EA007835B1 - Растворение фильтрационной корки - Google Patents

Растворение фильтрационной корки Download PDF

Info

Publication number
EA007835B1
EA007835B1 EA200600960A EA200600960A EA007835B1 EA 007835 B1 EA007835 B1 EA 007835B1 EA 200600960 A EA200600960 A EA 200600960A EA 200600960 A EA200600960 A EA 200600960A EA 007835 B1 EA007835 B1 EA 007835B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
base
filter cake
proppant
solid
fluid
Prior art date
Application number
EA200600960A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200600960A1 (ru
Inventor
Филип Салливан
Кертис Бони
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of EA200600960A1 publication Critical patent/EA200600960A1/ru
Publication of EA007835B1 publication Critical patent/EA007835B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/025—Consolidation of loose sand or the like round the wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Filtering Materials (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

Представлены способы образования экранирования при разрыве подземного пласта или при комбинированной операции разрыва и гравийной набивки, включающей жидкость-носитель на основе вязкоупругого ПАВ, путем отложения фильтрационной корки, по меньшей мере часть которой является растворимым в основаниях материалом, введения взвеси расклинивающего агента, и инициирования гидролиза и растворения твердого, растворимого в основаниях, материала путем добавления основания, так что утечка усиливается, концентрация расклинивающего агента в трещине увеличивается, и расклинивающий агент создает экранирование. Способ гравийной набивки с жидкостью-носителем на основе вязкоупругого ПАВ путем отложения фильтрационной корки, по меньшей мере часть которой является растворимым в основаниях материалом, введение гравия и инициирование гидролиза и растворения твердого, растворимого в основаниях, материала путем добавления основания. Приведены способы замедления или ускорения гидролиза и растворения и включено добавление материалов, способствующих закупорке.

Description

Уровень техники
Настоящее изобретение относится к усилению потока флюидов в или из подземных скважин. Более конкретно, оно относится к стимулированию течения флюидов из породы пласта в ствол скважины. Более точно, оно относится к способам регулирования размера и формы, места и качества трещин, образованных при гидравлическом разрыве (обычном или с гибкими трубами), или при разрыве и гравийной набивке в одну операцию, и к гравийной набивке.
Гидравлический разрыв, гравийная набивка и разрыв и гравийная набивка в одну операцию широко используются для повышения добычи углеводородов, воды и других флюидов из подземных пластов. Эти операции включают закачивание взвеси расклинивающего агента (натуральных или синтетических материалов, которые открывают разрыв после его создания) или гравия (при гравийной набивке) в гидравлический разрыв. В высокопроницаемых пластах целью операции гидравлического разрыва обычно является создание короткой, широкой, высокопроводящей трещины, чтобы обойти призабойное повреждение скважины, возникшее при бурении и/или закачивании, чтобы обеспечить хорошее сообщение между породой и стволом скважины и увеличить площадь поверхности, доступной для флюидов для затекания в ствол скважины. Гравий также является натуральным или синтетическим материалом, который может быть идентичен или отличаться от расклинивающего агента. Гравийная набивка применяется для борьбы с поступлением песка. Песком называется любой измельченный пластовый материал, такой как глины, который может быть занесен в производственное оборудование. Гравийная набивка является способом борьбы с песком, применяемым для предотвращения извлечения пластового песка, при котором в ствол скважины помещают стальной экран, и окружающее кольцевое пространство заполняют заранее подготовленным гравием определенного размера, предназначенным для предотвращения поступления пластового песка, который мог бы загрязнить подземное или наземное оборудование и уменьшить потоки. Основная цель гравийной набивки заключается в стабилизации пласта при минимальном ухудшении производительности скважины. Иногда гравийная набивка проводится без экрана. Высокопроницаемые пласты, предназначенные для гидравлического разрыва, часто плохо уплотнены, так что борьба с поступлением песка также необходима. Поэтому операции гидравлического разрыва, при которых желательны короткие, широкие трещины, часто объединяют в одну непрерывную операцию с гравийной набивкой (разрыв и набивка). В дальнейшем для простоты, при ссылке на какую-то одну из операций гидравлического разрыва, разрыва и гравийной набивки в один проход (разрыв и набивка) и гравийной набивки будут подразумеваться все операции.
Очень нежелательно позволить расклинивающему агенту или гравию заполнить ствол скважины выше продуктивного пласта. Если это происходит, ствол скважины должен очищаться, чтобы дать возможность провести различные другие операции в скважине, такие, как установку оборудования, чтобы позволить оптимизировать добычу флюидов. Также нежелательно, если вместо образования короткой, широкой трещины гидроразрыв или операция разрывом и набивкой создаст экранирование слишком поздно или не создаст вовсе, т. е. если трещина продолжит расти в длину и/или ширину сверх того, что необходимо и желательно; в этом случае оптимальная набивка и желаемые размер и форма трещины для максимального увеличения добычи и предотвращения обратного притока расклинивающего агента или песка никогда не достигаются.
Как было упомянуто, часто желательны короткие широкие трещины. Наиболее распространенный способ образования коротких широких трещин - это вызвать гидроразрыв с концевым экранированием трещины (Т8О) при операции закачивания. При гидроразрыве с концевым экранированием трещины концентрация твердой фазы на конце трещины становится настолько велика из-за просачивания рабочей жидкости в пласт, что взвесь больше не является подвижной. Концентрированная взвесь расклинивающего агента забивает трещину и предотвращает дополнительный рост трещины. Дополнительное закачивание взвеси расклинивающий агент/флюид в пласт после экранирования вызывает рост трещины в ширину, и в трещину поступают большие концентрации расклинивающего агента на единицу поверхности трещины. Расчет таких обработок, чтобы по желанию вызвать гидроразрыв с концевым экранированием трещины, основывается в большой степени на точном знании механических свойств, проницаемости, давления в продуктивном пласте и насыщенности флюидами обрабатываемого пласта. До начала большинства таких обработок проводится небольшая операция разрыва (называемая иногда гидроразрыв малого объема или мини-фрак), чтобы измерить эти свойства и определить отклик пласта на операцию гидравлического разрыва. Программу обработки часто изменяют на ходу, чтобы внести эту новую информацию. Важными проектными параметрами являются размер подушки, размер и число стадий, концентрация расклинивающего агента или гравия на каждой последующей стадии и природа раствора и добавок, используемых на каждой стадии. Планирование и модификации обработки обычно делаются с помощью компьютерных моделей, многие из которых доступны в промышленности. Операторы используют доступную информацию и модели, чтобы попытаться спланировать работы так, чтобы концевое экранирование трещины получилось по желанию.
Подушка является рабочей жидкостью без расклинивающего агента, закачиваемая, чтобы вызвать и увеличить трещину до того, как начнутся стадии, включающие расклинивающий агент или гравий. Она обычно служит также и для других целей. Она откладывает покрытие, называемое фильтрационной
- 1 007835 коркой, на поверхности образующейся трещины. Эта фильтрационная корка (и корка, образованная при введении расклинивающего агента или гравия) снижает поток флюида из ствола скважины, перфораций и/или трещины в пласт (влияя на эффективность работы (см. ниже)). Фильтрационная корка может быть образована загустителями, которые обычно присутствуют, если они являются полимерами или сшитыми полимерами. Фильтрационная корка может также быть образована путем добавления для этой цели дополнительных материалов во флюид, особенно если поры в поверхности трещины большие. Такие необязательно добавляемые материалы при их применении обычно называются понизителями водоотдачи, или понизителями фильтрации.
При гидравлическом разрыве, в частности, в малопроницаемых пластах, где желательны как можно более длинные трещины (чтобы создать как можно большую поверхность трещины для втекания флюидов в разрыв и, в конечном счете, в ствол скважины), режимов работы, которые могли бы вызывать концевое экранирование трещины, обычно избегают, чтобы получить длинные проводящие трещины. Если концевое экранирование трещины возникает при такой операции разрыва до того, как закачивается все запланированное для обработки, о чем можно судить по давлению закачивания, скорость закачивания снижают или, наиболее вероятно, обработку прекращают и рассматривают как неудавшуюся. Планирование и выполнение работ по гидравлическому разрыву, в котором концевое экранирование трещины нежелательно и не происходит, будет обозначаться обычным гидравлическим разрывом.
С другой стороны, как обсуждалось выше, иногда концевое экранирование трещины желательно. Конструктивные особенности, применяемые в этих особых ситуациях, в которых желателен гидроразрыв с концевым экранированием трещины, обычно включают процессы, гарантирующие, что утечка флюида высока по сравнению со скоростью и количеством вводимого расклинивающего агента. Это может быть достигнуто путем применения малой подушки, применения малого количества понизителя водоотдачи или вообще не используя его, путем применения повышенных концентраций расклинивающего агента в начале обработки, путем более медленного закачивания и другими способами, известными специалистам в области разрыва, гравийной набивки и комбинации разрыв/гравийная набивка.
К сожалению, несмотря на информацию о мини-разрыве, кривые восстановления давления, собранные скважинными датчиками давления во время обработок, указывали, что Τ8Θ не происходит при многих, возможно при большинстве обработок, в которых оно желательно и запланировано. Флюид на конце трещины остается подвижным, конец трещины продолжает расти в течение всей обработки, и желаемая концентрация расклинивающего агента в трещине не достигается. Следовательно, желаемой проводимости трещины не получают. Часто Τ8Θ нужно добиваться снижением скоростей закачивания или увеличением концентраций расклинивающего агента во время обработки, когда Τ8Θ желательно.
Существуют две основные причины неполучения соответствующего Τ8Θ. Во-первых, трещина может быть слишком широкой для данного объема расклинивающего агента. Это происходит а) когда подушка слишком широкая, или Ь) когда эффективность слишком высока, или с) когда отношение объема расклинивающего агента к объему взвеси, выбранное при планировании работы, не достаточно высокое. (Эффективность в операции образования разрыва высока, когда утечка флюида регулируется (естественным образом, или свойствами флюида и материнской породы, или путем добавления понизителей водоотдачи) до приемлемо низкого уровня; эффективность низка, когда утечка высока, так что должен быть закачан очень большой объем флюида, чтобы получить намеченный размер и форму трещины и вместить определенное количество расклинивающего агента или гравия; эффективность высока, когда утечка очень маленькая и, таким образом, большая часть введенного флюида используется, чтобы расширить трещину.) Во-вторых, ширина трещины может быть слишком большой, чтобы расклинивающий агент образовал пробку в трещине. Это может быть следствием плохого начального расчета (например, в выборе диаметра расклинивающего агента) или роста ширины сверх ожидаемого.
До настоящего времени основной путь решения этих проблем был направлен на оптимизацию а) выбора понизителя или понизителей водоотдачи и Ь) выбора стадий работы, на которых они применяются, и их концентрации(ий), особенно, если основной проблемой было то, что трещина слишком широка для данного объема расклинивающего агента.
Для управления обратным притоком расклинивающего агента при гидроразрыве применяются волокна. В этом случае волокно добавляют при оптимальной концентрации, чтобы регулировать обратный приток расклинивающего агента, не влияя существенно на проводимость трещины. Если применяют, например, стекловолокно, его концентрация составляет приблизительно 1 вес.% от веса расклинивающего агента. Эта концентрация недостаточна, чтобы вызвать закупорку при закачивании в условиях, при которых она обычно применяется, особенно в малопроницаемых пластах. Волокна иногда применяют также для помощи в транспортировке расклинивающего агента, когда вязкость рабочей жидкости очень низкая. Экранирования при таких обработках обычно намеренно избегают; концентрации расклинивающего агента удерживают низкими благодаря тщательному расчету предварительной обработки, в частности, путем тщательного выбора программы закачки. Например, в этих обработках объем подушки увеличен сверх обычных планов работы, чтобы гарантировать, что трещина достаточной ширины образуется до того, как взвесь расклинивающий агент/волокно войдет в трещину. Однако, заявка на патент США 10/214,817 (переуступленная БсЫитЬетдет Τοοίιηοίοβν Сотрогайои, от 8 августа 2002 г.) описывает способ
- 2 007835 целенаправленного использования волокон для усиления концевого экранирования трещины, когда оно желательно.
Заявка на патент США 10/227,690 (переуступленная БсЫитЬетдет ТесЬио1оду Сотрогайои, от 20 августа 2002 г.) описывает химические способы инициирования концевого экранирования трещины, заставляющие по меньшей мере часть фильтрационной корки разрушаться в желаемый момент путем введения агента или агентов разрушения фильтрационной корки и, возможно, активатора агента разрушения фильтрационной корки в подушку и/или на одной или более стадий с основной жидкостью для гидроразрыва, несущей расклинивающий агент. Этот способ больше зависит от особенностей работы под контролем оператора (особенно химии флюидов и применяемых понизителей водоотдачи), чем от неизвестной изменчивости пласта. Однако, планирование включения во флюид агента(ов) разрушения фильтрационной корки и, возможно, активатора(ов) агентов разрушения фильтрационной корки, может быть сложным.
Удаление фильтрационной корки служит другой цели. После того, как обработка завершена, скважину запускают в производство, и оператор хочет довести до максимума поток флюида из пласта в ствол скважины. Фильтрационная корка, которая была нужна для уменьшения течи, препятствует этому потоку. При гравийной набивке, хотя там и нет нужды в создании гидроразрыва концевого экранирования трещины, все еще имеются серьезные основания удалять фильтрационную корку.
Существует необходимость в более простом надежном способе обеспечить, что фильтрационные корки могут быть удалены, и что запланированное концевое экранирование трещины произойдет точно тогда и там, когда и где оно желательно, и позволить большую гибкость при проектировании операции гидроразрыва с концевым экранированием трещины.
Сущность изобретения
Один вариант осуществления по настоящему изобретению представляет собой способ создания экранирования при повышении производительности подземного пласта, при котором взвесь расклинивающего агента в жидкости-носителе на основе вязкоупругого ПАВ вводится при давлении выше давления разрыва, чтобы создать одну или более трещин, образуя фильтрационную корку, включающую твердый, растворимый в основаниях, материал, и разрушить твердый, растворимый в основаниях, материал агентом разрушения твердого, растворимого в основаниях, материала, вводя взвесь расклинивающего агента в жидкости-носителе. В одном варианте осуществления агент разрушения твердого, растворимого в основаниях, материала является основанием, предпочтительно алкоксидом щелочного металла, карбонатом щелочного металла, бикарбонатом щелочного металла, гидроксидом щелочного металла, гидроксидом аммония или смесью одного или более из них. В другом варианте осуществления жидкость-носитель содержит буфер. В другом варианте осуществления жидкость-носитель содержит понизитель водоотдачи.
В еще одном другом варианте осуществления твердый, растворимый в основаниях, материал является одним или более из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимерами полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимерами гликолевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидроксильную группу, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, сополимерами молочной кислоты с другими компонентами, содержащими гидроксильную группу, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, и их смесей. Твердый, растворимый в основаниях материал предпочтительно является полигликолевой кислотой. В другом варианте осуществления твердый, растворимый в основаниях материал смешан с твердым, реагирующим с кислотами материалом, выбранным предпочтительно из гидроксида магния, карбоната магния, карбонат магний-кальция, карбоната кальция, гидроксида алюминия, оксалата кальция, фосфата кальция, метафосфата алюминия, натрий-цинк-калиевого полифосфатного стекла и натрий-кальций-магниевого полифосфатного стекла. Твердый, растворимый в основаниях материал, и твердый, реагирующий с кислотами материал, могут находиться в отдельных частицах или в одной и той же частице; твердый, реагирующий с кислотами материал может быть окружен твердым, растворимым в основаниях материалом. В любом случае твердый, растворимый в основаниях материал может быть покрыт материалом, задерживающим гидролиз.
В других вариантах осуществления в подушку может быть добавлен один или оба твердый, растворимый в основаниях материал и агент разложения твердого, растворимого в основаниях материала на ранних стадиях, включающих расклинивающий агент, или на более поздних стадиях, включающих расклинивающий агент. В другом варианте осуществления материал, способствующий закупорке, может быть включен на любой или на всех стадиях обработки. В другом варианте осуществления понизители водоотдачи, отличные от или в добавление к твердому, растворимому в основаниях материалу, могут быть включены на любой стадии.
Еще один вариант осуществления является способом гравийной набивки подземного пласта, который включает закачивание взвеси гравия в жидкости-носителе на основе вязкоупругого ПАВа, которая содержит твердый, растворимый в основаниях материал, образующий фильтрационную корку, и разрушение фильтрационной корки агентом разрушения фильтрационной корки при закачивании взвеси гравия в жидкости-носителе. Твердые, растворимые в основаниях материалы, основания, необязательные твердые, реагирующие с кислотами материалы, необязательные агенты разложения растворимого в ос
- 3 007835 нованиях материала и необязательные материалы, способствующие закупорке, являются теми же, что и для разрыва. Гравийная набивка может быть проведена с или без борьбы с песком. Еще один вариант осуществления представляет собой рабочую жидкость на основе вязкоупругого ПАВа, содержащую воду и твердый, растворимый в основаниях, материал, для обработки скважины.
Краткое описание чертежа
На чертеже показано изменение скорости течения через фильтрационную корку по настоящему изобретению при увеличении рН.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления
Для лучшего понимания целенаправленного концевого экранирования трещины, стимулированного планом работ по гидравлическому разрыву и совместными операциями разрыв/гравийная набивка, см.: М.Есоиот1бе8, Κ.ΝοΙΙο, ебк., Векегуоп 8бти1абои, 3гб ебйюи, ίοΐιη ^беу & 8ои§, Ь1б, Νονν Уогк (2000), рр. 10-21 аиб 10-24; и Р.Е.Меиик, Р.^.Вгоиккагб, кЛ.ЛуоиЬ, О+огтаи, РгасШгтд иисои8о11ба1еб 8аиб Рогтабоик ОГГбюге Си1Г о! Мехюо, 8РЕ 24844, (1992). Авторы настоящего изобретения нашли новый надежный способ создать экранирование в трещине целенаправленно и регулируемым образом, используя специально выбранный материал в качестве по меньшей мере части понизителя водоотдачи и затем делая единственное простое изменение в составе вводимой рабочей жидкости. Способ особенно эффективен, когда неудача в создании экранирования обусловлена тем, что трещина слишком широкая для объема расклинивающего агента. Способ состоит в образовании фильтрационной корки, включающей или полностью состоящей из особого материала - понизителя водоотдачи, который является твердым, растворимым в основаниях материалом, и затем в уменьшении количества фильтрационной корки или увеличении ее проницаемости в подходящее время при добавлении основания к жидкости-носителю (Более широкие определения основания и растворимого в основаниях смотри ниже.). Материал, который образует фильтрационную корку, называется понизителем водоотдачи или понизителем фильтрации. Понизитель водоотдачи может быть полностью твердым, растворимым в основаниях материалом или может содержать один или более других компонентов. Вообще, в таком случае, твердый, растворимый в основаниях материал является понизителем водоотдачи или компонентом понизителя водоотдачи. Термин разрушение фильтрационной корки, как он используется авторами, охватывает уменьшение количества фильтрационной корки или повышение ее проницаемости путем растворения по меньшей мере части фильтрационной корки (Когда растворена часть фильтрационной корки, и твердый, растворимый в основаниях, материал является только одним компонентом понизителя водоотдачи, твердый, растворимый в основаниях, материал может как быть полностью растворенным, так и не быть.). Это делается путем растворения по меньшей мере части особо составленной фильтрационной корки, быстрого и в желаемый момент во время работы, путем добавления основания во флюид в подходящее время. Обычно время, когда оператор начнет добавление основания во флюид, должно определяться во время проектного задания, но это время может быть уточнено (или окончательно установлено) при проведении миниразрыва или даже, если требуется, во время обработки, потому что должна быть изменена только единственная добавка.
Если неудача создать экранирование вызвана отчасти тем, что ширина трещины слишком велика, чтобы сделать возможной эффективную закупорку расклинивающего агента, в расклинивающий агент могут быть добавлены волокна или другие материалы (называемые материалами, способствующими закупорке), чтобы помочь закупорке, в комбинации с вышеуказанным способом растворения фильтрационной корки основанием. Эти методы, включающие растворение фильтрационной корки и добавление волокон, могут быть скомбинированы одновременно или последовательно.
Способ по настоящему изобретению применим также для образования и последующего разрушения фильтрационной корки в процессе гравийной набивки. Способ по настоящему изобретению может также применяться для образования более широких трещин (которые имеют большую проводимость разрыва). Способ по настоящему изобретению может также применяться как форма отведения; т. е., оператор может намеренно прекратить рост одной трещины и затем создать новую трещину без разобщения пластов. Способ по настоящему изобретению может применяться для разрушения понизителя водоотдачи по всей трещине или только в ее части. Оператор может решить и проконтролировать, когда и где произойдет экранирование (и избежать нежелательных результатов неспособности создать экранирование, очень медленного и неэффективного экранирования или экранирования в стволе скважины выше пласта) путем ускорения утечки и, возможно, также содействуя закупорке расклинивающего агента (как будет обсуждено ниже).
Основная и обобщающая идея состоит в том, что фильтрационная корка откладывается в начале обработки, затем вводится расклинивающий агент или взвесь гравия, и затем, когда продолжается введение расклинивающего агента или взвеси гравия, по меньшей мере часть фильтрационной корки разрушается химически путем растворения, так что течь усиливается. Если обработка подразумевает разрыв, включающий комбинированный разрыв и гравийную набивку, то концентрация расклинивающего агента в трещине увеличивается, и расклинивающий агент создает экранирование. Хотя способ по настоящему изобретению может применяться при обработках, отличных от разрыва, и для других целей, чем создание экранирования, последующее обсуждение будет вестись главным образом в терминах создания экра
- 4 007835 нирования в трещине.
Твердые, растворимые в основаниях материалы, которые являются понизителями водоотдачи или компонентами понизителя водоотдачи, подходящие для применения в настоящем изобретении, включают твердые циклические димеры или твердые полимеры определенных органических кислот, которые легко гидролизуются в растворимые продукты в присутствии основания. Одним примером подходящего твердого предшественника кислоты является твердый циклический димер молочной кислоты (известный как лактид), который имеет точку плавления от 95 до 125°С (в зависимости от оптической активности). Другим примером является полимер молочной кислоты, (иногда называемый полимолочной кислотой или ПМК, или полилактат, или полилактид). Другим примером является твердый циклический димер гликолевой кислоты (известный как гликолид), имеющий температуру плавления примерно 86°С. Еще одним примером является полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), известный также как полигликолевая кислота (РОЛ) или полигликолид. Другим примером является сополимер молочной кислоты и гликолевой кислоты. Эти полимеры и сополимеры являются сложными полиэфирами.
СатдШ Эо\\·. М1ипе!оика, ΜΝ, США, производит твердый циклический димер молочной кислоты, называемый лактидом, из него получают полимеры молочной кислоты, или полилактаты, с различным молекулярными весами и степенями кристалличности, под общим торговым» названием ΝΑΤϋΚΕХУОЕКБ1™ ПМК. Эти ПМК, свободно доступные от СатдШ Эоте, имеют молекулярные веса до примерно 100000, хотя в вариантах осуществления по настоящему изобретению может использоваться любой полилактид (полученный любым способом любым производителем) и материал с любым молекулярным весом и любой степенью кристалличности. Полимеры ПМК являются твердыми при комнатной температуре и гидролизуются водой с образованием молочной кислоты. Полимеры, продающиеся СатдШ Эоте, типично имеют температуры плавления кристаллов от примерно 120 до примерно 170°С, но доступны и другие. Поли(б,1-лактид) можно приобрести от Βίο-Ιηνί^οτ, Пекин и Тайвань, с молекулярными весами до 500000. Βίο-ΙηνφοΓ поставляет также полигликолевую кислоту (известную также как полигликолид) и различные сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислот, часто называемые полиглактином или сополимером лактида с гликолидом). Скорости реакций гидролиза всех этих материалов определяются молекулярным весом, кристалличностью (отношением кристаллического материала к аморфному), физической формой (размер и форма твердых частиц) и, в случае полилактида, количеством двух оптических изомеров. (1-Лактид естественного происхождения образует частично кристаллические полимеры, синтетический 61-лактид образует аморфные полимеры.) Аморфные области более восприимчивы к гидролизу, чем кристаллические области. Более низкий молекулярный вес, меньшая кристалличность и большее отношение поверхности к объему - все это приводит к более быстрому гидролизу. Гидролиз ускоряется при повышении температуры, добавлении кислоты или основания, или добавлении материала, который реагирует с продуктом(ами) гидролиза.
Гомополимеры могут быть более кристаллическими; сополимеры имеют тенденцию к аморфности, если только это не блок-сополимеры. Степень кристалличности гомополимеров можно регулировать способом получения, а сополимеров - способом получения и отношением и распределением лактида и гликолида. Полигликолид может быть получен в пористой форме. Некоторые из полимеров очень медленно растворяются в воде, прежде чем гидролизуются.
Другими материалами, подходящими в качестве твердых предшественников кислоты, являются все гомополимеры оксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) или ее сополимеры с другими компонентами, содержащими гидроксильную группу, карбоновую кислоту, или оксикарбоновую кислоту, описанными в патентах США 4848467; 4957165 и 4986355. В этих патентах описано применение этих материалов в качестве понизителей водоотдачи. Патент США 4986355 описывает способ получения этих материалов в виде частиц малого размера, наиболее подходящих для регулирования водоотдачи.
При разрыве больше фильтрационной корки откладывается в той части разрыва, которая ближе всего к стволу скважины, так как поверхность трещины, ближайшая к стволу скважины, была подвержена действию флюида, образующего фильтрационную корку, самое длительное время и при самом большом давлении. Кроме того, эту фильтрационную корку труднее удалить путем растворения основанием, чем фильтрационную корку, более удаленную к верхнему концу трещины. Одной причиной этого является то, что введенные флюиды охлаждают пласт, и пласт, ближайший к стволу скважины, является самым холодным; гидролиз и растворение твердого, растворимого в основаниях, материала идут медленнее при более низких температурах. Также, при операции разрыва больше флюидов утекает в пласт через сторону трещины, ближайшую к пласту, из-за большего времени и более высокого давления. Позднее при обработке этот флюид для гидроразрыва в пласте и более толстой фильтрационной корке препятствует дополнительному течению через фильтрационную корку. Так как гидролиз и растворение основанием требует потока основания в и из фильтрационной корки, они более затруднены вблизи ствола скважины. Следовательно, даже если основание с самого начала и в течение самого длительного времени контактирует с фильтрационной коркой, ближайшей к стволу скважины, фильтрационная корка у верхнего конца разрушается более эффективно. Операции гидроразрыва с целенаправленными Т8О в высокопроницаемых пластах обычно являются довольно короткими обработками. Типичные времена составляют от 30 до 45 мин; иногда обработка может занимать всего примерно 15 мин или до примерно 1,5 ч. Добавление
- 5 007835 основания начинается в момент времени, рассчитанный так, чтобы достаточное разрушение фильтрационной корки произошло в момент, когда экранирование желательно. Во многих работах начало добавления основания приблизительно совпадает с началом введения расклинивающего агента; при более длительных работах добавление основания может начаться значительно позднее, чем расклинивающего агента. При очень коротких работах и при гравийной набивке основание может быть включено в подушку с начала работы.
При обработках при высокой температуре или в течение длительного времени, когда быстрое растворение фильтрационной корки инициируется добавлением основания во введенный флюид, но когда могут возникнуть некоторые опасения, что фильтрационная корка может раствориться слишком легко, рабочий план корректируют так, что твердый, растворимый в основаниях, материал добавляют только в начале работы, и фильтрационная корка около ствола скважины не состоит из или не включает твердый, растворимый в основаниях материал. Эту стратегию применяют также преимущественно в случаях, когда твердый, растворимый в основаниях материал трудно получить или он более дорогой, чем другие понизители водоотдачи.
Скорость и степень растворения фильтрационной корки в заданном месте зависит в первую очередь от состава, размера частиц и площади поверхности выбранного твердого, растворимого в кислоте, материала, толщины фильтрационной корки, температуры и крепости основания. Другими параметрами проектного задания, которые могут быть важны, являются продолжительность работы, запланированные размеры трещины и размер частиц расклинивающего агента. Например, подушка должна закачиваться достаточно долго и/или содержать достаточно понизителя водоотдачи, чтобы гарантировать отложение необходимой фильтрационной корки. Также разрушение фильтрационной корки не должно быть слишком медленным, чтобы экранирование не произошло вовсе или произошло слишком поздно. Добавление расклинивающего агента обычно делается поэтапно. На каждой стадии вводится определенная концентрация расклинивающего агента за определенный промежуток времени. Последовательные стадии обычно включают постепенно увеличивающиеся концентрации расклинивающего агента.
Концентрация расклинивающего агента может также плавно нарастать, т.е. постоянно увеличиваться на стадиях загрузки расклинивающего агента. Для помощи в описании типичная работа будет разбита на стадию подушки и отдельные стадии с взвесью расклинивающего агента. На стадии с подушкой возникает трещина, и откладывается фильтрационная корка. На последующих этапах с взвесью расклинивающего агента трещина расширяется. На последней стадии с взвесью расклинивающего агента происходит экранирование, и трещина уплотняется расклинивающим агентом. Если подушка должна быть маленькой по другим причинам проектного плана, отложение фильтрационной корки может продолжаться на всех или на ранних стадиях с взвесью расклинивающего агента. Агент, способствующий образованию пробки, может добавляться на любой или на всех стадиях с подушкой и с расклинивающим агентом. Специалист в области повышения продуктивности подземных пластов может придумать обработку, которая создаст трещину, имеющую конкретные конечные параметры (такие как размеры и проводимость), многими способами в пределах объема и духа настоящего изобретения, в зависимости от таких факторов, как, например, доступность химикатов и материалов, доступность и производительность оборудования, с помощью которого могут добавляться химикаты и материалы, и стоимость.
Изобретение предпочтительно проводится при изучении сначала информации о скважине, пласте, доступных флюидах и критериев успешной стимуляции разрыва с экранированием на конце, и затем при приготовлении оптимизированного плана для максимально улучшенного поведения скважины в соответствии с данными и критериями. Такой проект будет включать введение некоторого количества выбранной подушки, содержащей выбранный понизитель водоотдачи, и затем проведение одной или более стадий, включающих выбранные типы и концентрации жидкостей разрыва, расклинивающих агентов, понизителей водоотдачи (если имеются) и оснований (если имеются). Это делается обычно путем анализа скважины, применяя расчет на разрыв и компьютерные программы оценки, в которых градиенты давления учитываются совместно с алгоритмами эволюции длины и высоты трещины, используя полную информацию о течи и эффектах многократного введения жидкости и производимых ими изменений температуры.
Проектный план должен обычно включать скорости и объемы флюидов и твердых фаз, которые будут введены на каждой стадии работы, в том числе желаемую скорость утечки жидкости и время, когда желательно Τ8Θ. Должны быть предсказаны пространственные и временные распределения, температуры во время работы. Таким образом, оператор имеет несколько проектных параметров, которые могут корректироваться, чтобы гарантировать, что надлежащее количество твердого, растворимого в основаниях, материала растворено в надлежащее время. Главными настраиваемыми проектными параметрами для осуществления этого являются природа твердого, растворимого в основаниях, материала (химический состав, размер и форма частиц), других компонентов, добавленных с твердым, растворимым в основаниях, материалом (агенты задержки или ускорения, которые будут описаны ниже), и рН рабочей жидкости и способ (необязательного) изменения рН во время работы. Особенно желательным режимом растворения является медленное или пренебрежимо малое растворение до определенного момента и затем быстрое или обширное растворение. Для определения скорости, с которой заданный, растворимый в
- 6 007835 основаниях материал будет растворяться в заданных условиях и в заданной химической среде, используются простые лабораторные эксперименты.
Влияние одной важной переменной на скорость растворения твердого, растворимого в основаниях, материала (химический состав, размер и форма частиц) уже было детально рассмотрено. В пределах стоимости и доступности могут быть выбраны различные композиции твердых, растворимых в основаниях, материалов и физические свойства (Форма и размер частиц также должны выбираться, имея в виду требуемые фильтрационные свойства и свойства фильтрационной корки, как обсуждается в литературе.). Другой важной переменной является температура. Температура пласта обычно снижается сама собой при введении флюидов и иногда может понижаться дальше при направленном введении большего количества флюида (например, более широкая подушка), чем предусмотрено проектом. В любом случае, температура будет известна, и пространственный и временной профиль температуры здесь будет называться просто температурой. Третьей важной переменной является рН жидкости(ей), с которыми твердый, растворимый в основаниях, материал будет контактировать, когда он вводится и когда он находится в фильтрационной корке. Для определения скорости растворения заданного материала при заданной температуре и рН используются лабораторные эксперименты.
Более высокие рН и более высокая температура ускоряют растворение. Следует понимать, что твердые, растворимые в основаниях материалы, применяемые в изобретении, будут фактически по существу гидролизованы и растворены в водных флюидах при любом рН и любой температуре. Однако при низких рН и/или низких температурах это растворение может занять годы, тогда как для целей настоящего изобретения растворение должно занимать промежуток времени по меньшей мере от нескольких минут до самое большее нескольких часов. Следовательно, при высоких температурах (например, выше примерно 115°С) может оказаться необходимым принять меры для замедления гидролиза и растворения, тогда как при низких температурах (ниже, например, примерно 65°С) может оказаться необходимым предпринимать шаги, чтобы ускорить гидролиз и растворение. Способы замедления гидролиза включают, согласно неограничивающему примеру, снижение рН или буферизацию рабочей жидкости при пониженном рН. Другим способом является покрыть, нанести покрытие на твердый, растворимый в основаниях материал. Подходящие покрытия включают поликапролат (сополимер гликолида и эпсилонкапролактона) и стеарат кальция, которые оба гидрофобны. Сам поликапролат медленно гидролизуется. Создание гидрофобного слоя на поверхности твердых, растворимых в основаниях материалов каким-то образом задерживает гидролиз. Отметим, что покрытие здесь может относиться к инкапсулированию или просто к изменению поверхности химической реакцией или образованию или добавлению тонкой пленки из другого материала. Другой подходящий способ задержки гидролиза твердого, растворимого в основаниях материала состоит в суспендировании твердого, растворимого в основаниях материала, возможно с гидрофобным покрытием, в масле или масляной фазе эмульсии. Гидролиза и растворения не происходит, пока вода контактирует с твердым, растворимым в основаниях материалом. Способы усиления гидролиза включают, согласно неограничивающему примеру, увеличение рН или буферизацию флюида при повышенном рН. Другой способ ускорения гидролиза и растворения состоит в объединении с твердым, растворимым в основаниях материалом (в тех же или других частицах, обычно в тех же частицах, возможно покрывающим или покрытым твердым, растворимым в основаниях, материалом), агента, который реагирует с кислотой, образованной гидролизом. Неограничивающими примерами являются оксид магния и карбонат кальция. Это подробно обсуждалось в литературе. Отметим, что хотя в зависимости от обстоятельств, регулирование гидролиза и скорости растворения путем регулирования рН может включать увеличение, уменьшение или буферизацию флюида, термин растворимый в основаниях материал используется на протяжении всего этого обсуждения исключительно для простоты, изменение рН обычно описывается в терминах добавления основания.
Для заданной обработки часто имеется несколько стратегий, которые можно применять. Например, комбинация химикатов и плана работ может быть выбрана так, чтобы твердый, растворимый в основаниях материал медленно гидролизовался и растворялся на продолжении всей обработки, а разрушение фильтрационной корки достигало точки, в которой утечка вызывает экранирование в желаемое время. При некоторых работах это может быть выполнено без изменения состава флюида во время работы. С другой стороны, комбинация химикатов и плана работы может быть выбрана так, чтобы твердый, растворимый в основаниях, материал не гидролизовался и не растворялся с заметной скоростью до тех пор, пока оператор не сделает резкое изменение в составе введенного флюида, например, не добавит сильное основание, так что фильтрационная корка быстро растворится, как только жидкость войдет с ней в контакт. Эта стратегия может дать оператору больший контроль во время обработки. Доступность химикатов и оборудования также может вносить вклад в выбор плана обработки.
Для гидравлического разрыва, или гравийной набивки, или их комбинации водные флюиды для подушки или для образования взвесей загущают. В качестве загустителей обычно применяются полимеры (обычно полисахариды, сшитые соединениями бора, циркония или титана). Часть полимеров также обычно оказывается главными (или единственными) компонентами фильтрационной корки. Однако на вязкость этих флюидов, содержащих полимеры или сшитые полимеры, часто влияет сильное основание, и полисахаридные полимеры не разрушаются легко основанием, так что они не могут применяться в на
- 7 007835 стоящем изобретении. С другой стороны, некоторые ПАВы, особенно вязкоупругие ПАВы (УЕ8) образуют мицеллы подходящей формы и размеров, которые загущают водные жидкости. На эти мицеллы и ПАВы основание не влияет, и ПАВы не образуют фильтрационных корок, так что ПАВы являются предпочтительными загустителями в способе согласно настоящему изобретению. Небольшие количества полимеров могут использоваться для увеличения вязкости или для других целей, отличных от загущения, например, в качестве понизителей трения; это не будет вредно для способа по настоящему изобретению. В изобретении может применяться любая загущенная ПАВом жидкость для гидроразрыва или жидкость для гравийной набивки, при условии, что она совместима с особыми материалами по настоящему изобретению (понизителем водоотдачи и основанием), и с пластом, расклинивающим агентом, и желаемым результатом обработки. Может применяться любой флюид, содержащий УЕ8, в или после подушки, совместимый с пластом, пластовыми флюидами и любыми добавками, особенно основанием. Особенно эффективными флюидами на основе УЕ8 являются флюиды, описанные в патентах США 5551516; 5964295; 5979555; 5979557 и 6258859; и в заявках на патент США 10/250,416 (переуступленной тому же правоприемнику, что и настоящая заявка) и 10/250,417 (переуступленной тому же правоприемнику, что и настоящая заявка). Некоторые из описанных флюидов на основе УЕ8 обычно применяются при высоких рН (12,5 или выше), в этом случае они должны предпочтительно применяться для настоящего изобретения при коротких обработках и без дополнительного основания. Для УЕ8 также могут использоваться разжижители, при условии, что они не являются сильными основаниями (если только намеченная работа не должна быть очень короткой), и при условии, что они совместимы с сильными основаниями.
Обычно с начала планирования обработки известно, что Т8О желательно, и способ по настоящему изобретению вводят в первоначальный план работы. Однако возможно, и это охватывается объемом настоящего изобретения, что работа может быть запланирована без Т8О или с необязательным Т8О, и в этом случае во время проведения работы может быть решено, что Т8О желательно (или не может произойти как запланировано), и работа может быть соответственно оперативно изменена. Отметим, что в данном описании часто делается ссылка на любое экранирование в разрыве как на концевое экранирование трещины (Т8О), но под Т8О здесь подразумевается и экранирование, которое происходит в трещине и не обязательно на самом конце, наиболее удаленном от ствола скважины; критично то, что экранирование действительно происходит, что оно происходит, когда желательно, и что оно происходит в трещине, а не в стволе скважины.
Здесь термин обычный разрыв будет применяться по отношению к гидравлическому разрыву, при котором концевое экранирование трещины не только не запланировано, но и нежелательно. При обычном разрыве избегают режимов работы, которые могли бы инициировать концевое экранирование трещины. Если концевое экранирование трещины происходит или кажется неотвратимым в обычных операциях разрыва, о чем можно судить из увеличения давления накачки, прежде чем будет закачано все запланированное для обработки, должны быть оперативно внесены некоторые изменения в рабочие параметры, например, в скорость закачивания или концентрацию расклинивающего агента, чтобы попытаться свести к минимуму тенденцию к концевому экранированию трещины. Однако часто обработку останавливают и считают, что она не удалась.
Подушка по настоящему изобретению содержит жидкость-носитель и УЕ8. Кроме того, она может содержать другие добавки, используемые обычно в таких жидкостях, при условии, что ни один из компонентов подушки не оказывает вредного влияния на пласт или на жидкость разрыва. Жидкости, используемые в подушке в настоящем изобретении, могут типично содержать такие материалы, как ингибиторы коррозии, понизители трения, стабилизаторы глин, ингибиторы образования отложений, биоциды и тому подобные.
Жидкость-носитель обеспечивает среду для транспортировки других компонентов в пласт. Предпочтительно, жидкость-носитель является водой или соляным раствором. Могут быть включены подобранные органические или неорганические соли или смеси, при условии, что они совместимы со всеми компонентами в подушке, жидкостью разрыва, пластом и пластовыми флюидами. Растворы, содержащие от примерно 1 до примерно 7 вес.% хлорида калия (КС1) или хлорида аммония, часто применяются в качестве основной жидкости в жидкостях разрыва и подушках, чтобы стабилизировать глины и предотвратить набухание глин. Иногда используются другие солевые растворы или морская вода. Органическая катионная соль, такая, как, в частности, тетраметиламмонийхлорид, является эффективной солью, особенно (без ограничений) в концентрации от примерно 0,2 до примерно 0,5 вес.%.
Понизители водоотдачи также могут включать дополнительные твердые вещества, такие как (без ограничений) оксид магния, гидроксид алюминия, карбонат кальция (кальцит), оксалат кальция, фосфат кальция, метафосфат алюминия, натрий-цинк-калиевое полифосфатное стекло, натрий-кальциймагниевое полифосфатное стекло, асбест, гранулированный крахмал, гранулированная слюда, частицы пластмассы, твердый воск или полимерно-восковые частицы, твердые маслорастворимые частицы смолы, нерастворимые соли, медленно растворимые соли (такие, как хлорид натрия, если жидкость-носитель и пластовая вода имеют высокую ионную силу) и их смеси. Некоторые из них будут быстро растворяться в основании, а некоторые - нет. Некоторые будут в конце концов растворяться или распадаться со временем, некоторые - нет. Нет необходимости в растворении всей фильтрационной корки, или даже, в рас- 8 007835 творении всего твердого растворимого в основаниях материала в фильтрационной корке. Необходимо только, чтобы растворилось достаточно фильтрационной корки, чтобы водоотдача повысилась до точки, в которой наступает экранирование.
Смеси одного или более твердых, растворимых в основаниях, материалов и одного или более других компонентов понизителя водоотдачи могут быть чисто физическими смесями отдельных частиц отдельных компонентов. Смеси могут также быть получены так, чтобы один или более твердый, растворимый в основаниях материал и тот или другой компонент понизителя водоотдачи находились в каждой частице. Это может быть сделано, в качестве неограничивающего примера, путем покрытия другого компонента-понизителя водоотдачи твердым, растворимым в основаниях материалом, или путем нагрева физической смеси до расплавления твердого, растворимого в основаниях материала, тщательного перемешивания, охлаждения и измельчения. Например, обычной практикой в промышленности является совместная экструзия полимеров с неорганическими наполнителями, такими как тальк или карбонаты, чтобы они изменили оптические, тепловые и/или механические свойства. Такие смеси полимеров и твердых веществ обычно называют наполненными полимерами. Когда другой компонент - понизитель водоотдачи полностью заключен в твердом, растворимом в основаниях материале, другой компонент понизитель водоотдачи может быть водорастворимым, например, ортоборной кислотой или бурой. В любом случае, предпочтительно, чтобы распределение компонентов в смеси было как можно более однородным. Относительные количества компонентов могут подбираться для конкретной ситуации, чтобы регулировать скорость реакции твердого, растворимого в основании, материала. Самыми важными факторами будут температура, при которой будет проведена обработка, рН водного флюида или флюидов, с которыми будет контактировать смесь, и время, желательное для растворения смеси.
Твердый, растворимый в основаниях, материал или смесь твердого, растворимого в основаниях материала и другого компонента-понизителя водоотдачи могут быть получены в различных твердых формах, включая (без ограничений) волокна, шарики, пленки, ленты и пластинки. Преимущество способа по настоящему изобретению состоит в том, что для обработки заданного нефтяного месторождения подходящий твердый, растворимый в основаниях, материал может быть легко выбран из многих доступных материалов, которые имеют разные скорости гидролиза и растворения. Скорость растворения конкретного твердого, растворимого в основаниях, материала при конкретной температуре и в контакте с флюидом или флюидами с конкретным значением рН легко определяется путем простого лабораторного эксперимента, подвергая твердый, растворимый в основаниях материал действию флюида или флюидов в условиях обработки. Естественно, твердый, растворимый в основаниях материал выбирают так, что он а) растворяется с желаемой скоростью и Ь) совместим с и не влияет на функцию других компонентов флюида.
Размер частиц индивидуальных компонентов смеси может быть одинаковым или разным. Размеры частиц зависят в первую очередь от распределения по размерам пор породы, на которую должна откладываться фильтрационная корка, и от условий, при которых будет происходить разрушение фильтрационной корки. Критерии и способы выбора оптимальных размеров частиц или распределений частиц по размерам для понизителей водоотдачи и компонентов фильтрационной корки хорошо известны. Скорости, при которых частицы заданного состава и размера будут растворяться в заданном основном флюиде при заданной температуре, могут быть определены из эксперимента. Размеры частиц или распределения по размерам могут быть выбраны как компромисс между размерами, которые оптимальны для регулирования водоотдачи или образования фильтрационной корки, и размерами, которые оптимальны для последующего растворения за желаемое время и при желаемой скорости.
Оптимальный размер или распределение по размерам и концентрации для регулирования водоотдачи могут быть определены путем выбора желаемых параметров утечки и измерения утечки на образцах намеченных жидкостей и образцах пласта или породы, похожей на пласт. Утечку определяют по выбросу, который представляет собой начальную быструю утечку флюида, прежде чем на поверхности трещины (или поверхности лабораторного образца) образуется барьер из фильтрационной корки, и по следующей утечке, которая происходит после образования фильтрационной корки и определяется вязкостью и коркообразующими свойствами флюида и его компонентов. Утечку обычно измеряют в единицах объема или массы на единицу площади в единицу времени; для фиксированной геометрии в лаборатории она может быть измерена просто массой или объемом как функцией времени. Измерение утечки и ее регулирование путем образования фильтрационной корки с помощью понизителя водоотдачи знакомы специалисту обычного уровня в области повышения продуктивности скважин и борьбы с поступлением песка.
Особое преимущество этих материалов состоит в том, что твердые, растворимые в основаниях, материалы и образующиеся продукты нетоксичны и биоразложимы. Многие из твердых, растворимых в основаниях, материалов по настоящему изобретению часто применяются в саморастворяющихся нитях для сшивания ран.
Изобретение осуществляется путем определения, иногда сначала из эксперимента, и обычно окончательно путем компьютерной имитации и моделирования, оптимального количества понизителя водоотдачи и стадии(ий), на которых он должен быть введен, чтобы образовалась подходящая фильтрационная корка. Специалист в области повышения продуктивности подземных скважин и пластов может легко
- 9 007835 сделать это, зная пласт и применяемые условия (особенно время и температуру). Процесс планирования может быть осуществлен, например, путем подгонки программы закачивания, в том числе итерационно, обычно моделированием, пока не будет предсказан желаемый результат. Понизитель водоотдачи всегда будет в подушке. Понизитель водоотдачи не обязательно должен присутствовать на всех стадиях, содержащих расклинивающий агент, или на какой-либо стадии, включающей расклинивающий агент, если удовлетворительная фильтрационная корка уже была образована. Тип или концентрация понизителя водоотдачи в подушке и разных стадиях с расклинивающим агентом могут быть различными.
Данное применение основания для растворения фильтрационной корки при операции разрыва противоположно тому, что делают обыкновенно при обычных разрывах, когда удаление фильтрационной корки во время работы нежелательно.
Обычно желательно, чтобы фильтрационная корка разрушалась после завершения стимулирования, чтобы уменьшить повреждение кожи поверхности трещины и обеспечить максимальный приток флюидов из вмещающей породы в трещину и, в конечном счете, в ствол скважины. Аналогично, желательно, чтобы фильтрационная корка, образованная при гравийной набивке, разрушалась. Это разрушение обычно происходит естественным путем, хотя и медленно, путем термических процессов или путем растворения фильтрационной корки в обычных суспензионных жидкостях, или путем включения разжижителей в жидкости-носители, или путем физических процессов, в частности путем обращения потока (при обработке поток идет из трещины внутрь пласта, а после начала добычи поток идет из пласта внутрь трещины). Поскольку намеренное разрушение фильтрационной корки по способу согласно настоящему изобретению можно осуществить намного быстрее и с более полным разрушением, добыча флюидов может быть начата сразу после операции и может вестись с большей скоростью, чем та, которую можно получить при других способах разрушения фильтрационной корки.
Использование волокон также часто намечается для помощи в инициировании Τ8Θ, причем волокно находится по меньшей мере в первых стадиях с расклинивающим агентом, и концентрация выбрана так, чтобы взвесь волокно/расклинивающий агент закупоривалась (не была бы больше подвижной) и создавала Τ8Θ, когда разрушение фильтрационной корки дойдет до точки, в которой эффективность флюида составляет, например, менее примерно 20%. Отметим, что количество волокна, необходимого для образования Τ8Θ в способе по данному изобретению, может быть меньше количества волокна, обычно использующегося при разрыве для предотвращения обратного притока расклинивающего агента, не вызывая Τ8Θ, так как в способе по данному изобретению для разрушения фильтрационной корки и, таким образом, для увеличения концентрации взвеси волокно/расклинивающий агент в трещине предпринимается другое действие. Другими словами, закупорке помогают, целенаправленно усиливая утечку. С другой стороны, количество используемого волокна может также быть выше, чем обычно используется для предотвращения обратного притока расклинивающего агента.
Обработку проводят обычным путем, используя обычное оборудование, химикаты и персонал, но с модифицированным оборудованием, чтобы дать возможность добавлять волокно, или другой материал, способствующий закупорке, если такой возможности еще не имеется и если один из вариантов осуществления, который должен применяться, не включает добавление волокна. Способы добавления волокна описаны в патентах США 5501275 и 5782300. Предпочтительно, но без ограничений, способ добавления волокна заключается в добавлении его во флюид одновременно с добавлением расклинивающего агента. Хотя использовался термин волокно, в качестве материалов, способствующих закупорке, могут применяться также и другие материалы, такие как иглы, фибриллированное волокно, пластинки и ленты, в частности, материалы с отношением длины к ширине больше, чем примерно три. Подходит любой органический или неорганический, натуральный или синтетический материал, который понижает подвижность взвеси жидкость/расклинивающий агент при своем осушении. Волокна с отношением длины к ширине более примерно трех будут более эффективными при смешении с расклинивающими агентами, так как они будут стремиться покинуть подушку из расклинивающего агента с более высокой проницаемостью.
Волокно или другой материал, способствующий закупорке, может быть добавлен в достаточно высокой концентрации, чтобы вызвать концевое экранирование трещины, как описано в патентной заявке США 10/214817 от 8 августа 2002 г., которая имеет общего правопреемника, что и настоящая заявка. Однако в настоящем изобретении материалы, способствующие закупорке, когда они используются, необязательно добавлять в количестве, достаточном, чтобы вызвать концевое экранирование трещины. Каждая из плотностей волокон, расклинивающих агентов и рабочих жидкостей может меняться, так что количество волокна, которое будет достаточно высоким, чтобы вызвать концевое экранирование трещины, самому или в комбинации с агентом разрушения фильтрационной корки, зависит от конкретного выбора волокон, расклинивающих агентов и жидкостей. Последующее обсуждение будет вестись в терминах водных жидкостей и предпочтительных волокон по настоящему изобретению - синтетических органических полимерных волокон с относительно низкими плотностями от примерно 1 до примерно 1,5 г/см3. Однако, могут также применяться и более плотные волокна, такие, как волокна, сделанные из неорганических материалов, такие, как стекло или керамика; такие волокна будут иметь плотности до двух или более раз превышающие плотности синтетических органических полимерных волокон. Количество волокон во взвеси жидкость/волокно/расклинивающий агент, необходимое, чтобы вызвать концевое экра
- 10 007835 нирование трещины при использовании в комбинации с фильтрационной коркой, содержащей твердый, растворимый в основаниях, материал, и последующее введение основания, наиболее тесно связано с объемом волокна на единицу объема смеси волокно/расклинивающий агент. Так, количество волокна, выраженное ниже, следует подбирать к плотностям конкретных используемых компонентов. Чем выше плотность волокна, тем выше необходимая весовая концентрация. Аналогично, отношение длины к ширине, длина и диаметр волокна по сравнению с диаметром расклинивающего агента, будут влиять на количество волокна (выраженное в весовых процентах жидкости во взвеси) во взвеси жидкость/волокно/расклинивающий агент, необходимое, чтобы вызвать концевое экранирование трещины. Более низкая весовая доля волокна (выраженная в весовых процентах от жидкости во взвеси) будет необходима, когда диаметр волокна понижен или увеличены длина и аспектное отношение. Такая подгонка доступна специалистам в данной области. Особенно предпочтительные, но без ограничений, волокна и другие материалы описаны в патентах США 5330005; 5439055; 5501275 и 5782300.
То, что здесь называется волокнами, может быть любым волокнистым материалом, таким, как натуральные органические волокна, синтетические органические волокна (в качестве неограничивающего примера: полиарамид или полиамид, или Νονοίοίά, или полимер типа Νονοίοίά), фибриллированные синтетические органические волокна, стекловолокно, углеродные волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические нити или их смеси. Волокнистый материал предпочтительно имеет длину примерно от 2 до примерно 30 нм и диаметр от примерно 10 до примерно 100 мкм, наиболее предпочтительно длину от примерно 2 до примерно 30 нм и длину от примерно 10 до примерно 100 мкм. Поперечное сечение волокна не обязательно должно быть круговым, и волокна не обязательно должны быть прямолинейными. Если применяются фибриллированные волокна, диаметры отдельных фибрилл должны быть намного меньше, чем вышеуказанные диаметры волокон. Однако, когда смесь жидкость разрыва/волокно/расклинивающий агент входит в пласт, расклинивающий агент и волокно будут концентрироваться из-за утечки флюида. При повышенных концентрациях волокно сильно увеличивает склонность взвеси к закупорке. Когда концентрация волокна увеличивается от примерно 4 до примерно 5 вес.% из-за утечки, взвесь имеет вид влажной пульпы. В лаборатории и в заводских испытаниях было показано, что от примерно 4 до примерно 5% синтетического органического полимерного волокна в жидкости может заблокировать щель шириной от 6 до 12 мм. Следовательно, когда волокно и расклинивающий агент концентрируются в трещине из-за утечки рабочей жидкости, взвесь будет иметь большую тенденцию к тому, чтобы смесь расклинивающий агент/волокно закупорилась и вызвала экранирование.
Количество синтетического органического полимерного волокна предпочтительно подбирают в диапазоне от примерно 0,5 до примерно 2 вес.%, чтобы учесть изменения в эффективности жидкости разрыва. Обычно 0,5 вес.% синтетического органического полимерного волокна не считается высоким и не должно вызывать экранирование. Однако одной задачей настоящего изобретения является применять такую концентрацию волокон, которая приведет к экранированию. В некоторых случаях, например, коэффициент утечки флюида относительно высок, а эффективность флюида низкая, то начальную концентрацию волокон можно уменьшить до примерно этого количества. Далее, концентрация может лежать в нормальном интервале для нормальной обработки, но она может быть высока для обсуждаемой обработки. С другой стороны, если эффективность флюида для гидроразрыва была бы необычно высока, то начальную концентрацию волокон следовало бы увеличить выше типичных 2%, чтобы вызвать концевое экранирование трещины. Таким образом, согласно настоящему изобретению диапазон концентрации синтетического органического полимерного волокна составляет от примерно 0,5 вес.% жидкости до примерно 3 вес.%, предпочтительно от примерно 1 до примерно 2 вес.%. В данном контексте под высокой концентрацией понимается концентрация конкретного волокна в конкретной комбинации жидкость/волокно/расклинивающий агент, достаточно высокая, чтобы очень существенно повысить вероятность экранирования в условиях обработки.
Хотя при обычном гидравлическом разрыве количество используемого волокна обычно определяется количеством используемого расклинивающего агента, так что количество волокна изменяется, если изменяется количество расклинивающего агента на разных стадиях, в способе по данному изобретению количество используемого волокна более часто определяется по количеству используемой жидкости, и более привычно использовать постоянное количество волокна от массы жидкости.
По мере увеличения жесткости или твердости волокна увеличивается и тенденция к инициированию закупорки и экранированию. Однако при повышении жесткости обращение с флюидом становится более трудным. Волокна различной жесткости или твердости легко доступны для приобретения. Кроме того, потери давления на трение при закачивании часто снижаются благодаря добавлению волокон. Это представляет дополнительную выгоду, особенно в комбинированных операциях разрыв/гравийная набивка, когда флюид часто закачивают через малые каналы и проходы. Выбор волокна может быть легко сделан специалистом в данной области с учетом анализа различных преимуществ и недостатков разных волокон в отношении стоимости, доступности, необходимой концентрации, легкости в обращении, эффекта на потери давления на трение и других факторов.
Хотя применение добавок волокна было описано здесь для помощи в инициировании Т8О, в рамках настоящего изобретения использовать волокна для более традиционной цели снижения или предотвра
- 11 007835 щения извлечения частиц. Хотя гравийная набивка или разрыв с последующей гравийной набивкой более часто проводят с экранированием на месте, в рамках настоящего изобретения применять такие флюиды и способы обработки, которые делаются без экранирования. Хотя изобретение было описано в терминах добычи углеводородов, в рамках настоящего изобретения применять растворы и способы в скважинах, предназначенных для добычи других флюидов, таких как вода или солевые растворы, и в нагнетательных скважинах, эксплуатационных скважинах и скважинах-хранилищах. Хотя изобретение было описано в терминах невспененных растворов, могут использоваться вспененные или возбужденные растворы (например, азотом, диоксидом углерода или их смесями); должна быть сделана корректировка концентраций всех компонентов флюида (включая волокно и расклинивающий агент) из-за любых последующих изменений в свойствах флюида. Следует также понимать, что растворы и способы по настоящему изобретению могут применяться, чтобы вызвать концевое экранирование трещины в нескольких трещинах, естественных трещинах или узких каналах или тому подобном, созданных при кислотной обработке. Любые способы по настоящему изобретению могут проводиться с гибкими трубами.
Может применяться любой расклинивающий агент (гравий), при условии, что он совместим с основанием и материалами, способствующими закупорке (если последние используются), пластом, флюидом и желаемыми результатами обработки. Такие расклинивающие агенты (гравий) могут быть натуральными или синтетическими, покрытыми или содержать химикаты; могут применяться более одного последовательно или в смеси разного размера или разных материалов. Расклинивающий агент и гравий в одной и той же или разных скважинах или обработках могут быть тем же самым материалом и/или того же размера, что и другой, и подразумевается, что термин расклинивающий агент в данном обсуждении включает гравий. Вообще, применяемый расклинивающий агент будет иметь средний размер частиц от примерно 0,15 до примерно 2,5 мм, более конкретно (без ограничений) типичный размер варьируется в интервале примерно 0,25-0,43, 0,43-0,85, 0,85-1,18, 1,18-1,70 мм и 1,70-2,36 мм. Обычно расклинивающий агент присутствует во взвеси в концентрации от примерно 0,12 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый литр жидкости-носителя, до примерно 3 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый литр жидкости-носителя, предпочтительно от примерно 0,12 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый литр жидкости-носителя, до примерно 1,5 кг расклинивающего агента, добавленного на каждый литр жидкости-носителя.
Могут быть включены любые добавки, обычно применяемые в таких обработках, опять же при условии, что они совместимы с другими компонентами и желаемыми результатами обработки. Такие добавки могут включать, без ограничений, антиоксиданты, ингибиторы коррозии, биоциды, буферы и т.д. Обработанные стволы скважин могут быть вертикальными, отклоненными или горизонтальными. Они могут быть завершены обсадной колонной и перфорациями или необсаженным стволом.
Следующее преимущество способа по настоящему изобретению состоит в том, что оператору не нужно планировать работу, которая создаст экранирование. Таким образом, в ситуациях, когда оператор не хочет снижать объем подушки, замедлять закачивание, снижать загрузку расклинивающего агента или делать другие проектные изменения, он все же может создавать экранирование по выбору путем добавления основания. Таким образом, хотя имеется свобода выбора планировать обработку так, чтобы была вероятность экранирования даже и без добавления основания, и затем добавлять основание, чтобы гарантировать экранирование, в рамках настоящего изобретения находится также и планирование обработки, которая с вероятностью не будет создавать экранирование без добавления основания, и затем добавлять основание. Также, в рамках данного изобретения находится планирование и начало закачивания, для которого не запланировано или не ожидается образование экранирования в какой-либо момент во время обработки, и затем во время обработки принятие решения о том, чтобы заставить обработку вызвать экранирование и, таким образом, добавить в этот момент основание и вызвать экранирование.
Следует отметить, что хотя нежелательно, чтобы экранирование происходило в стволе скважины, в кольцевом пространстве между экраном (если он имеется) и поверхностью ствола скважины, или в перфорациях, желательно, чтобы эти области были полностью заполнены к концу работы. То есть, желаемый результат - это создать экранирование в трещине (зарождение экранирования происходит в трещине), и затем заполнить (или набить) вышеупомянутые области расклинивающим агентом/гравием.
Следует понимать, что разжижители и активаторы разжижения также могут быть включены в план работ в целях разрушения поверхностно-активного загустителя в жидкости-носителе.
Разрушение загустителя должно произойти после разрушения фильтрационной корки, т. е. жидкость-носитель должна быть способна транспортировать расклинивающий агент до завершения обработки. Выбор разжижителей и активаторов разжижения и времени и концентрации их добавления должны быть согласованы с добавлением основания для разрушения фильтрационной корки. Предпочтительно, чтобы любой разжижитель или активатор разжижения (и любая другая добавка в систему) были нечувствительными к и совместимыми с основанием. Например, медленно действующий разжижитель, который недостаточно активен, чтобы разрушить фильтрационную корку во время работы, но достаточно активный, чтобы разрушить загуститель за допустимое время после прекращения закачки, может быть добавлен в любой момент в течение работы, независимо от добавления основания.
Данное изобретение может быть осуществлено на практике при любой температуре пласта, прини
- 12 007835 мая во внимание любое охлаждение, которое может произойти, при котором подушка и жидкости разрыва и их компоненты, в частности, УЕ8 и мицеллы в подушке и жидкости разрыва, имеют необходимые свойства, в частности, стабильность.
Пример 1.
Чтобы продемонстрировать один вариант осуществления настоящего изобретения, статическая ячейка фильтруемости (потери жидкости) была наполнена керном песчаника Вегеа проницаемостью 200 мД. Вязкоупругая жидкость, содержащая РОЛ, была получена путем диспергирования 0,5 вес.% РОЛ в воде, добавления 0,2% буфера сесквикарбоната натрия, чтобы удержать рН на значении около 10, и затем добавления 6 вес.% концентрата, который содержал около 40 вес.% эрукового амидопропилдиметилбетаина, примерно 5 вес.% хлорида натрия, примерно 22 вес.% изопропанола, примерно 1 вес.% сульфоната полинафталина и примерно 5 вес.% воды. Этот флюид был приготовлен в смесителе ^аппд при умеренной скорости. Используемая РОА была производства Эйрол! ТБР 6267, описанная поставщиком как кристаллический материал с температурой стеклования примерно 49° С, температурой плавления примерно от 200 до 210° С, молекулярным весом примерно 600, и средним размером частиц примерно от 8 до 15 мкм. Этот флюид прокачивался через керн при перепаде давления примерно 3,45 МПа в течение 20 мин. Масса, прошедшая через керн, была собрана на весах, и записывался вес как функция времени, как показано на фиг. 1. К концу 20 мин поток через ядро снизился до скорости менее 0,2 мл/мин. Через 20 мин жидкость в ячейке была заменена на простую вязкоупругую жидкость, но без какого-либо понизителя водоотдачи. В эту вторую жидкость добавляли каустик (ИаОН), чтобы поднять рН до приблизительно 13. На этом втором этапе фильтрационная корка, образованная на первом этапе, гидролизовалась. Когда поток через керн был возобновлен при перепаде давления примерно 3,45 МПа, водоотдача быстро увеличилась до большей скорости, чем наблюдавшаяся на первом этапе. Через 4 мин второго этапа скорость фильтрации составляла более 0,4 мл/мин.
В этом эксперименте первый этап испытания соответствовал начальной стадии с подушкой для реальной обработки, он показал, что частицы полигликолевой кислоты обеспечивают регулирование водоотдачи благодаря образованию фильтрационной корки. Второй этап показал, что введение флюида с высоким рН нарушает управление, растворяя по меньшей мере существенную часть фильтрационной корки и позволяя фильтрации возобновиться с повышенной скоростью. Этот второй этап соответствует стадии(ям) реальной обработки, на которых включают основание, например стадиям с расклинивающим агентом.
Пример 2.
Легкость гидролиза и растворения РОА ТБР 6267 производства Эйрол! была определена путем суспендирования образцов РОА в воде, доведенной до разных значений рН. 0,2 вес.% сесквикарбоната натрия использовали, чтобы установить рН 10. Для рН 12 жидкость подгоняли, добавляя КОН или ИаОН с идентичными результатами. Суспензии нагревали до желаемой температуры, удерживали при этой температуре в течение указанного времени без перемешивания и отмечали результаты. РОА считалась растворенной, когда она становилась невидимой в растворе невооруженным глазом. Результаты приведены в табл. 1, они показывают, как могут применяться простые эксперименты, чтобы определить рН, при котором заданный твердый, растворимый в основаниях, материал будет растворяться при заданной температуре за заданный период времени.
рн Температура, °С Время растворения
10 66 ~ 10 часов
12 66 < 1 час
10 116 < 1 час
Предшествующее описание частных вариантов осуществления настоящего изобретения не подразумевает полного списка всех возможных вариантов осуществления настоящего изобретения. Специалисты в данной области поймут, что могут быть сделаны модификации описанных здесь частных вариантов осуществления, которые охватываются объемом настоящего изобретения.

Claims (8)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ создания экранирования при повышающей добычу обработке подземного пласта, включающей закачивание взвеси расклинивающего агента в жидкости-носителе, загущенной вязкоупругим ПАВ, на который не действует основание, при давлении выше давления разрыва, с образованием одной или более трещин, включающий:
    а) введение жидкой подушки,
    - 13 007835
    b) введение жидкости-носителя, содержащей расклинивающий агент,
    c) образование фильтрационной корки, содержащей твердый, растворимый в основаниях, материал, и
    ά) разрушение твердого, растворимого в основаниях, материала основанием, вводя взвесь расклинивающего агента в жидкости-носителе, в котором или жидкая подушка, или по меньшей мере часть жидкости-носителя, или обе содержат твердый, растворимый в основаниях материал, который образует фильтрационную корку.
  2. 2. Способ гравийной набивки подземного пласта, включающий введение взвеси гравия в жидкостиносителе, загущенной вязкоупругим ПАВ, на который не действует основание, включающий:
    a) образование фильтрационной корки, содержащей твердый, растворимый в основаниях, материал, и
    b) разрушение фильтрационной корки основанием при введении взвеси гравия в жидкостиносителе.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором основание выбрано из алкоксидов щелочного металла, карбонатов щелочного металла, бикарбонатов щелочного металла, гидроксидов щелочного металла, гидроксида аммония или их смесей.
  4. 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором фильтрационная корка содержит понизитель водоотдачи, выбранный из водорастворимых полимеров, сшитых водорастворимых полимеров, асбеста, крахмала, карбоната кальция, слюды, частиц пластмассы, твердого воска, полимерно-восковых частиц, нерастворимых солей, медленно растворяющихся солей или их смесей, при условии, что по меньшей мере один компонент может быть раздробленным или растворенным.
  5. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором твердый, растворимый в основаниях материал выбран из лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидроксильную группу, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, сополимеров молочной кислоты с другими компонентами, содержащими гидроксильную группу, группу карбоновой или оксикарбоновой кислоты, или их смесей.
  6. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором твердый, растворимый в основаниях, материал смешан с твердым, реагирующим с кислотами, материалом, выбранным из гидроксида магния, карбоната магния, магний-кальциевого карбоната, карбоната кальция, гидроксида алюминия, оксалата кальция, фосфата кальция, метафосфата алюминия, натрий-цинк-калиевого полифосфатного стекла или натрий-кальций-магниевого полифосфатного стекла.
  7. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором одна или более из введенных жидкостей содержит материал, способствующий закупорке.
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором агент разрушения присутствует, когда образуется фильтрационная корка.
EA200600960A 2003-11-14 2004-11-11 Растворение фильтрационной корки EA007835B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/707,022 US7066260B2 (en) 2002-08-26 2003-11-14 Dissolving filter cake
PCT/IB2004/052396 WO2005047643A1 (en) 2003-11-14 2004-11-11 Dissolving filter cake

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200600960A1 EA200600960A1 (ru) 2006-10-27
EA007835B1 true EA007835B1 (ru) 2007-02-27

Family

ID=34590785

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200600960A EA007835B1 (ru) 2003-11-14 2004-11-11 Растворение фильтрационной корки

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7066260B2 (ru)
CN (1) CN1902376B (ru)
BR (1) BRPI0416525A (ru)
CA (1) CA2544834C (ru)
EA (1) EA007835B1 (ru)
GB (1) GB2423326B (ru)
OA (1) OA13324A (ru)
WO (1) WO2005047643A1 (ru)

Families Citing this family (156)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7140438B2 (en) * 2003-08-14 2006-11-28 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods of use in subterranean applications
US7168489B2 (en) * 2001-06-11 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester compositions and methods for reducing the viscosified treatment fluids
US7080688B2 (en) * 2003-08-14 2006-07-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for degrading filter cake
US7276466B2 (en) * 2001-06-11 2007-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for reducing the viscosity of a fluid
US7219731B2 (en) * 2002-08-26 2007-05-22 Schlumberger Technology Corporation Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7972997B2 (en) * 2002-09-20 2011-07-05 M-I L.L.C. Process for coating gravel pack sand with polymeric breaker
US6817414B2 (en) * 2002-09-20 2004-11-16 M-I Llc Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up
US20040231845A1 (en) 2003-05-15 2004-11-25 Cooke Claude E. Applications of degradable polymers in wells
US20090107684A1 (en) 2007-10-31 2009-04-30 Cooke Jr Claude E Applications of degradable polymers for delayed mechanical changes in wells
US7178596B2 (en) * 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US20050130848A1 (en) * 2003-06-27 2005-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7032663B2 (en) * 2003-06-27 2006-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7044224B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores
US7228904B2 (en) * 2003-06-27 2007-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well
US7044220B2 (en) * 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US8541051B2 (en) 2003-08-14 2013-09-24 Halliburton Energy Services, Inc. On-the fly coating of acid-releasing degradable material onto a particulate
US7497278B2 (en) * 2003-08-14 2009-03-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in a subterranean formation
US7674753B2 (en) 2003-09-17 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids and methods of forming degradable filter cakes comprising aliphatic polyester and their use in subterranean formations
US7833944B2 (en) 2003-09-17 2010-11-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions using crosslinked aliphatic polyesters in well bore applications
US7829507B2 (en) 2003-09-17 2010-11-09 Halliburton Energy Services Inc. Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations
US7318475B2 (en) * 2003-11-14 2008-01-15 Schlumberger Technology Corporation Matrix acidizing high permeability contrast formations
US7195068B2 (en) * 2003-12-15 2007-03-27 Halliburton Energy Services, Inc. Filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean operations
US7096947B2 (en) * 2004-01-27 2006-08-29 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid loss control additives for use in fracturing subterranean formations
US7036586B2 (en) * 2004-01-30 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean formations using crack resistant cement compositions
US7204312B2 (en) * 2004-01-30 2007-04-17 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores
US7156174B2 (en) * 2004-01-30 2007-01-02 Halliburton Energy Services, Inc. Contained micro-particles for use in well bore operations
US20050183741A1 (en) * 2004-02-20 2005-08-25 Surjaatmadja Jim B. Methods of cleaning and cutting using jetted fluids
US7172022B2 (en) * 2004-03-17 2007-02-06 Halliburton Energy Services, Inc. Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations
GB2412391A (en) * 2004-03-27 2005-09-28 Cleansorb Ltd Process for disruption of filter cakes
US8383557B2 (en) 2004-05-13 2013-02-26 Baker Hughes Incorporated Dual-functional breaker for hybrid fluids of viscoelastic surfactant and polymer
US7550413B2 (en) * 2004-05-13 2009-06-23 Baker Hughes Incorporated Fluid loss control agents for viscoelastic surfactant fluids
US9029299B2 (en) * 2004-05-13 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Methods and compositions for delayed release of chemicals and particles
US20050257932A1 (en) * 2004-05-19 2005-11-24 Davidson Eric A Filter cake degradation compositions and associated methods
US20060032633A1 (en) * 2004-08-10 2006-02-16 Nguyen Philip D Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers
US7275596B2 (en) * 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7299869B2 (en) * 2004-09-03 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Carbon foam particulates and methods of using carbon foam particulates in subterranean applications
US7553800B2 (en) * 2004-11-17 2009-06-30 Halliburton Energy Services, Inc. In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations
US7648946B2 (en) 2004-11-17 2010-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of degrading filter cakes in subterranean formations
US20060169182A1 (en) * 2005-01-28 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US8030249B2 (en) * 2005-01-28 2011-10-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials
US20080009423A1 (en) * 2005-01-31 2008-01-10 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7267170B2 (en) * 2005-01-31 2007-09-11 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading fibers and associated methods of use and manufacture
US7353876B2 (en) * 2005-02-01 2008-04-08 Halliburton Energy Services, Inc. Self-degrading cement compositions and methods of using self-degrading cement compositions in subterranean formations
US20060172894A1 (en) * 2005-02-02 2006-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US8598092B2 (en) * 2005-02-02 2013-12-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations
US7216705B2 (en) * 2005-02-22 2007-05-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US7677315B2 (en) 2005-05-12 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7608567B2 (en) * 2005-05-12 2009-10-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7662753B2 (en) * 2005-05-12 2010-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable surfactants and methods for use
US7967068B2 (en) * 2005-09-15 2011-06-28 Baker Hughes Incorporated Particles in oil for viscoelastic surfactant gelled fluids
US7713916B2 (en) 2005-09-22 2010-05-11 Halliburton Energy Services, Inc. Orthoester-based surfactants and associated methods
US9034806B2 (en) * 2005-12-05 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Viscoelastic surfactant rheology modification
US8236904B2 (en) * 2005-12-28 2012-08-07 Ethicon, Inc. Bioabsorbable polymer compositions exhibiting enhanced crystallization and hydrolysis rates
US20070149640A1 (en) * 2005-12-28 2007-06-28 Sasa Andjelic Bioabsorbable polymer compositions exhibiting enhanced crystallization and hydrolysis rates
US7691789B2 (en) * 2006-03-31 2010-04-06 Schlumberger Technology Corporation Self-cleaning well control fluid
US8133587B2 (en) * 2006-07-12 2012-03-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using
US8003214B2 (en) 2006-07-12 2011-08-23 Georgia-Pacific Chemicals Llc Well treating materials comprising coated proppants, and methods
US8329621B2 (en) 2006-07-25 2012-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulates and associated methods
GB2454411B (en) * 2006-07-27 2011-05-11 Baker Hughes Inc Friction loss reduction in viscoelastic surfactant fracturing fluids using low molecular weight water-soluble polymers
US9034802B2 (en) * 2006-08-17 2015-05-19 Schlumberger Technology Corporation Friction reduction fluids
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7398829B2 (en) * 2006-09-18 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7779915B2 (en) * 2006-09-18 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7678742B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7687438B2 (en) 2006-09-20 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US7678743B2 (en) 2006-09-20 2010-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Drill-in fluids and associated methods
US9157022B2 (en) 2006-09-29 2015-10-13 Baker Hughes Incorporated Fluid loss control in viscoelastic surfactant fracturing fluids using water soluble polymers
US20080161209A1 (en) * 2006-09-29 2008-07-03 Baker Hughes Incorporated Fluid Loss Control in Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids Using Water Soluble Polymers
US7565929B2 (en) * 2006-10-24 2009-07-28 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion
US9120963B2 (en) * 2006-11-08 2015-09-01 Schlumberger Technology Corporation Delayed water-swelling materials and methods of use
US7686080B2 (en) 2006-11-09 2010-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Acid-generating fluid loss control additives and associated methods
US7681644B2 (en) * 2006-11-13 2010-03-23 Exxonmobil Upstream Research Company Managing lost returns in a wellbore
US7786051B2 (en) * 2006-12-07 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations
US9085727B2 (en) 2006-12-08 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
US8757259B2 (en) * 2006-12-08 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7581590B2 (en) 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8636065B2 (en) 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8763699B2 (en) 2006-12-08 2014-07-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7947627B2 (en) 2006-12-14 2011-05-24 Schlumberger Technology Corporation Fluid loss control agent with triggerable removal mechanism
US8220548B2 (en) 2007-01-12 2012-07-17 Halliburton Energy Services Inc. Surfactant wash treatment fluids and associated methods
US8695708B2 (en) * 2007-03-26 2014-04-15 Schlumberger Technology Corporation Method for treating subterranean formation with degradable material
US20080236832A1 (en) * 2007-03-26 2008-10-02 Diankui Fu Method for Treating Subterranean Formation
US9393602B2 (en) * 2007-05-04 2016-07-19 Solutions-Ies Inc. In situ PH adjustment for soil and groundwater remediation
US8058213B2 (en) * 2007-05-11 2011-11-15 Georgia-Pacific Chemicals Llc Increasing buoyancy of well treating materials
US7754659B2 (en) * 2007-05-15 2010-07-13 Georgia-Pacific Chemicals Llc Reducing flow-back in well treating materials
MX2009012454A (es) * 2007-05-22 2009-12-01 Schlumberger Technology Bv Metodo para mejorar la conductividad de una fractura en el espacio entre pilares de sosten.
US7784541B2 (en) * 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US20090038799A1 (en) * 2007-07-27 2009-02-12 Garcia-Lopez De Victoria Marieliz System, Method, and Apparatus for Combined Fracturing Treatment and Scale Inhibition
US8006760B2 (en) 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US7934553B2 (en) 2008-04-21 2011-05-03 Schlumberger Technology Corporation Method for controlling placement and flow at multiple gravel pack zones in a wellbore
US7735559B2 (en) 2008-04-21 2010-06-15 Schlumberger Technology Corporation System and method to facilitate treatment and production in a wellbore
US7906464B2 (en) 2008-05-13 2011-03-15 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for the removal of oil-based filtercakes
RU2528648C2 (ru) * 2008-08-21 2014-09-20 Шлюмберже Текноложи Б. В. Способ обработки подземного пласта
US7833943B2 (en) 2008-09-26 2010-11-16 Halliburton Energy Services Inc. Microemulsifiers and methods of making and using same
US7931084B2 (en) * 2008-10-14 2011-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for treating a subterranean formation by introducing a treatment fluid containing a proppant and a swellable particulate and subsequently degrading the swellable particulate
US20100167965A1 (en) * 2008-12-26 2010-07-01 Bp Corporation North America Inc. Amphiphobic Proppant
US7998910B2 (en) 2009-02-24 2011-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use
US9139759B2 (en) * 2009-04-02 2015-09-22 Schlumberger Technology Corporation Method of treating a subterranean formation with combined breaker and fluid loss additive
US20100273685A1 (en) * 2009-04-22 2010-10-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and composition relating to the chemical degradation of degradable polymers
US9290689B2 (en) * 2009-06-03 2016-03-22 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated tracers
US8393395B2 (en) * 2009-06-03 2013-03-12 Schlumberger Technology Corporation Use of encapsulated chemical during fracturing
US8162056B2 (en) * 2009-06-17 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills
US8181702B2 (en) * 2009-06-17 2012-05-22 Schlumberger Technology Corporation Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for fluid loss control
US8082992B2 (en) * 2009-07-13 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of fluid-controlled geometry stimulation
US9103200B2 (en) * 2009-08-26 2015-08-11 Schlumberger Technology Corporation Rate induced diversion for multi-stage stimulation
US20110186293A1 (en) * 2010-02-01 2011-08-04 Gurmen M Nihat Use of reactive solids and fibers in wellbore clean-out and stimulation applications
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US9475014B2 (en) 2010-05-28 2016-10-25 Schlumberger Technology Corporation Blending system and method for preparing emulsions
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US20160257872A9 (en) * 2010-09-17 2016-09-08 Schlumberger Technology Corporation Solid state dispersion
US20120067581A1 (en) * 2010-09-17 2012-03-22 Schlumberger Technology Corporation Mechanism for treating subteranean formations with embedded additives
CN103154182B (zh) * 2010-10-14 2015-09-30 株式会社吴羽 石油钻井辅助用分散液
MX349072B (es) * 2010-11-12 2017-07-07 Schlumberger Technology Bv Metodo para mejorar la unión de las fibras.
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US20130087340A1 (en) * 2011-01-13 2013-04-11 Conocophillips Company Chemomechanical treatment fluids and methods of use
US20120279714A1 (en) * 2011-05-04 2012-11-08 Timothy Lesko Chemical line flush systems
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US20130126169A1 (en) 2011-11-23 2013-05-23 Saudi Arabian Oil Company Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation
US9334721B2 (en) 2011-12-23 2016-05-10 Saudi Arabian Oil Company Method of using a non-acidic stimulation fluid in high temperature sandstone formations
CA2861645C (en) 2012-01-17 2018-05-15 Mohammed Nasser Al-Dahlan Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
CA2870879C (en) 2012-05-29 2020-04-07 Saudi Arabian Oil Company Enhanced oil recovery by in-situ steam generation
US9080094B2 (en) * 2012-08-22 2015-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations
US10240436B2 (en) 2012-09-20 2019-03-26 Schlumberger Technology Corporation Method of treating subterranean formation
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9328280B2 (en) * 2013-05-08 2016-05-03 Chevron Phillips Chemical Company Lp Additives for oil-based drilling fluids
CN104212426A (zh) * 2013-06-05 2014-12-17 中国石油天然气股份有限公司 包裹型调剖降解剂
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
WO2015020656A1 (en) 2013-08-08 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Diverting resin for stabilizing particulate in a well
CA2943635C (en) 2014-04-17 2019-03-12 Saudi Arabian Oil Company Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10053614B2 (en) 2014-04-17 2018-08-21 Saudi Arabian Oil Company Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US10308862B2 (en) 2014-04-17 2019-06-04 Saudi Arabian Oil Company Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment
US9488042B2 (en) * 2014-04-17 2016-11-08 Saudi Arabian Oil Company Chemically-induced pulsed fracturing method
US10011764B2 (en) * 2015-02-12 2018-07-03 Halliburton Energy Services, Inc. Porous cement composition for propping fractures open
US20170088763A1 (en) * 2015-09-29 2017-03-30 M-I L.L.C. Internal breaker compositions for wellbore applications
US10989029B2 (en) 2015-11-05 2021-04-27 Saudi Arabian Oil Company Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs
GB2561298B (en) * 2015-12-30 2022-04-13 Halliburton Energy Services Inc Hydrophobically-treated particulates for improved fluid rheology
GB2557835B (en) * 2015-12-30 2022-04-06 Halliburton Energy Services Inc Hydrophobizing treatments and agents and methods of use in subterranean formations
AU2017206066B2 (en) 2016-01-07 2020-04-02 M-I L.L.C. Methods of logging
AU2017410799A1 (en) * 2017-04-21 2019-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Hydrobically treated particulates for improved return permeability
CN108952663B (zh) * 2018-08-15 2019-10-18 中国石油大学(北京) 采用间歇压裂方式产生复杂缝网的现场压裂方法
CN113803045A (zh) * 2020-06-17 2021-12-17 中国石油化工股份有限公司 一种提高页岩气采收率的方法及其模拟实验方法
CN111878039A (zh) * 2020-08-03 2020-11-03 核工业北京化工冶金研究院 一种原地浸出采铀的洗井方法
US11739616B1 (en) 2022-06-02 2023-08-29 Saudi Arabian Oil Company Forming perforation tunnels in a subterranean formation
US11732180B1 (en) 2022-11-30 2023-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Treatment composition including a polylactic acid for a well and method relating thereto

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3353600A (en) * 1966-02-10 1967-11-21 Exxon Production Research Co Method for plugging perforations
US3516496A (en) * 1968-07-29 1970-06-23 Shell Oil Co Well completion and workover fluid and method of use thereof
US5325921A (en) * 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
WO2003023177A2 (en) * 2001-09-11 2003-03-20 Sofitech N.V. Methods for controlling screenouts
US20030062160A1 (en) * 2001-09-11 2003-04-03 Boney Curtis L. Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
US20030106690A1 (en) * 2001-10-31 2003-06-12 Boney Curtis L. Methods for controlling screenouts
WO2004037946A1 (en) * 2002-10-28 2004-05-06 Schlumberger Canada Limited Self-destructing filter cake

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4848467A (en) 1988-02-16 1989-07-18 Conoco Inc. Formation fracturing process
US4957165A (en) 1988-02-16 1990-09-18 Conoco Inc. Well treatment process
US4986355A (en) 1989-05-18 1991-01-22 Conoco Inc. Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker
CA2119316C (en) 1993-04-05 2006-01-03 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5330005A (en) 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5964295A (en) 1996-10-09 1999-10-12 Schlumberger Technology Corporation, Dowell Division Methods and compositions for testing subterranean formations
US5782300A (en) 1996-11-13 1998-07-21 Schlumberger Technology Corporation Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation
US6258859B1 (en) 1997-06-10 2001-07-10 Rhodia, Inc. Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use
US5979555A (en) 1997-12-02 1999-11-09 Akzo Nobel Nv Surfactants for hydraulic fractoring compositions
GB2372058B (en) 2001-02-13 2004-01-28 Schlumberger Holdings Viscoelastic compositions

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3353600A (en) * 1966-02-10 1967-11-21 Exxon Production Research Co Method for plugging perforations
US3516496A (en) * 1968-07-29 1970-06-23 Shell Oil Co Well completion and workover fluid and method of use thereof
US5325921A (en) * 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
WO2003023177A2 (en) * 2001-09-11 2003-03-20 Sofitech N.V. Methods for controlling screenouts
US20030062160A1 (en) * 2001-09-11 2003-04-03 Boney Curtis L. Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts
US20030106690A1 (en) * 2001-10-31 2003-06-12 Boney Curtis L. Methods for controlling screenouts
WO2004037946A1 (en) * 2002-10-28 2004-05-06 Schlumberger Canada Limited Self-destructing filter cake

Also Published As

Publication number Publication date
CA2544834A1 (en) 2005-05-26
EA200600960A1 (ru) 2006-10-27
GB0608115D0 (en) 2006-06-07
GB2423326A (en) 2006-08-23
BRPI0416525A (pt) 2007-01-09
CA2544834C (en) 2010-02-02
US20040094300A1 (en) 2004-05-20
OA13324A (en) 2007-04-13
US7066260B2 (en) 2006-06-27
CN1902376B (zh) 2012-02-01
CN1902376A (zh) 2007-01-24
GB2423326B (en) 2007-02-21
WO2005047643A1 (en) 2005-05-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA007835B1 (ru) Растворение фильтрационной корки
US7265079B2 (en) Self-destructing filter cake
US9080440B2 (en) Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US9670764B2 (en) Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
RU2496977C2 (ru) Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину
US8763699B2 (en) Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
RU2608372C2 (ru) Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта
US7581590B2 (en) Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7219731B2 (en) Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems
US20120305247A1 (en) Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
EA005718B1 (ru) Способы управления выпадением расклинивающего материала при гидравлическом разрыве пласта
MX2012008854A (es) Uso de fibras y solidos reactivos en aplicaciones de estimulacion y limpieza de pozos.
WO2017100222A1 (en) Method and composition for controlling fracture geometry
WO2013147796A1 (en) Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
WO2010001323A1 (en) System, method, and apparatus for injection well clean-up operations
MXPA06014861A (en) Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid system

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Registration of a licence in a contracting state
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU