserzeugung, wie sie durch die vorliegende Erfindung bereitgestellt wird, um Fluide zu fördern oder in die Formation zu injizieren. Formationen mit geringer Durchlässigkeit können Formationen mit weniger als 10 Millidarcy Durchlässigkeit sein. Die Rohrbohrung kann vertikal, horizontal oder geneigt sein. Grundsätzlich werden lange horizontale Rohrbohrungen üblicherweise zur Light Tight Oil- oder Tight Gas-Förderung verwendet, sodass viele hydraulisch erzeugte Risse von jeder Rohrbohrung bereitgestellt werden könnten. Die Rohrbohrung wird durch bekannte Bohr- und Fertigstellungsverfahren bereitgestellt. Die Rohrbohrung kann ein Anschluss mit offenem Loch innerhalb der zu bearbeitenden Formation sein, aber um mehrere Risse ohne das Verschieben von Packmaterial und mit Verkleidungen 103 verrohrten Rohrbohrungen und in die mit Zement 104 zementierte Formation bereitzustellen. Der Zement wird grundsätzlich die Verkleidung 103 hinuntergepumpt und von einem Wischer 105 gefolgt, der den Zement von den Rohrbohrungsfluiden hinter dem Zement trennt. Der Wischer kann von einem Anschlagring 106 an dem Ende der Verkleidung angehalten werden. Bekannte Zementzusammensetzungen und Zementierungsverfahren können bei der vorliegenden Erfindung angewandt werden.With reference to 1 now becomes a pipe bore 101 shown in an underground formation 102 runs. The subterranean formation may be, for example, a hydrocarbonaceous formation, such as a light tight oil reservoir or a tight gas reservoir or formation into which carbon dioxide is to be sequestered. Basically, limited permeability formations require hydraulic fracture generation as provided by the present invention to convey or inject fluids into the formation. Formations with low permeability can be formations with less than 10 millidarcy permeability. The pipe bore can be vertical, horizontal or inclined. In general, long horizontal pipe bores are commonly used for light tight oil or tight gas production, so many hydraulically generated cracks could be provided from each pipe bore. The wellbore is provided by known drilling and completion techniques. The pipe bore may be an open hole connection within the formation to be worked, but may involve multiple cracks without moving packing material and with liners 103 cased pipe bores and in which with cement 104 to provide cemented formation. The cement is basically the fairing 103 pumped down and from a wiper 105 followed by the cement of the Tubing fluid separates behind the cement. The wiper can from a stop ring 106 be stopped at the end of the panel. Known cement compositions and cementing methods can be used in the present invention.

Ein zuvor mit Rissen versehener Abschnitt der Rohrbohrung 107 wird mit drei bereits in der unterirdischen Formation bereitgestellten Rissen 108 gezeigt. Die Verkleidung wird mit Perforierungen 109 gezeigt, die durch die Verkleidung in die unterirdische Formation hindurch ragen. Ein außen angebrachtes Packmaterial 110 und ein innen angebrachtes Packmaterial 111, durch welche ein Fracking-Fluid über ein Rohr 112 bereitgestellt werden kann, werden zum Isolieren eines Abschnitts der Rohrbohrung 114 bereitgestellt, von dem zusätzliche Risse nun bereitgestellt werden können. Das Rohr 112, wie in der Zeichnung dargestellt, ist mit beiden Packmaterialien verbunden und Packmaterialien können bereitgestellt werden, die mittels einer separaten hydraulischen Steuerungslinie (nicht dargestellt) freigegeben und bewegt werden können oder zum Bereitstellen eines isolierten Abschnittes der Rohrbohrung zwischen zwei Packmaterialien festgelegt werden. Nur zwei Abschnitte der Rohrbohrung werden mit Rissen gezeigt, aber es sollte klargestellt sein, dass üblicherweise viele weitere Abschnitte isoliert sind und viele weitere Risse bereitgestellt werden. Eine horizontale Rohrbohrung mit einem 1828,8 Meter langen horizontalen Abschnitt kann beispielsweise alle 15 bis 200 Meter mit hydraulisch erzeugten Rissen versehen werden, um eine Rohrbohrung mit 10 bis 120 Rissen bereitzustellen. Die Risse können beispielsweise in Gruppen von 2 bis 10 Rissen auf einmal bereitgestellt werden. Indem mehrere Risse auf einmal bereitgestellt werden, ist beabsichtigt, dass die Risse ohne Verändern der Zone innerhalb der Rohrbohrung, in der die Fracking-Fluid injiziert wird, bereitgestellt werden.A previously cracked section of the pipe bore 107 comes with three tears already provided in the subterranean formation 108 shown. The panel will be perforated 109 which protrude through the cladding into the subterranean formation. An outside packing material 110 and an internally attached packing material 111 through which a fracking fluid passes through a pipe 112 can be provided to isolate a portion of the pipe bore 114 provided, from which additional cracks can now be provided. The pipe 112 As shown in the drawing, it is connected to both packing materials and packing materials can be provided which can be released and moved by means of a separate hydraulic control line (not shown) or fixed to provide an insulated portion of the tube bore between two packing materials. Only two sections of the pipe bore are shown with cracks, but it should be understood that usually many more sections are isolated and many more cracks are provided. For example, a horizontal wellbore with a 1828.8 meter horizontal section may be hydraulically cracked every 15 to 200 meters to provide a 10 to 120 crack pipe bore. For example, the cracks can be provided in groups of 2 to 10 cracks at a time. By providing multiple cracks at once, it is intended that the cracks be provided without altering the zone within the tube bore where the fracking fluid is injected.

Wenn die Packmaterialien festgelegt sind, oder ein Abschnitt der Rohrbohrung anderweitig zur Vorbereitung von hydraulisch erzeugten Rissen isoliert ist, kann Fracking-Fluid 113 in den isolierten Abschnitt der Rohrbohrung 114, und durch Perforierungen 109, in die unterirdische Formation 102 hinein mit einem ausreichend hohen Druck injiziert werden, um mindestens einen neuen Riss einzubringen.If the packing materials are fixed or a portion of the wellbore is otherwise insulated to prepare hydraulically generated cracks, fracking fluid 113 in the insulated section of the pipe bore 114 , and through perforations 109 , in the underground formation 102 be injected into it at a pressure high enough to introduce at least one new crack.

Fracking-Fluide 113 können verdickt werden, um die Rate zu reduzieren, mit der sich die Stützmaterial von den Fluiden absetzen, wodurch ermöglicht wird, dass die Fluide das Stützmaterial tiefer in die Risse tragen. Verdickungsmittel können viskosifizierende Polymere sein, so wie ein solvalisierbares (oder hydratisierbares) Polysaccharid, wie beispielsweise ein Galactomannangumnmi, ein Glycomannangummi oder ein Cellulosederivat. Beispiele solcher Polymere sind Guar, Hydroxypropylguar, Carboxymethylguar, Carboxymethylhydroxyethylguar, Hydroxyethylcellulose, Carboxymethylhydroxyethylcellulose, Hydroxypropylcellulose, Xanthan, Polyacrylamide und andere synthetische Polymere. Von diesen werden Guar, Hydroxypropylguar und Carboxymethylhydroxyethylguar üblicherweise aufgrund ihrer Handelsverfügbarkeit und ihres Preis-/Leistungsverhältnisses bevorzugt.Fracking fluids 113 can be thickened to reduce the rate at which the support material settles from the fluids, allowing the fluids to carry the support material deeper into the cracks. Thickening agents can be viscosifying polymers, such as a solvatable (or hydratable) polysaccharide, such as a galactomannan-amine, a glycomannan gum or a cellulose derivative. Examples of such polymers are guar, hydroxypropylguar, carboxymethylguar, carboxymethylhydroxyethylguar, hydroxyethylcellulose, carboxymethylhydroxyethylcellulose, hydroxypropylcellulose, xanthan, polyacrylamides and other synthetic polymers. Of these, guar, hydroxypropyl guar and carboxymethyl hydroxyethyl guar are usually preferred because of their commercial availability and their price / performance ratio.

Alternativ kann ein Fracking-Fluid auch eine bekannt als Slickwater-Zusammensetzung sein. Eine Slickwater-Zusammensetzung umfasst Wasser und eine niedrige Konzentration eines reibungsmindernden Mittels sowie ein Stützmaterial wie beispielsweise Sand. Üblicherweise bestehen 99,5 Gewichtsprozent des Slickwater aus Wasser und Sand und 0,5 Gewichtsprozent aus Additiven, beispielsweise umfassend: ein reibungsminderndes Polymer, wie zum Beispiel Polyacrylamid; Biozide, wie zum Beispiel Brom, Methanol oder Naphthalin; oberflächenaktive Stoffe, wie zum Beispiel Butanol, Ethylenglycolmonobutylether; und Ablagerungshemmstoffe, wie zum Beispiel Chlorwasserstoffsäure oder Ethylenglycol. Das Slickwater-Fracking-Fluid umfasst keine Verdickungsmittel. Die Fracking-Fluide werden unter hohen Raten in die Formationen vor Absetzen des Stützmaterials von den Fluiden injiziert. Somit sind Slickwater-Zusammensetzungen in niedrigen Bohrungen, Bohrungen mit kürzeren horizontalen Seiten oder in der Nähe des hinteren Endes einer langen horizontalen Bohrung nützlicher. Wenn Slickwater-Zusammensetzungen angewandt werden können, werden sie üblicherweise bevorzugt, weil Verdickungsmittel hydraulische Reibungsdruckverluste erhöhen und zumindest einige Formationsschäden verursachen.Alternatively, a fracking fluid may also be one known as slickwater composition. A slickwater composition includes water and a low concentration of a friction reducing agent as well as a support material such as sand. Typically, 99.5 weight percent of the slickwater is comprised of water and sand and 0.5 weight percent of additives, for example comprising: a friction reducing polymer such as polyacrylamide; Biocides, such as bromine, methanol or naphthalene; surfactants such as butanol, ethylene glycol monobutyl ether; and deposit inhibitors, such as hydrochloric acid or ethylene glycol. The slickwater fracking fluid does not contain thickening agents. The fracking fluids are injected at high rates into the formations prior to settling the support material from the fluids. Thus, slickwater compositions in lower wells, shorter horizontal side wells or near the rear end of a long horizontal well are more useful. When slickwater compositions can be used, they are usually preferred because thickeners increase hydraulic frictional pressure losses and cause at least some formation damage.

Hydraulisch erzeugte Risse könnten von kein Stützmaterial umfassenden Fluiden eingebracht werden, jedoch kann das Stützmaterial anschließend während der Rissausweitung hinzugefügt werden. Stützmaterialien können Sande oder Keramikpartikel, Polymerpellets oder Glaspartikel sein. Stützmaterial stellen ein durchlässigeres Füllmaterial für hydraulisch erzeugte Risse bereit, wenn sie mit relativ geringen Abmessungen versehen sind. Stützmaterial, wie sie in den US Patenten Nr. 7,913,762 , 7,836,952 oder 8,327,940 offenbart ist, kann in der vorliegenden Erfindung angewandt werden. Stützmaterial mit einem relativ geringen Größenbereich stellen stark durchlässige, gestützte Risse bereit, da Leervolumina maximiert werden. Eine normale Volumendurchschnittsgröße nützlichen Stützmaterials bewegt sich zwischen 100 bis 2000 Mikron und die Verteilungen sind bevorzugt niedrig.Hydraulically generated cracks could be introduced by fluids that do not contain support material, but the support material can subsequently be added during the crack expansion. Support materials may be sands or ceramic particles, polymer pellets or glass particles. Support material provides a more permeable filler for hydraulically generated cracks when provided with relatively small dimensions. Supporting material, as in the U.S. Patent No. 7,913,762 . 7,836,952 or 8,327,940 can be applied in the present invention. Support material with a relatively small size range provides highly permeable, supported cracks as void volumes are maximized. A normal volume average useful support material ranges from 100 to 2000 microns, and the distributions are preferably low.

Eine Rissstützmaterialgröße wird als eine Meshgröße bestimmt, durch die die Sande dringen, und eine zweite Meshgröße, die das Stützmaterial nicht durchdringt. In der vorliegenden Erfindung nützliche Stützmaterialgrößen umfassen beispielsweise 8/12, 10/20, 20/40 und 70/140. Diese Meshes entsprechen jeweils einem Abmessungen von 1,68 bis 2,38, 0,84 bis 2,00, 0,42 bis 0,84 mm sowie 105 bis 210 Mikron. Am häufigsten wird der Sand 20/40 verwendet.A crack support material size is determined to be a mesh size through which the sands penetrate and a second mesh size to be the support material does not penetrate. Support material sizes useful in the present invention include, for example, 8/12, 10/20, 20/40, and 70/140. These meshes each have a dimension of 1.68 to 2.38, 0.84 to 2.00, 0.42 to 0.84 mm and 105 to 210 microns. The most commonly used sand is 20/40.

Sand zur Risserzeugung wird auch durch Kugelgestalt und Rundheit mittels einer von Krumbein und Sloss entwickelte Tabelle bestimmt und üblicherweise betragen Kugelgestalt und Rundheit jeweils mehr als 0,6 nach der Tabelle von Krumbein und Sloss.Crack formation sand is also determined by sphericity and roundness using a table developed by Krumbein and Sloss, and usually sphere shape and roundness are each more than 0.6 according to the table of Krumbein and Sloss.

Wenn eine Reihe an Perforierungen innerhalb einer Rohrbohrung unter einem Druck, der höher als der Risseinleitungsdruck in der Formation ist, Fluiden ausgesetzt wird, werden ein oder zwei dominierende Risse eingebracht, welche sich dann anfangs ausweiten werden. Der Großteil des injizierten Stützmaterials strömt in diese dominierenden Risse, bis das Injizieren des Stützmaterials eingestellt wird oder kein weiteres Stützmaterial in den Riss injiziert werden kann. Wenn Stützmaterial weiterhin injiziert wird, nachdem Risse im Wesentlichen mit Stützmaterial gefüllt sind, könnte das Stützmaterial die Rohrbohrung abschleifen. Grundsätzlich wird das Injizieren von Stützmaterial eingestellt, nachdem eine vorbestimmte Menge an Stützmaterial injiziert wurde, um zu vermeiden, dass das Stützmaterial die Rohrbohrung ausfüllt. Die vorbestimmte Menge an Stützmaterial kann als die Menge an Stützmaterial geschätzt werden, die in einen Riss injiziert werden kann, ohne dass das Stützmaterial abschleifend wirkt oder die Risse untereinander überbrückt, wodurch weitere Bewegung des Stützmaterials in den Riss blockiert ist.When a series of perforations within a tube bore are exposed to fluids under a pressure higher than the crack initiation pressure in the formation, one or two dominating cracks are introduced which will then initially expand. The majority of the injected support material flows into these dominating cracks until the injection of the support material is stopped or no further support material can be injected into the crack. If support material continues to be injected after cracks are substantially filled with support material, the support material could abrade the tube bore. Basically, the injection of support material is discontinued after a predetermined amount of support material has been injected to avoid the support material filling the tube bore. The predetermined amount of support material can be estimated as the amount of support material that can be injected into a crack without the support material abrading or bridging the cracks, thereby blocking further movement of the support material into the crack.

Nach Einstellen des Injizierens des Stützmaterials wird ein Schwall Fracking-Fluid ohne Stützmaterial injiziert, um das Stützmaterial innerhalb der Rohrbohrung in die Risse zu bewegen. In der vorliegenden Erfindung wird ein Ablenkmaterialschwall in die Rohrbohrung injiziert, bevorzugt nach dem Schwall an Fracking-Fluid ohne Stützmaterial. Der Ablenkmaterialschwall umfasst Wasser oder Fracking-Fluid und Ablenkmaterialien. Die vorbestimmte Menge des Stützmaterials und Fluides basiert auf die Arbeitsgestaltung der Risserzeugung, die die Zielgröße der Risse bestimmen kann.After adjusting the injection of the support material, a surge fracking fluid is injected without support material to move the support material within the tube bore in the cracks. In the present invention, a baffle surge is injected into the tube bore, preferably after the surge of fracking fluid without support material. The baffle surge includes water or fracking fluid and deflecting materials. The predetermined amount of the support material and fluid is based on the work design of the crack generation that can determine the target size of the cracks.

Alternativ kann die Größe des Rissbereichs von mikroseismischen Daten ermessen werden oder sie könnte nur durch das Volumen des Stützmaterial umfassenden Fracking-Fluides ermessen werden oder durch injiziertes Stützmaterial.Alternatively, the size of the crack region may be measured by microseismic data, or it may be measured only by the volume of fracking fluid comprising the support material or by injected support material.

Alternativ kann die Menge des Fracking-Fluides für die Reihe an Perforierungen zur Risserzeugung bestimmt werden, um die Risserzeugung basierend auf normalen Überlegungen zu optimieren, einschließlich der Kosten der Risse und der Wert minimal größerer Risse, und dann wird diese Menge Fracking-Fluid in im Wesentlichen gleich großen Abschnitten injiziert und durch Ablenkmaterial umfassende Fracking-Fluidschwalle getrennt. Das Fracking-Fluid kann beispielsweise in zwei, drei oder vier im Wesentlichen gleich große Abschnitte aufgeteilt werden, die durch ein, zwei oder drei Ablenkmaterialschwalle getrennt werden.Alternatively, the amount of fracking fluid for the series of cracking perforations may be determined to optimize cracking based on normal considerations, including the cost of cracks and the value of minimally larger cracks, and then this amount of fracking fluid will be in the Substantially equal sections injected and separated by baffle comprehensive fracking fluid surge. For example, the fracking fluid may be divided into two, three, or four substantially equal sections separated by one, two, or three baffles.

Abschnitte von Fracking-Fluiden und Stützmaterialien, die durch die Ablenkmaterialschwalle getrennt werden, können je nach Ausgestaltungsoptimierung auch ungleich sein.Portions of fracking fluids and support materials separated by the baffle surge may also be uneven, depending on design optimization.

Vor Injizieren des Ablenkmaterialschwalls ist der Druck, unter dem das Fracking-Fluid injiziert wird, üblicherweise stabil. Nachdem das Ablenkmaterial umfassende Fluid injiziert wurde und das Ablenkmaterial das Rohr bis zur Zone der Risserzeugung durchquert hat, wird der Druck am Bohrlochkopf steigen, da der Fluidfluss in bestehende Risse von dem Ablenkmaterial blockiert ist. Irgendwann öffnen sich weitere Risse. Druckanstiege in Höhe von fünfzig bis dreitausend Pfund pro Quadratzoll wurden nach Injizieren des Ablenkmaterialschwalls beobachtet. Da erste Risse die Spannung auf die Formation erhöhen, wird jeder nachfolgende Riss erhöhten Druck zum Einbringen und Ausweiten benötigen. Geeignetes Ablenkmaterial kann beispielsweise Polylactat, Polyglycolat oder öllösliche Harze sein. Hersteller solcher Materialien sind in der Lage, Partikel aus Materialien mit bestimmten Größenbereichen und -verteilungen bereitzustellen, die zu Bedingungen der Formation zu vorbestimmten Zeiten abgebaut werden.Before injecting the swirling material swirl, the pressure at which the fracking fluid is injected is usually stable. After the deflecting material has been injected with extensive fluid and the deflecting material has traversed the tube to the zone of fracture generation, the pressure at the wellhead will increase because fluid flow into existing fractures is blocked by the deflecting material. At some point, further cracks open. Pressure increases of fifty to three thousand pounds per square inch were observed after injecting the deflector swell. As the first cracks increase the tension on the formation, each subsequent crack will require increased pressure for insertion and expansion. Suitable deflecting material may be, for example, polylactate, polyglycolate or oil-soluble resins. Manufacturers of such materials are able to provide particles of materials having certain size ranges and distributions which are degraded at formation times at predetermined times.

Ablenkmaterialien der vorliegenden Erfindung bauen sich zu Bedingungen der Formation über einen Zeitraum ab, der ein Fördern von Kohlewasserstoffen von der Rohrbohrung innerhalb eines angemessenen Zeitraums erlaubt. Das Ablenkmaterial kann beispielsweise so ausgestaltet sein, dass es sich zwischen sechs und neunzig Tagen zu Bedingungen der Formation abbaut. Mit Abbauen ist gemeint, dass die Polymere mehr als die Hälfte ihrer Zugfestigkeit verlieren. Das Abbauen kann auch durch ein Bereitstellen von Ablenkmaterial realisiert werden, das zumindest teilweise in Fracking-Fluiden löslich ist, wie zum Beispiel Öl. Das Abbauen kann auch dadurch realisiert, beschleunigt oder ausgelöst werden, indem man beispielsweise eine Säurekomponente in die Perforierungen spült. Alternativ kann ein Ablenkmaterial benutzt werden, das mit Oxidationsmittel reagiert, und das Abbauen kann dadurch realisiert, beschleunigt oder ausgelöst werden, indem man die Perforierungen mit Oxidationsmittel spült.Deflection materials of the present invention degrade under conditions of formation over a period of time that permits transport of hydrocarbons from the wellbore within a reasonable time. For example, the baffle may be configured to degrade to formation conditions between six and ninety days. By degradation, it is meant that the polymers lose more than half of their tensile strength. Degradation may also be realized by providing a baffle that is at least partially soluble in fracking fluids, such as oil. Degradation can also be realized, accelerated or triggered by, for example, flushing an acid component into the perforations. Alternatively, a baffle material that reacts with oxidizer may be used, and degradation may be realized, accelerated, or triggered by flushing the perforations with oxidant.

Die maximale Größe des Ablenkmaterials, und die zum Blockieren jeder Perforierung erwartete Menge, kann beispielsweise durch Labortests bestimmt werden, bei denen Ablenkmaterial durch perforiertes Gestein strömt. The maximum size of the deflection material, and the amount expected to block each perforation, can be determined, for example, by laboratory tests in which baffle material flows through perforated rock.

Ablenkmaterial kann auch zu dem Fracking-Fluid hinzugefügt werden, während es beispielsweise durch eine Schraubpumpe in einen Mischbehälter oder durch direktes manuelles Einspeisen in einen Mischbehälter injiziert wird und anschließend in Fracking-Fluidinjizierpumpen eingespeist wird. Das Ablenkmaterial kann in einer Konzentrierung hinzugefügt werden, die hoch genug ist, um effizient zu sein. Wenn die Konzentrierung nicht ausreicht, reicht das Ablenkmaterial nicht aus, um ein Strömen in den Riss zu blockieren. Eine zu hohe Konzentrierung des Ablenkmaterials ist unwirtschaftlich und erschwert ein Hinzufügen und Mischen in das Fracking-Fluid. Konzentrierungen des Ablenkmaterials zwischen etwa 25 und etwa 200 Gramm pro Liter des Fracking-Fluides sind wirksam und kostengünstig. Konzentrierungen zwischen etwa 50 und 100 Gramm pro Liter können geeignet sein.Baffle material may also be added to the fracking fluid as it is injected, for example by a screw pump, into a mixing vessel or by direct manual feed into a mixing vessel and then fed into fracking fluid injection pumps. The deflecting material can be added in a concentration high enough to be efficient. If concentration is insufficient, the deflecting material will not suffice to block flow into the crack. Excessive concentration of the deflection material is uneconomical and makes it difficult to add and mix into the fracking fluid. Concentrations of the deflection material between about 25 and about 200 grams per liter of fracking fluid are effective and inexpensive. Concentrations between about 50 and 100 grams per liter may be suitable.

Um ein effizientes Ablenkmaterial zu sein, muss die Größenverteilung des Ablenkmaterials breit genug gefächert sein. Eine geeignete breitgefächerte Größenverteilung wäre eine Mischung aus Partikeln, wobei zwischen 10 bis 30 Gewichtsprozent der Partikel mit einer Größe größer als 2000 Mikron, zwischen 1 bis 15 Gewichtsprozent der Partikel zwischen 1000 und 2000 Mikron, 10 bis 40 Gewichtsprozent der Partikel mit einem Durchmesser zwischen 500 und 1000 Mikron, 40 bis 70 Gewichtsprozent der Partikel kleiner als 500 Mikron sind. Die größten Partikel müssen groß genug zum Überbrücken der Perforierungen an der Öffnung sein und es muss eine geeignete Menge an Partikeln geben, die ein Drittel dieser Größe zum Überbrücken der Öffnungen zwischen den größten Partikeln umfassen, und dann noch eine geeignete Menge Partikel, die klein genug zum Überbrücken der Öffnungen zwischen den kleineren Partikeln sind, und so weiter, bis die Partikelgröße kleiner als 500 Mikron beträgt. Die verschieden großen Partikel können gleichzeitig oder nacheinander injiziert werden, wobei die größeren Partikel zuerst injiziert werden.In order to be an efficient deflecting material, the size distribution of the deflecting material must be wide enough. A suitable broad size distribution would be a mixture of particles, with between 10 to 30 weight percent of particles larger than 2000 microns in size, between 1 to 15 weight percent of particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of particles between 500 and 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles are less than 500 microns. The largest particles must be large enough to span the apertures at the aperture and there must be an appropriate amount of particles one-third that size to bridge the openings between the largest particles and then an appropriate amount of particles small enough for bridging the openings between the smaller particles, and so on until the particle size is less than 500 microns. The different sized particles may be injected simultaneously or sequentially, with the larger particles being injected first.

Die Größe der größten Ablenkmaterialpartikel, oder beispielsweise der Durchmesser, von denen 10 Volumenprozent des Materials größer ist als dieser Durchmesser, ist abhängig von dem Ort, an dem das Ablenkmaterial das Strömen in die Formation blockieren soll. Wenn es vorgesehen ist, dass das Strömen in die Formation an der Seite des Stützmaterials innerhalb des Risses blockiert werden soll, dann kann der maximale Durchmesser des Ablenkmaterials ungefähr die Hälfte des durchschnittlichen Durchmessers des Stützmaterials sein. Wenn das Ablenkmaterial das Strömen innerhalb des Risses blockieren soll, dann könnte dieser maximale Durchmesser des Ablenkmaterials ungefähr die Hälfte der Breite der erwarteten Rissöffnung sein. Wenn das Fließen an der Perforierung selbst blockiert werden soll, dann sollte der maximale Durchmesser des Ablenkmaterials etwa die Hälfte des Durchmessers der Perforierung haben. Ein Bereitstellen dieser Größe des Ablenkmaterials minimiert die Menge an gebrauchtem Ablenkmaterial, um das Fließen in die Perforierung zu blockieren. Das US Patent Nr. 7,004,255 schlägt eine Mischung aus Partikelgrößen vor, die ein Strömen der Fluide durch Stützmaterial verdichtete Risse effektiv blockiert. Bimodale Verteilungen oder trimodale Verteilungen können genutzt werden, aber eine breitgefächerte Verteilung ist ebenfalls effektiv.The size of the largest particles of deflecting material, or for example the diameter, of which 10% by volume of the material is greater than this diameter, is dependent on the location at which the deflecting material is intended to block the flow into the formation. If it is intended that the flow into the formation on the side of the support material within the crack should be blocked, then the maximum diameter of the deflection material may be about half the average diameter of the support material. If the baffle material is to block flow within the crack, then this maximum diameter of the baffle could be about half the width of the expected crack opening. If the flow at the perforation itself is to be blocked, then the maximum diameter of the deflection material should be about half the diameter of the perforation. Providing this size of the deflecting material minimizes the amount of used deflecting material to block flow into the perforation. The U.S. Patent No. 7,004,255 proposes a mixture of particle sizes which effectively blocks flow of fluids through support material compressed cracks. Bimodal distributions or trimodal distributions can be used, but a broad distribution is also effective.

Die Größenverteilung des Ablenkmaterials wird bevorzugt zum Blockieren von Perforierungen gewählt. Ein Blockieren der Perforierungen kann beispielsweise durch drei bis dreißig Kilogramm an entsprechend bemessenem Material für jede Perforierungen realisiert werden. Die Menge an benötigtem Ablenkmaterial zum Blockieren der Perforierungen ist viel vorhersehbarer als die Menge an benötigtem Material zum Blockieren des Risses oder des innerhalb des Risses angebrachten Stützmaterials, da das Ausmaß der tatsächlichen Perforierung bekannt ist und nicht wesentlich durch den Rissvorgang verändert wird.The size distribution of the deflection material is preferably chosen to block perforations. Blocking of the perforations may, for example, be accomplished by three to thirty kilograms of appropriately sized material for each perforation. The amount of baffle material needed to block the perforations is much more predictable than the amount of material needed to block the crack or support material placed within the crack, since the extent of actual perforation is known and is not significantly altered by the cracking process.

Die Menge des Ablenkmaterials kann beispielsweise zwischen einem und dreißig Kilogramm pro zu blockierender Perforierung liegen.The amount of deflecting material may be, for example, between one and thirty kilograms per perforation to be blocked.

Die vorliegende Erfindung kann zum Bereitstellen von mehreren Rissen von innerhalb eines isolierten Abschnitts einer Rohrbohrung angewandt werden oder zum Bereitstellen von Rissen von einer Rohrbohrung ohne Isolieren eines Abschnitts. Der gesamte Abschnitt der mit Rissen zu versehenden Rohrbohrung kann beispielsweise einer Abfolge an Fracking-Fluiden umfassenden Stützmaterials unterzogen werden und anschließend von Ablenkmaterialschwallen wiederholt gefolgt werden, bis Risse von jeder Perforierung in der Rohrbohrung ohne isolierte Abschnitte der Rohrbohrung bereitgestellt wurden.The present invention can be used to provide multiple cracks from within an isolated section of a wellbore or to provide cracks from a wellbore without isolating a section. For example, the entire section of the tapped bore may be subjected to a sequence of support material comprising fracking fluids and then repeatedly followed by baffles until cracks have been provided by each perforation in the bore without insulated portions of the bore.

Die vorliegende Erfindung könnte auch mit einem Rohr, von dem zuvor Risse bereitgestellt wurden, angewandt werden. In dieser Ausführungsform kann Stützmaterial in bestehende Risse vor Unterziehen eines Injizierens des Ablenkmaterials gezwungen werden, um bestehende Risse erneut zu öffnen oder zu vergrößern. Alternativ kann ein Strömen in bestehende Risse durch Injizieren von Ablenkmaterial vor Platzieren von neuen Rissen in der Rohrbohrung verhindert werden.The present invention could also be applied to a pipe from which cracks were previously provided. In this embodiment, backing material may be forced into existing cracks prior to subjecting the deflection material to reopening or enlarging existing cracks. Alternatively, flow into existing cracks may be prevented by injecting deflecting material prior to placing new cracks in the tube bore.

Nachdem eine Formation mit hydraulisch erzeugten Rissen nach der vorliegenden Erfindung versehen wurde, können Kohlewasserstoffe von der Formation mittels der hydraulisch erzeugten Risse gefördert werden. Die Kohlenwasserstoffe können beispielsweise Erdgas, Rohöl und/oder Light Tight Oil sein.After a formation with hydraulically generated cracks according to the present invention hydrocarbons may be extracted from the formation by means of hydraulically generated cracks. The hydrocarbons may be, for example, natural gas, crude oil and / or light tight oil.

BEISPIEL 1EXAMPLE 1

Ablenkmaterial wurde von ICO Polymers North America, Inc. in Akron, Ohio, erhalten. Das Material war ein biologisch abbaubares Polylactat-Polymer mit einer Größenverteilung von 1 bis 2830 Mikron. In einer horizontalen Rohrbohrung, die gebohrt und verkleidet wurde, und alle außer der letzten drei Phasen durch normale Verfahren gefracked wurden. Die letzten drei Phasen am hinteren Ende der Rohrbohrung wurden zu einer Phase zusammengelegt, um die Effizienz einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zu testen. Dieser Abschnitt der Rohrbohrung war etwa achthundert Fuß lang. Dieser Abschnitt wurde mit neun Gruppen Perforierungen perforiert, wobei die Gruppen in Abstanden von 84 Fuß angebracht wurden. Die angewandte Menge an Fracking-Fluid und Stützmaterial war die für drei Phasen normale Menge oder drei Mal die angewandte Menge für die vorhergehenden einzelnen Phasen. Die Gesamtmenge des injizierten Stützmaterials war etwa 900.000 Pfund. Das Stützmaterial und die Flüssigkeit wurden in drei etwa gleich große Chargen injiziert, wobei jede Charge durch einen Ablenkmaterialschwall in der Flüssigkeit getrennt wurde. Für jede Charge Ablenkmaterial wurden etwa 450 Pfund Ablenkmaterial zu 600 Gallonen einer verkleidend wirkenden Gellösung hinzugefügt. Nachdem die erste Charge Stützmaterial und die erste Charge Ablenkmaterial injiziert wurden, verursachte das Ablenkmaterial ein Steigen des Staudrucks um etwa 700 psi (pound per square inch; Pfund pro Quadratzoll). Nachdem der erste Ablenkmaterialschwall injiziert wurde, wurde eine zweite Charge Stützmaterial injiziert. Die zweite Charge Stützmaterial benötigte etwa zweihundert psi mehr als die erste Charge. Dies deutet darauf hin, dass sich neue Perforierungen öffneten. Nachdem die zweite Charge Stützmaterial injiziert wurde, wurde die zweite Charge Ablenkmaterial injiziert. Es wurden wieder etwa 450 Pfund Ablenkmaterial in etwa 600 Gallonen einer verkleidend wirkenden Gelflüssigkeit injiziert. Dieses Mal erhöhte sich der Druck um etwa 400 psi, als das Ablenkmaterial injiziert wurde. Eine dritte und letzte Charge Stützmaterial wurde dann injiziert und wieder erhöhte sich der Rissdruck um weitere zweihundert psi, was darauf hindeutete, dass das Stützmaterial in neue Risse strömte.Baffle material was obtained from ICO Polymers North America, Inc. of Akron, Ohio. The material was a biodegradable polylactate polymer having a size distribution of 1 to 2830 microns. In a horizontal well bore that was drilled and clad, and all but the last three phases were chipped by normal procedures. The last three phases at the rear end of the tube bore have been merged into one phase to test the efficiency of an embodiment of the present invention. This section of the tube bore was about eight hundred feet long. This section was perforated with nine groups of perforations, with the groups placed at 84 foot intervals. The applied amount of fracking fluid and support material was the normal amount for three phases or three times the applied amount for the previous single phases. The total amount of injected support material was about 900,000 pounds. The support material and the liquid were injected into three roughly equal batches, with each batch being separated by a swirling material swirl in the liquid. For each batch of deflection material, about 450 pounds of deflection material was added to 600 gallons of disintegrating gel solution. After the first batch of support material and the first batch of deflecting material were injected, the deflecting material caused the back pressure to increase about 700 psi (pounds per square inch). After the first baffle was injected, a second batch of support material was injected. The second batch of support material needed about two hundred psi more than the first batch. This indicates that new perforations opened. After the second batch of support material was injected, the second batch of deflection material was injected. Again, about 450 pounds of deflection material was injected into about 600 gallons of disguising gel fluid. This time, the pressure increased by about 400 psi when the deflection material was injected. A third and final batch of support material was then injected and again the crack pressure increased by another two hundred psi, indicating that the support material was flowing into new cracks.

BEISPIEL 2EXAMPLE 2

Für dieses Beispiel war das Ablenkmaterial handelsübliches Material, nämlich BioVert von Halliburton Energy Services, Inc., aus Houston, Texas. Das Rohr war mit einem faseroptischen Sensor mit der Fähigkeit, innerhalb des Rohrs ein komplettes Temperatur- und Akustikprofil messen zu können, gut ausgestattet. Mit dem kompletten Akustik- und Temperaturprofil, in Abhängigkeit von Zeit, könnte die Verteilung des in verschiedene Perforierungen innerhalb einer Gruppe fließenden Fracking-Fluides kalkuliert werden. Üblicherweise, ohne die vorliegende Erfindung, wurde beobachtet, wenn eine Gruppe von sechs Perforierungen gerissen ist, es ein bis drei dominierende Risse gibt, wobei drei bis fünf Risse bedeutend weniger Stützmaterial erhalten. Daher würde in üblichen Verfahren kein Versuch gemacht, mehr als drei Gruppen pro Phase zu reißen. Dies resultiert in effizientere Risse innerhalb der Rohrbohrung und ein vorhersehbareres Platzieren der Risse, erhöht jedoch die Fertigstellungskosten. Um die Effizienz einer Ausführungsform der vorliegenden Erfindung zu demonstrieren, wurde das Stützmaterial in zwei Chargen injiziert, die von einer Charge BioVert-Material umfassendes Fluid getrennt wurden. 1 zeigt die relative Verteilung des Stützmaterials für die zwei Chargen des Stützmaterials für jede der sechs Gruppen Perforierungen. Das zuerst injizierte Stützmaterial strömte hauptsächlich in die ersten drei Gruppen Perforierungen. Es ist erkennbar, dass über neunzig Prozent des Stützmaterials in diese Perforierungen strömte. Nach Injizieren des Ablenkmaterials strömte weit mehr der zweiten Charge Stützmaterial in die anderen drei Perforierungen, wobei etwa fünfzig Prozent in die vierte Perforierung und weniger als zehn Prozent in die ersten drei Perforierungen strömte. Obwohl in dieser Ausführungsform ausreichendes Stützmaterial nicht in die fünfte und sechste Perforierung gezwungen wurde, wurde die Verteilung des Stützmaterials erheblich durch den Ablenkmaterialschwall verbessert.For this example, the deflection material was commercially available material, BioVert from Halliburton Energy Services, Inc., of Houston, Texas. The tube was well equipped with a fiber optic sensor capable of measuring a complete temperature and acoustic profile within the tube. With the complete acoustic and temperature profile, as a function of time, the distribution of the fracking fluid flowing into different perforations within a group could be calculated. Usually, without the present invention, when a group of six perforations have broken, it has been observed that there are one to three dominant cracks, with three to five cracks receiving significantly less support material. Therefore, in conventional methods, no attempt would be made to break more than three groups per phase. This results in more efficient cracks within the wellbore and more predictable crack placement, but increases completion costs. To demonstrate the efficacy of one embodiment of the present invention, the support material was injected in two batches separated by a fluid comprising a batch of BioVert material. 1 Figure 12 shows the relative distribution of the support material for the two batches of support material for each of the six groups of perforations. The first injected support material flowed primarily into the first three groups of perforations. It can be seen that over ninety percent of the support material flowed into these perforations. Upon injecting the deflection material, much more of the second batch of support material flowed into the other three perforations, with approximately fifty percent flowing into the fourth perforation and less than ten percent flowing into the first three perforations. Although sufficient support material was not forced into the fifth and sixth perforations in this embodiment, the distribution of the support material was significantly enhanced by the swirling material surge.

BEISPIEL 3EXAMPLE 3

Ein weiterer Test zum Feststellen, ob offene Gruppen blockiert werden können, um Fracking-Fluiden am Eindringen in ungeöffnete Gruppen Perforierungen in einem horizontalen Rohr in der Eagle Ford Formation zu hindern. Das verwendete Ablenkmaterial war handelsübliches BioVert von Halliburton. Nun unter Bezugnahme auf 2 ist die X-Achse die Anzahl an Gruppen in einer Phase. Die Y-Achse ist der Prozentsatz des von jeweils jeder Gruppe aufgenommenen Fracking-Fluides und des von jeder Gruppe aufgenommenen Schlammwassers. Während des Vorgangs wurde das Gesamtvolumen des Fluides und des Schlammwassers in zwei Teile aufgeteilt. Der erste Teil wurde mit einem regulären Rissverfahren injiziert. Die durchgezogene Line zeigt den Prozentsatz des von jeder Gruppe aufgenommen Fluides und des Schlammwassers während des ersten Teils der Behandlung an, wie anhand der von dem fiberoptischen Temperatursensor erhaltenen Daten kalkuliert. Die Ergebnisse zeigen, dass vier Gruppen Flüssigkeit und Schlammwasser während des ersten Teils der Behandlung aufnehmen und eine Gruppe mehr als die anderen Gruppen aufnimmt. Zwei Gruppen nahmen gar keine Fluide auf. Ein Ablenkmaterialschwall wurde nach dem ersten Teil der Behandlung injiziert. Der zweite Teil der Behandlung wurde dann injiziert. Die gepunktete Linie zeigt den Prozentsatz der von jeder Gruppe aufgenommen Flüssigkeit und des von jeder Gruppe aufgenommenen Schlammwassers während Injizieren des zweiten Teils an. Das Ergebnis zeigt, dass der zweite Teil der Behandlung Gruppe 6 öffnete und die Risseffizienz erhöhte.Another test to determine if open groups can be blocked to prevent fracking fluids from entering unopened groups is perforations in a horizontal tube in the Eagle Ford Formation. The deflection material used was Commercially available BioVert from Halliburton. Now referring to 2 the x-axis is the number of groups in a phase. The Y-axis is the percentage of the fracking fluid taken by each group and the muddy water received by each group. During the process, the total volume of the fluid and the muddy water was divided into two parts. The first part was injected with a regular cracking procedure. The solid line indicates the percentage of fluid and mud water taken by each group during the first part of the treatment, as calculated from data obtained from the fiber optic temperature sensor. The results show that four groups receive fluid and mud during the first part of the treatment, and one group takes up more than the other groups. Two groups did not absorb any fluids. A baffle swirl was injected after the first part of the treatment. The second part of the treatment was then injected. The dotted line indicates the percentage of the liquid taken up by each group and the muddy water received by each group while injecting the second part. The result shows that the second part of the treatment opened group 6 and increased the cracking efficiency.

Claims

A method of providing supported hydraulic generated cracks in a subterranean formation, comprising: Injecting a fracking fluid into the subterranean formation at a pressure sufficient to introduce and expand at least one hydraulically generated crack, the fracking fluid comprising a support material; Adding a predetermined amount of a deflecting material to the fracking fluid when the at least one hydraulically generated fracture reaches a target size, wherein the deflecting material is between 10 to 30 percent by weight of the particles having a size greater than 2000 microns, and between 1 to 15 percent by weight of the particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of the particles having a diameter of between 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles less than 500 microns and comprising a material degradable under subsurface formation conditions, the deflecting material comprising the flow of the fracking fluid substantially effectively blocked in the at least one crack; and Continuing the injection of the fracking fluid under sufficient pressure to introduce at least one additional crack into the subterranean formation.

The method of claim 1, further comprising a step of providing a wellbore in the subterranean formation and providing a casing in the wellbore.

The method of claim 2, further comprising perforating the panel in the subterranean formation, wherein the deflecting material is sized to span the perforation.

The method of claim 3, wherein the deflection material is sized to bridge the perforation.

The method of claim 1, wherein the time when the crack has reached the target size is determined by the volume of the fracking fluid injected.

The method of claim 1, wherein the time when the crack has reached the target size is determined by the rate at which fracking fluid may be injected into the formation at a pressure less than the crack initiation pressure.

The method of claim 1, wherein the time when the crack has reached the target size is determined by microseismic data.

The method of claim 1, wherein the material degradable under subsurface formation conditions comprises polylactate.

The method of claim 1, wherein the material degradable under subsurface formation conditions comprises polyglycolate.

The method of claim 1, wherein the material degradable under subsurface formation conditions comprises oil-soluble resins.

The method of claim 1, wherein the material degradable under subsurface formation conditions is degraded within a period of six hours to ninety days.

The method of claim 1, wherein the steps are repeated several times.

The method of claim 1, further comprising the step of producing hydrocarbons from the subterranean formation through the cracks.

The method of claim 1, wherein the tube bore is formed substantially horizontally for at least a portion of the tube bore in the subterranean formation.

The method of claim 1, wherein the tube bore is formed inclined from the horizontal for at least a portion of the tube bore in the subterranean formation.

The method of claim 1, wherein the tube bore is formed substantially vertically for at least a portion of the tube bore in the subterranean formation.

The method of claim 1, wherein the concentration of the deflecting material in the fracking fluid is between 25 and 200 grams per liter.

A method of providing supported hydraulic generated cracks in a subterranean formation, comprising: Injecting a fracking fluid into the subterranean formation at a pressure sufficient to introduce and expand at least one hydraulically generated crack, the fracking fluid comprising a support material; Adding a predetermined amount of a deflecting material to the fracking fluid when the at least one hydraulically generated fracture reaches a target size, wherein the deflecting material is between 10 to 30 percent by weight of the particles having a size greater than 2000 microns, and between 1 to 15 percent by weight of the particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of the particles having a diameter of between 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles less than 500 microns and comprising a material degradable under subsurface formation conditions, the deflecting material comprising the flow of the fracking fluid substantially effectively blocked in the at least one crack; and continuing injecting the fracking fluid under a sufficient pressure to introduce at least one additional crack into the subterranean formation from the wellbore.

A method of providing acid or reactive chemical etched cracks in a subterranean formation, comprising: Injecting a reactive chemical into the subterranean formation at a pressure sufficient to introduce and expand at least one hydraulically generated crack, the fracking fluid comprising a reactive chemical for etching the crack surface; Adding a predetermined amount of a deflecting material to the fracking fluid when the at least one hydraulically generated fracture reaches a target size, wherein the deflecting material is between 10 to 30 percent by weight of the particles having a size greater than 2000 microns, and between 1 to 15 percent by weight of the particles between 1000 and 2000 microns, 10 to 40 weight percent of the particles having a diameter of between 500 and 1000 microns, 40 to 70 weight percent of the particles less than 500 microns and comprising a material degradable under subsurface formation conditions, the deflecting material comprising the flow of the fracking fluid substantially effectively blocked in the at least one crack; and Continuing injecting the fracking fluid under a sufficient pressure to introduce at least one additional crack into the subterranean formation from the wellbore.