EA011447B1 - Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте - Google Patents
Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте Download PDFInfo
- Publication number
- EA011447B1 EA011447B1 EA200702563A EA200702563A EA011447B1 EA 011447 B1 EA011447 B1 EA 011447B1 EA 200702563 A EA200702563 A EA 200702563A EA 200702563 A EA200702563 A EA 200702563A EA 011447 B1 EA011447 B1 EA 011447B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- proppant
- fracture
- fluid
- placement
- delivery
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 103
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 claims abstract description 39
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 46
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 25
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 12
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims description 9
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 4
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 28
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 4
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 4
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 239000002888 zwitterionic surfactant Substances 0.000 description 4
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 3
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 3
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 3
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 3
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 3
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- -1 galactose sugars Chemical class 0.000 description 2
- 239000010903 husk Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N phthalic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1C(O)=O XNGIFLGASWRNHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 2-[(2-{[3,5-dihydroxy-2-(hydroxymethyl)-6-phosphanyloxan-4-yl]oxy}-3,5-dihydroxy-6-({[3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxy}methyl)oxan-4-yl)oxy]-3,5-dihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-4-yl phosphinite Chemical compound OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(OC2C(C(OP)C(O)C(CO)O2)O)C(O)C(OC2C(C(CO)OC(P)C2O)O)O1 FEBUJFMRSBAMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M Aminoacetate Chemical compound NCC([O-])=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000144725 Amygdalus communis Species 0.000 description 1
- 244000144730 Amygdalus persica Species 0.000 description 1
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 description 1
- 241000723418 Carya Species 0.000 description 1
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 0.000 description 1
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241000758791 Juglandaceae Species 0.000 description 1
- 241000207836 Olea <angiosperm> Species 0.000 description 1
- 241000219000 Populus Species 0.000 description 1
- 241000283080 Proboscidea <mammal> Species 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M Propionate Chemical compound CCC([O-])=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000018633 Prunus armeniaca Species 0.000 description 1
- 235000009827 Prunus armeniaca Nutrition 0.000 description 1
- 235000006040 Prunus persica var persica Nutrition 0.000 description 1
- 241000219492 Quercus Species 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000020113 brazil nut Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920003090 carboxymethyl hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000280 densification Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000006259 organic additive Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013439 planning Methods 0.000 description 1
- 235000021018 plums Nutrition 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010223 real-time analysis Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M sodium cyanate Chemical compound [Na]OC#N ZVCDLGYNFYZZOK-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- MEYZYGMYMLNUHJ-UHFFFAOYSA-N tunicamycin Natural products CC(C)CCCCCCCCCC=CC(=O)NC1C(O)C(O)C(CC(O)C2OC(C(O)C2O)N3C=CC(=O)NC3=O)OC1OC4OC(CO)C(O)C(O)C4NC(=O)C MEYZYGMYMLNUHJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Instructional Devices (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Раскрыты система и способ для неоднородного размещения проппанта в трещине (12) в подземном пласте (18). Система включает в себя устройство (10) для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину (12), датчик (20) для измерения геометрии трещины и компьютер (24), осуществляющий связь с датчиком (20). Компьютер (24) включает в себя программный инструмент для построения в реальном времени модели (38) для неоднородного размещения проппанта в трещине (12) на основании данных измерений, произведенных датчиком (20), и программный инструмент для разработки и обновления схемы размещения проппанта (42) для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину (12) в соответствии с моделью. Канал управления между компьютером (24) и системой доставки (10) позволяет системе доставки (10) регулировать доставку проппанта и текучей среды для обработки пласта согласно обновленной схеме размещения проппанта.
Description
Область применения
Настоящее изобретение относится, в целом, к области гидравлического разрыва геологических пластов и, в частности, к системе и способу для повышения проницаемости трещины путем неоднородного размещения проппанта.
Предшествующий уровень техники
Гидравлический разрыв является основным инструментом для повышения продуктивности скважины за счет создания или продления каналов высокой проницаемости от ствола скважины к коллектору. Эта операция в основном осуществляется путем гидравлического нагнетания жидкости для гидроразрыва в ствол скважины, проникающий в геологический пласт, и воздействия жидкостью для гидроразрыва на толщу пласта под давлением. Толща пласта или порода под действием жидкости растрескивается и разрывается. Проппант помещается в трещину во избежание смыкания трещины и, таким образом, улучшает течение добываемой текучей среды, т.е. нефти, газа или воды.
Эффективность гидравлического разрыва пласта связана с проницаемостью трещины, т.е. способностью текучих сред вытекать из пласта через уплотнение проппанта. Иными словами, уплотнение или матрица проппанта может иметь высокую проницаемость относительно пласта, позволяющую текучей среде втекать с низким сопротивлением в ствол скважины.
В традиционных операциях гидроразрыва использовались методы повышения проницаемости уплотнения проппанта за счет повышения пористость внутренних каналов между соседними частицами проппанта в матрице проппанта. Эти традиционные операции призваны распределять пористость и внутренние каналы как можно более равномерно в консолидированной матрице проппанта, заполняющей трещину, и, таким образом, используют процедуры однородного размещения проппанта, по существу, для равномерного распределения проппантного и непроппантного материалов, обеспечивающих пористость, в трещине.
Последний подход к повышению гидропроводности трещины состоит в попытке образования скоплений проппанта в трещине, в отличие от построения непрерывного уплотнения проппанта. В патенте США № 6776235 раскрыт способ гидравлического разрыва подземного пласта с использованием перемежающихся порций жидкости для гидроразрыва, содержащей проппант, отличающихся скоростью осаждения проппанта, для формирования скоплений проппанта в виде целиков, которые препятствуют смыканию трещины. Этот способ может, например, предусматривать попеременную подачу жидкости для гидроразрыва, обогащенной проппантом и не содержащей проппант, для создания скоплений проппанта в трещине и открытых каналов между ними для протекания пластовых текучих сред. Таким образом, операции по гидравлическому разрыву пласта приводят к неоднородному размещению проппанта (НРР) и образованию «камерно-столбовой» конфигурации в трещине, вместо однородного размещения проппанта и консолидированного уплотнения проппанта. Количество проппанта, осаждаемого в трещине в ходе каждой стадии НРР, регулируется путем изменения характеристик переноса флюида (например, вязкости и упругости), плотностей, диаметров и концентраций проппанта и темпа закачки жидкости для гидроразрыва.
Методы размещения проппанта на основании геометрии трещины были разработаны для использования в ходе традиционных операций уплотнения проппанта. Однако неоднородное размещение проппанта представляет значительно большую трудность, и в технике до сих пор продолжается поиск путей усовершенствования методов неоднородного размещения проппанта. На практике следуют заранее определенной схеме нагнетания проппанта, которая, как предполагается, приводит к желаемой геометрии трещины. Известные операции неоднородного размещения проппанта, отвечающие уровню техники, нуждаются в оценивании в реальном времени фактической геометрии трещины и, при необходимости, возможности изменения или регулировки схемы размещения проппанта для улучшения окончательной геометрии трещины.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение позволяет добиться неоднородного размещения проппанта (НРР) в трещине в подземном пласте с использованием автоматизированной процедуры и системы с обратной связью в реальном времени на основании измерения геометрии трещины по мере осуществления гидроразрыва пласта для обновления схемы размещения проппанта. Идеализированную, прогнозируемую модель размещения проппанта можно обновлять посредством наблюдения размещения проппанта и соответствующей регулировки параметров закачки проппанта в ходе операции гидроразрыва. Таким образом, изобретение позволяет чаще добиваться успеха и в большей степени повышать проницаемость трещины для потока пластовых флюидов в эксплуатационную скважину.
Вариант осуществления системы для неоднородного размещения проппанта в трещине в подземном пласте может включать в себя устройство для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину, датчик для измерения геометрии трещины и компьютер, осуществляющий связь с датчиком. Компьютер может включать в себя программный инструмент для построения в реальном времени модели для неоднородного размещения проппанта в трещине на основании данных измерений, произведенных датчиком, и программный инструмент для разработки и обновления схемы размещения проппанта для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину в соответствии с моделью.
- 1 011447
Можно предусмотреть канал управления между компьютером и устройством для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта согласно обновленной схеме размещения проппанта.
Согласно варианту осуществления устройство доставки может включать в себя насос, мешалку, смеситель и т.п.
Согласно варианту осуществления смеситель может включать в себя смеситель программируемой оптической плотности, трубчатый смеситель и т.п. или их комбинацию.
Согласно варианту осуществления датчик может включать в себя датчик давления, сейсмический датчик, датчик наклона, датчик радиоактивности, магнитный датчик, электромагнитный датчик и т.п. или их комбинацию. Вариант осуществления может включать в себя массив датчиков.
Согласно варианту осуществления устройство доставки может включать в себя шумный зернистый материал и датчик может включать в себя датчик шума для регистрации детонации, возгорания или экзотермической реакции шумного зернистого материала.
Согласно варианту осуществления система может включать в себя передатчик позиции, связанный с датчиком, и приемник, осуществляющий связь с компьютером, для приема данных от передатчика.
Вариант осуществления способа неоднородного размещения проппанта в подземном пласте может включать в себя следующие этапы:
(а) построение первоначальной модели для неоднородного размещения проппанта в трещине в пласте;
(б) разработку первоначальной схемы размещения проппанта для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину, прогнозируемую для получения первоначальной модели;
(в) доставку проппанта в трещину согласно первоначальной схеме размещения проппанта;
(г) измерение геометрии трещины в ходе доставки проппанта;
(д) обновление модели согласно измерениям геометрии;
(е) обновление схемы размещения проппанта согласно обновленной модели и доставку проппанта согласно обновленной схеме размещения проппанта и (ж) повторение этапов (г)-(е) для завершения доставки проппанта.
Согласно варианту осуществления параметры модели могут включать в себя механические свойства пласта, например модуль Юнга, коэффициент Пуассона, эффективное напряжение пласта и пр. и их комбинацию.
Согласно варианту осуществления проппант можно доставлять порциями. Схема размещения проппанта может включать в себя порции проппанта, перемежающиеся с текучей средой, обедненной проппантом. Вариант осуществления может включать в себя фазирование доставки проппанта в смесителе программируемой оптической плотности, трубчатом смесителе и т. п. или их комбинации. Вариант осуществления может включать в себя изменение расхода при доставке текучей среды. Согласно варианту осуществления доставка может включать в себя автоматические управление нагнетанием и смешиванием проппанта и текучей среды для обработки пласта.
Согласно варианту осуществления построение и обновление модели может включать в себя определение количества проппанта для доставки и/или определение размеров трещины.
Согласно варианту осуществления текучая среда для обработки пласта может включать в себя триггер неоднородности для неоднородного размещения проппанта. Триггер неоднородности может представлять собой химический триггер неоднородности и/или физический триггер неоднородности. Согласно варианту осуществления триггер неоднородности может включать в себя волокна.
Вариант осуществления может включать в себя формирование скоплений проппанта с открытыми каналами между кластерами.
Согласно варианту осуществления схема размещения проппанта может дополнительно включать в себя изменение профиля концентрации проппанта в текучей среде для обработки пласта, который может изменяться согласно методу дисперсии.
Согласно варианту осуществления профиль концентрации проппанта может изменяться для подавления формирования точек выклинивания.
Согласно варианту осуществления геометрические измерения могут включать в себя сейсмический мониторинг.
Согласно варианту осуществления обновление модели может включать в себя определение увеличения трещины согласно расчетам материального баланса, измерениям реакции на изменение давления, измерениям сейсмических событий и т.п. или их комбинации.
Вариант осуществления может дополнительно включать в себя обеспечение смыкания трещины. Вариант осуществления может дополнительно включать в себя добычу текучей среды из пласта.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана схема компонентов системы неоднородного размещения проппанта (НРР) согласно варианту осуществления изобретения;
на фиг. 2 - схема компьютерного программного обеспечения и ее входных устройств согласно варианту осуществления изобретения;
на фиг. 3 - схема работы комплекта компьютерного программного обеспечения с коррекцией вы
- 2 011447 клинивания согласно варианту осуществления изобретения;
на фиг. 4 - схема последовательности этапов НРР в геологическом пласте согласно варианту осуществления изобретения;
на фиг. 5 - график, демонстрирующий концентрацию проппанта согласно схеме размещения проппанта, для текучей среды для гидроразрыва пласта, используемого в традиционной операции гидроразрыва, с использованием непрерывно возрастающей закачки проппанта, в сравнении с гидроразрывом НРР с использованием импульсной закачки проппанта.
На фиг. 6 - график, демонстрирующий концентрацию проппанта, согласно схеме размещения проппанта для текучей среды для гидроразрыва пласта, используемого в традиционной операции гидроразрыва, с использованием ступенчатого изменения закачки проппанта, в сравнении с гидроразрывом НРР с использованием импульсной закачки проппанта.
Подробное описание
Описание и примеры представлены исключительно в целях иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления изобретения, но не в порядке ограничения объема и сферы применения изобретения. Хотя составы, используемые в настоящем изобретении, описаны здесь как содержащие определенные материалы, следует понимать, что состав может, в необязательном порядке, содержать два или более химически различных материала. Кроме того, состав также может содержать некоторые компоненты помимо упомянутых. В сущности изобретения и этом подробном описании каждое численное значение следует читать один раз как измененное термином около (если оно уже явно не изменено) и затем читать снова как неизмененное, если в контексте не указано обратное.
Измерения в реальном времени означают измерения, в которых данные передаются на поверхность вскоре после регистрации, и не обязаны включать в себя все записанные данные измерений. В настоящем изобретении измерения в реальном времени могут производиться в ходе операции гидроразрыва для обновления операции размещения проппанта для управления окончательной геометрией трещины. Микросейсмический или пассивный сейсмический означают слабые сотрясения земли. Шумный зернистый материал означает материал, достаточно малый, чтобы его можно было закачивать в ходе гидравлического разрыва пласта, но достаточно энергоемкий для генерации сигнала, который может регистрироваться геофонами или акселерометрами, установленными в скважине, обрабатываемой гидроразрывом, в одной или нескольких наблюдательных скважинах, или на поверхности.
Неоднородное размещение проппанта (НРР) радикально отличается от традиционных способов гидравлического разрыва пласта. В патентной заявке США № 11/608686 от Ьекко и др. раскрыт способ и состав НРР. При традиционном гидравлическом разрыве пласта уплотнение проппанта служит двум целям: поддержание расклиненной трещины в открытом состоянии и обеспечение пористого канала для потока текучей среды в трещине. Как и в традиционных операциях по гидравлическому разрыву пласта, проппант в НРР-обработке призван сохранять трещину открытой, но иным способом, чем в традиционных операциях по гидравлическому разрыву пласта. В НРР-обработке проппант размещается на протяжении трещины и может образовывать скопление проппанта с открытыми каналами между скоплениями. При смыкании трещины скопления могут действовать как целики для поддержания расклиненной трещины в открытом состоянии. Однако скопления проппанта не обязаны быть проницаемыми. В отличие от гидропроводности трещиновитых уплотнений проппанта в традиционных операциях по гидравлическому разрыву пласта гидропроводность трещины НРР может обеспечиваться открытыми каналами. Таким образом, проницаемость НРР может быть очень высокой, поскольку открытые каналы создают минимальное препятствие потоку.
На фиг. 1 изображена упрощенная схема системы НРР согласно варианту осуществления изобретения. Устройство 10 доставки, содержащее, например, насос и смеситель, предназначено для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину 12 через ствол скважины 14 и перфорации 16, выполненные в пласте 18. Датчик 20 производит измерения для определения геометрии трещины 12. Датчик 20 может быть связан с процессором 22 данных датчика для передачи этих измерений на компьютер 24. Канал управления между компьютером 24 и устройством 10 позволяет регулировать доставку проппанта и текучей среды для обработки пласта согласно обновленной схеме размещения проппанта. Порции 26 проппанта могут закачиваться устройством 10 для получения участков в стволе скважины 14, например, с высокой концентрацией частиц проппанта, отдельно от порций 28, обедненных проппантом, которые может включать в себя непроппантые частицы. В трещине 12 частицы проппанта могут образовывать скопления 30 проппанта, отделенные друг от друга участками 32, обедненными проппантом, которые могут включать в себя, например, удаляемые частицы, например волокна.
Устройство 10 доставки обычно включает в себя баки и линии для приготовления и подачи жидкости для гидроразрыва пласта и любых добавок, точную мешалку непрерывного действия для полимерной или гелевой гидратации, смеситель программируемой оптической плотности, трубчатый смеситель и т. п. или их комбинацию для подачи проппанта и/или других твердых добавок с регулируемыми расходами, поршневые насосы высокого давления, и прочие. Устройство 10 доставки проппанта может автоматически изменять расход при доставке текучей среды и, дополнительно или альтернативно, облегчать управляемую пульсацию проппанта и/или других добавок, например волокон, в соответствии с предписанной
- 3 011447 схемой размещения проппанта для создания условий, пригодных для создания целиков из порций проппанта, когда они достигнут трещины.
Датчик 20 может представлять собой датчик давления, сейсмический датчик, включающий в себя датчики расположения частиц с активным акустическим источником сейсмических волн, датчик наклона, датчик радиоактивности, магнитный датчик, электромагнитный датчик, датчик температуры, включающий в себя распределенные датчики температуры, датчик давления, включающий в себя оптоволоконные скважинные датчики давления, и прочее или их комбинацию. Для повышения точности измерений датчик 20 может включать в себя массив чувствительных элементов различных типов. Повышения точности можно добиться, например, определяя среднее значение показаний от совокупности однотипных датчиков или подвергая множественные показания датчика статистическому анализу согласно другим алгоритмам. Датчик 20 может располагаться в стволе обрабатываемой скважины, в поперечном ответвлении ствола скважины, на поверхности, в наблюдательной скважине и т.п. или в их комбинации. В одном варианте осуществления скважинные сейсмические и/или наклономерные приборы могут отслеживать рост трещины с помощью микросейсмических измерений. Датчик 20 может представлять собой проводной инструмент, установленный на гибкой НКТ, например в скважине, подвергаемой гидроразрыву, с использованием пакера или иного изоляционного механизма, например инструмента ОМЕСА ЬОСК, доступного от Уе1со, когда желательно минимизировать шум прямой закачки и/или для подавления осаждения песка вокруг датчика 20.
Существует несколько пригодных вариантов канала управления, включая электрический, инфракрасный, пневматический и пр. и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления канал связи между компьютером и устройством 10 доставки может включать в себя программируемый логический контроллер, распределенную систему управления и прочее или их комбинацию.
В некоторых режимах обработки шумный зернистый материал можно подавать вместе с проппантом или, альтернативно или дополнительно, помещать в ствол скважины на непроппантной стадии, и датчик 20 может включать в себя датчик для регистрации детонации, возгорания или экзотермической реакции шумного зернистого материала. Материал может быть, например, взрывчатым, имплозивным или быстровоспламеняющимся. В патенте США № 7134492 (^ШЬегд, и др.) раскрыт способ обработки геологического пласта с использованием шумного зернистого материала.
В других режимах обработки можно использовать устройство для активной передачи данных для определения положения передающего устройства, и датчик 20 приспособлен принимать передаваемые данные. Подходящие передающие устройства могут представлять собой электронные устройства, например радиочастотные или другие электромагнитные передатчики, акустические устройства, например ультразвуковые приемопередатчики, и пр. или их комбинацию. В патенте США № 7082993 В2 (АуоиЬ и др.) раскрыт способ гидроразрыва, который включает в себя использование активно передающего устройства.
На фиг. 2 показана схема компьютерной системы 24 НРР согласно варианту осуществления изобретения. Система 24 может работать в локальной сети, которая связывает между собой ПК на буровой площадке, а также может обеспечивать подключение к интернету посредством спутникового или сотового телефонного канала. Связь с интернетом может обеспечивать возможность передавать данные, полученные в реальном времени, с удаленной буровой площадки в любую точку мира для анализа в реальном времени и дистанционного управления, если это необходимо.
Примеры подходящей компьютерной системы 24 включают в себя универсальный компьютер или ПК с достаточными скоростью процессора и памятью для подавления отставания или сбоя, когда компьютер принимает данные от датчика 20, выполняет комплекты программного обеспечения и управляет системой доставки 10. Компьютер 24 может не быть самой современной моделью, хотя аспект моделирования в реальном времени может быть усилен за счет более быстрого компьютера.
Система 24 может включать в себя модуль 34 контроля разрыва для мониторинга, регистрации, управления и отправки данных, полученных в реальном времени, для обработки моделирования НРР, оперативно связанный с модулем 36 мониторинга гидроразрыва, инструментом 38 моделирования разрыва и пользовательским интерфейсом 40. Модуль управления 34 может взаимодействовать с устройством 10 доставки проппанта и управлять закачкой текучей среды для обработки пласта, проппанта и других добавок в трещину. Оператор также может осуществлять управление через модуль 34 посредством пользовательского интерфейса 40. Различные программные инструменты коммерчески доступны для модуля управления 34 либо в виде лицензируемых модулей, либо как часть системы обработки скважины, например системы компьютерной обработки гидроразрыва, доступной от 8сЫитЬегдег Оййе1б 8егУ1се5 под торговой маркой ТРАССАТ.
В системе 24 согласно этому варианту осуществления модуль 34 управления может, при желании, обеспечивать пользовательский интерфейс 40 подробной рабочей информацией в реальном времени, включающей в себя, например, изображения, графики, поверхностные схемы и анимации ствола скважины, формируемые в реальном времени. В ходе работы модуль управления может отслеживать конфигурацию обработки и отображать фактические рабочие параметры, сравниваемые с запланированными значениями. Модуль 36 также может использовать конфигурацию для одновременной регулировки кон- 4 011447 центраций проппанта и добавки через совокупность смесителей, насосов, баков и т.д. в устройстве 10 доставки проппанта. Эта возможность управления гарантирует, что фактические концентрации и расходы соответствуют плану.
Модуль 36 принимает и интерпретирует данные от датчика 20 и других источников для определения геометрии трещины, включая, например высоту, длину и азимут, и передает данные на модуль 34 управления для мониторинга изменения геометрии в реальном времени. Различные программные инструменты коммерчески доступны для модуля 36 либо в виде лицензируемых модулей, либо как часть услуги мониторинга гидроразрыва, например доступной от 8сЫитЬегдет ОШ1е1б 8ету1се5 под торговой маркой 8ΤΙΜΜΛΡ. Модули мониторинга гидроразрыва, коммерчески доступные для использования с однородным размещением проппанта, можно соответствующим образом изменить, прибегнув к помощи опытного специалиста, для интерпретации данных положения целиков и каналов в операции ΗΡΡ, которые могут включать в себя данные микросейсмических событий, от датчика 20, а также данные нагнетания, связанные с давлением, полученные через модуль 34 контроля разрыва.
Инструмент 38 моделирования разрыва может моделировать конфигурацию трещины для определения проницаемости трещины и прогнозирования эксплуатационных характеристик. Например, инструмент 38 может использовать программу моделирования псевдотрехмерного гидравлического разрыва для моделирования трещины; производить исследования чувствительности для выбора наилучшей конфигурации трещины; прогнозировать одновременный рост множественных трещин в одном и том же или разных перфорированных участках; взаимодействовать с модулем 34 контроля разрыва для мониторинга и анализа операций гидроразрыва в реальном времени и разрабатывать схему нагнетания проппанта с использованием модуля 42 создания схем нагнетания и/или модуля 44 автоматического согласования давления. Инструмент 38 может разрабатывать первоначальную модель на основании данных, поступающих от модуля 46 испытания на закрытие, и/или калибровки, выполняемых до гидравлического разрыва пласта, или от другого источника характеристик гидроразрыва, например напряжения закрытия, эффективности жидкости разрыва, коэффициента фильтруемости жидкости разрыва, полудлины трещины, высоты трещины, модуля Юнга и т.п. Рабочие данные поступают на инструмент 38 моделирования в реальном времени, и, если анализ, производимый инструментом 38, указывает на необходимость изменения конфигурации, изменения можно вводить в модуль 34 контроля разрыва, не прерывая обработку.
Различные программные инструменты коммерчески доступны для инструмента 38 моделирования разрыва либо в виде лицензируемых модулей, либо как часть общей системы гидроразрыва, например инженерного приложения моделирования и оценивания гидравлического разрыва, доступного от 8сЫитЬетдет Оййе1б 8егисе5 под торговой маркой РКАССЛЭЕ, которое входит в состав объединенного комплекта инженерных приложений для создания, эксплуатации и стимуляции скважин, доступного под торговой маркой СЛЭЕ ОРР1СЕ. Например, инструмент 38 моделирования РКЛССЛИЕ доступен с модулем 46 испытания на закрытие/калибровки под торговой маркой ИЛТАРКЛС, модулем 42 создания схемы нагнетания, модулем 44 автоматического согласования давления, субмодулем оптимизации; программой моделирования псевдотрехмерного гидравлического разрыва, программой моделирования кислотного разрыва; субмодулем многослойного разрыва и т. д., которые можно использовать в операции ΗΡΡ или можно соответствующим образом изменить с помощью специалиста, для использования в операции ΗΡΡ. Например, модуль 42 можно видоизменить с помощью алгоритма дисперсии для создания схемы импульсного нагнетания проппанта.
Построение и обновление модели может включать в себя определение количества проппанта для доставки. Например, первоначальная модель может решать задачу оптимизации для определения количества проппанта, которое нужно использовать для достижения конкретного размера трещины. Результаты, полученные при решении задачи, можно использовать для разработки первоначальной схемы размещения проппанта. Используемый здесь термин схема размещения проппанта означает схему размещения проппанта в трещине и может включать в себя схему нагнетания, стратегию перфорации и прочее или их комбинацию. Схема нагнетания - это план, подготовленный для указания последовательности, типа, содержимого и объема текучей среды, нагнетаемый в ходе конкретной операции обработки. Стратегия перфорации - это план направления потока текучей среды для обработки скважины через определенные перфорации в обсадной колонне скважины и/или для предотвращения потока через другие перфорации и может включать в себя, например, закрытие и/или открытие существующих перфораций или создание новых перфораций для повышения проницаемости и для управления ростом трещины.
Схема размещения проппанта может включать в себя изменение профиля концентрации проппанта в текучей среде для обработки пласта. Кроме того, профиль концентрации проппанта можно изменять согласно методу дисперсии. Например, модель может включать в себя алгоритмы управления процессом, которые можно реализовать для изменения профиля концентрации проппанта на поверхности для доставки порции проппанта с конкретным профилем концентрации на перфорированных участках. В нормальном процессе нагнетания порция проппанта, закачиваемая в ствол скважины, испытывает дисперсию и растяжение и теряет резкость концентрации проппанта на передних и задних краях порции проппанта. Для однородного профиля концентрации проппанта профиль концентрации на поверхности можно определить, обратив решение задачи дисперсии порции. Таким образом, дисперсия может быть
- 5 011447 механизмом, который корректирует профиль концентрации порции от начального значения на поверхности к конкретному профилю в скважине.
Со ссылкой на Е.Ь. Сикк1сг, ОГГикюп: Макк ТгапкГсг ίη Е1шй §ук1стк, СашЬпйдс ипйсгкйу Ргекк, р. 89-93 (1984) пример системы уравнения, которую можно решить, показан ниже для задачи дисперсии Тейлора - ламинарного течения ньютоновой жидкости в трубе, где раствор разведен и масса переносится только посредством радиальной диффузии и аксиальной конвекции. Фактически любую задачу механики жидкости можно распространить на вышеописанную систему, включая турбулентное или ламинарное течение, ньютоновы и неньютоновы жидкости и жидкости с частицами или без них. На практике будет задан профиль концентрации в скважине и уравнения будут решены в обращенном виде для определения начальных условий, например темпов добавления проппанта, для достижения конкретных свойств порция в скважине.
Уравнения могут включать в себя, например
М/ 2
- _ /^0 -(1-Л)2/4Ег,
С| — .------ с где М - полное растворимое в импульсе (материал, концентрация которого должна быть задана в конкретном месте в скважине);
К0 - радиус трубы, по которой распространяется порция;
ζ - расстояние вдоль трубы;
ν0 - скорость жидкости и ΐ - время.
Можно показать, что коэффициент дисперсии Εζ равен
480 где Ό - коэффициент диффузии.
Система уравнении, дающая такое решение, приведена ниже. Определения переменных приведены в Е.Ь. Сикк1сг, ЭИГикюп: Макк ТгапкГсг ίη Ишй 8ук1стк, СатЬпйдс Ипщсгкйу Ргскк, р. 89-93 (1984).
дс.
дт \48О ) αζ~ при условии, что
г > 0^ ~ = О г > Ο.ζ' - 0,¾ - О δτ
Вышеприведенная система уравнений применима, в целом, для построения любого профиля концентрации проппанта в скважине, дискретного или непрерывного. Решение относительно дисперсии потока зернистого материала в жидкости вдоль ствола скважины можно обратить для вычисления соответствующей концентрации проппанта на поверхности в жидкости для гидроразрыва. Затем, согласно технологии управления процессом, можно взять эту схему концентрации на поверхности и, соответственно, дозировать проппант. Например, схему концентрации на поверхности можно проанализировать с построением модели, отрегулировать схему размещения проппанта согласно модели и доставить проппант согласно схеме размещения проппанта.
Время нагнетания без порции, например когда нагнетается текучая среда, обедненная проппантом, является одним из ключевых параметров схемы размещения проппанта НРР. Параметр без порции может регулировать между столбцами целиков, создаваемыми в трещине. Слишком большое время без порции может привести к образованию точки выклинивания, области, в которой трещина, по меньшей мере, частично смыкается вследствие недостатка поддержки между двумя столбцами целиков. Точка выклинивания, или выклинивание, может блокировать проницаемость трещины и, тем самым, влиять на производительность.
На фиг. 3 показана схема комплекта компьютерного программного обеспечения НРР с коррекцией выклинивания согласно варианту осуществления изобретения. Схему 48 размещения проппанта без НРР с суммарными объемами потока можно вводить в конфигурацию 50 без НРР, которая может обеспечивать данные окончания операции. Схема 52 неоднородного размещения проппанта может использовать конфигурацию 50 без НРР для обеспечения хронирования порций проппанта и хронирования порций без проппанта. Схема 52 неоднородного размещения проппанта допустима для инструмента 54 моделирова
- 6 011447 ния размещения порции. Инструмент 54 моделирования размещения порции моделирует размещение и оценку позиции и концентрации каждой порции и представляет каждый столбец целиков как одну партию проппанта. Субмодель 56 поведения порции может принимать свойства зоны окончания операции и определять высоту порции. Данные высоты и позиции порции из субмодели 56 поведения порции могут использоваться субмоделью 58 реакции пласта для определения критической ширины трещины и анализа определения выклинивания 60. Выклинивание может происходить, например, если расстояние между соседними целиками проппанта слишком велико, что позволяет трещине смыкаться или выклиниваться между целиками. Если анализ выклинивания 60 дает утвердительный ответ, модель 58 реакции пласта может связаться со схемой 52 размещения проппанта НРР для обновления времени нагнетания порции без проппанта для подавления выклинивания. В целом, чем меньше время порция без проппанта, тем ближе друг к другу располагаются целики. Параметры проницаемости могут отображаться как выходной сигнал 62. Скважинный модуль 64 нагнетания может использовать выходной сигнал 62 совместно со схемой ВНР для определения схемы нагнетания в скважине, которая затем может преобразовываться в схему нагнетания на поверхности. Схема 52 размещения проппанта НРР может непрерывно принимать обновления обратной связи 66 по геометрии трещины для сравнения со значениями, оцениваемыми в модели 68, и для обновления в случае отклонения.
В первом приближении расстояние Ь между двумя соседними столбцами целиков в трещине можно вычислить согласно первому соотношению
где 1По81и§ - время нагнетания, в ходе которого проппант не закачивается; О,,|1е - скорость нагнетания;
- ширина трещины и
Н(-гас - высота трещины.
Таким образом, числитель включает в себя полный объем порции без проппанта. В знаменателе коэффициент 2 учитывает два крыла трещины.
Выклинивание может происходить всякий раз, когда расстояние Ь меньше критического значения ГспЬ где
Два параметра в числителе в правой стороне вышеприведенного уравнения можно регулировать в ходе обработки, тогда как два параметра в знаменателе не регулируются и могут изменяться в ходе обработки.
Последствия выклинивания могут быть драматическими. Общую проницаемость трещины можно рассматривать как цепочку значений гидропроводности разных частей трещины. Таким образом, общая проницаемость может определяться проницаемостью наименее проницаемой части трещины. В случае выклинивания проницаемость трещины может быть равна проницаемости области, где произошло вы клинивание.
Упрощенное уравнение можно использовать для вычисления проницаемости трещины. Проницаемость трещины пропорциональна кубу ширины трещины
где к - проницаемость трещины и \г - ширина трещины.
В области выклинивания ширина трещины может составлять порядка 0,05 мм или менее, что обусловлено естественной шероховатостью стенок трещины. В предельных случаях, когда шероховатость стенок мала или отсутствует, ширина трещины, по существу, равна нулю, что дает эффективную прони цаемость трещины.
На фиг. 4 показана упрощенная последовательность этапов способа согласно варианту осуществления изобретения.
Первоначальная модель для неоднородного размещения проппанта в трещине в пласте может быть построена на этапе 70, например, с помощью рассмотренного выше комплекта программного обеспечения компьютерного моделирования. Затем первоначальная схема размещения проппанта может быть разработана на этапе 72 для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину, прогнозируемая для получения первоначальной модели. Затем на этапе 4 доставка проппанта в трещину может начинаться согласно первоначальной схеме размещения проппанта. Измерения в реальном времени геометрии трещины могут производиться на этапе 76 в ходе доставки проппанта, например, с использованием сейсмических датчиков, осуществляющих связь с вышеописанным комплектом программного обеспечения геометрии трещины. Модель обновляется на этапе 78 с учетом измерений геометрии. На этапе 80 схема размещения проппанта обновляется по мере необходимости согласно обновленной моде
- 7 011447 ли, и проппант доставляется согласно обновленной схеме размещения проппанта. Если на этапе 82 принятия решения определено, что доставка проппанта не завершена, автоматический цикл может повторять подпоследовательность, состоящую из измерений в реальном времени геометрии трещины на этапе 76, обновления модели согласно измерениям геометрии на этапе 78 и обновления схемы размещения проппанта согласно обновленной модели и доставки проппанта согласно обновленной схеме размещения проппанта на этапе 80. Если на этапе 82 принятия решения определено, что доставка проппанта завершена, трещине можно дать возможность смыкаться на этапе 84 и можно добывать флюиды из пласта на этапе 86.
Механические свойства целиков, формирование которых предполагается, и пласта, например модуль Юнга, коэффициент Пуассона, эффективное напряжение пласта и пр., могут оказывать большое влияние на моделирование трещины и конфигурацию обработки. Например, задача оптимизации согласно механическим свойствам пласта можно решить в ходе построения первоначальной модели для максимизации объема открытых каналов в трещине.
Модуль Юнга представляет собой постоянную упругости, которая является отношением продольного напряжения к продольному растяжению и обозначается буквой Е. Его можно математически выразить следующим образом:
Е=(Г/А)/(АЬ/Ь), где Е - модуль Юнга;
Е - сила;
А - площадь;
ДЬ - изменение длины и
Ь - первоначальная длина.
Коэффициент Пуассона представляет собой постоянную упругости, которая является мерой сжимаемости материала в направлении, перпендикулярном приложенному напряжению, или отношением поперечной деформации к продольной деформации. Коэффициент Пуассона можно выразить через свойства, которые можно измерить в условиях эксплуатации, включая скорости волн сжатия и волн сдвига, следующим образом:
а=1/2(Ур2-2Ур2)/(Ур2-У8 2), где σ - коэффициент Пуассона;
Ур - скорость волны сжатия и
V, - скорость волны сдвига.
Эффективное напряжение, также известное как эффективное давление или межзеренное давление, означает среднюю нормальную силу на единицу площади, передаваемую непосредственно от частицы к частице породы или грунтовой массы.
Планирование и размещение проппанта в ходе гидроразрыва пласта НРР могут быть иными, чем в традиционных операциях обработки. В операциях неоднородного размещения проппанта дозирование проппанта может способствовать правильному размещению кластеров в различных местах в трещине. Например, схема размещения проппанта может включать в себя порции проппанта, перемежающиеся с текучей средой, обедненной проппантом, например флюидами без порции, что проиллюстрировано в примерах НРР, показанных на фиг. 5 и 6, где метод чередования порций проппанта и текучей среды, обедненной проппантом, сравнивается с методами непрерывного увеличения закачки проппанта и ступенчатого изменения закачки проппанта соответственно. Текучие среды, обедненные проппантом, могут включать в себя текучие среды с некоторой концентрацией проппанта, хотя концентрация проппанта в текучей среде, обедненной проппантом, меньше, чем концентрация проппанта в порции проппанта.
Неоднородного размещения проппанта для открытых каналов в уплотнении проппанта можно добиться, применяя, например, добавления триггера неоднородности к текучей среде для обработки пласта во время нагнетания. Текучая среда для обработки пласта может включать в себя химический триггер неоднородности, физический триггер неоднородности, например волокна, или их комбинацию. В некоторых операциях обработки триггер может добавляться периодически.
Геометрические измерения могут включать в себя мониторинг наклона, давления, акустических и сейсмических явлений и пр. или их комбинацию, как упомянуто выше. Пассивный сейсмический мониторинг подземных пластов с использованием временно устанавливаемых скважинных массивов датчиков представляет собой подход, используемый при работе с модулем мониторинга гидроразрыва.
Когда трещине дают возможность смыкаться, наличие целиков может концентрировать напряжение на краях целиков и в средней точке между целиками. Эта концентрация напряжений может порождать микросейсмические события в ходе процесса смыкания и в ряде случаев может концентрировать микросейсмические события вблизи целиков. Таким образом, целики, обусловленные неоднородным размещением проппанта, а также возможность мониторинга целиков с использованием микросейсмических методов позволяют повысить разрешение при построении изображений гидроразрыва.
Построение и обновление модели может включать в себя определение размеров трещины, включая, например, размеры трещины, поступающие от модуля мониторинга гидроразрыва. Кроме того, модель
- 8 011447 можно обновлять с помощью расчетов материального баланса, измерений реакции на изменение давления и пр. или их комбинации. Например, вышеупомянутое инженерное приложение моделирования и оценивания гидравлического разрыва ЕВАССАЭЕ может обеспечивать более детальное моделирование роста трещины на основании расчетов материального баланса и измерений реакции на изменение давления и микросейсмических событий.
После обновления модели схему размещения проппанта можно обновить согласно обновленной модели. Например, модуль Р8С ЕКАССАПЕ может автоматически обновлять схему размещения проппанта на основании обновленной модели.
В патенте США № 6776235 раскрыт способ гидравлического разрыва геологического пласта для формирования кластеров проппанта в виде целиков. В большинстве случае гидравлический разрыв пласта предусматривает нагнетание вязкой жидкости без проппанта или наполнителя, обычно воды с некоторыми текучими добавками для обеспечения высокой вязкости, в скважину быстрее, чем жидкость может уходить в пласт, благодаря чему давление растет и порода разрывается, создавая искусственную трещину и/или увеличивая существующую трещину. Затем проппант, например песок, добавляется в жидкость с образованием суспензии, которая нагнетается в трещину для предотвращения смыкания трещины после сброса давления нагнетания. Способность жидкости-носителя к транспортировке проппанта зависит от типа добавок повышения вязкости, добавляемых к водной основе.
Жидкости для гидроразрыва на водной основе с растворимыми в воде полимерами, добавляемыми для создания раствора повышенной вязкости, широко используются для гидроразрыва пластов. С конца 50-х годов прошлого века более половины операций по гидравлическому разрыву пласта подводилось с использованием жидкостей, содержащих гуаровые смолы, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, например гидропропиловый гуар, карбоксиметиловый гуар и карбоксиметилгидропропиловый гуар. Сшивающие агенты на основе комплексов бора, титана, циркония или алюминия обычно используются для повышения эффективного молекулярного веса полимера, что повышает его пригодность для использования в высокотемпературных скважинах.
Также используются, хотя и в меньшей степени, производные целлюлозы, например гидроксиэтилцеллюлоза или гидроксипропилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, со сшивающими агентами или без них. Ксантан и склероглюкан, два биополимера, продемонстрировали высокую способность взвешивания проппанта, хотя они дороже производных гуара и потому реже используются. Полимеры и сополимеры полиакриламида и полиакрилата обычно используются в условиях высоких температур или для снижения трения при низких концентрациях для любых температур.
Бесполимерные жидкости для гидроразрыва на водной основе можно получать с использованием вязкоупругих поверхностно-активных веществ. Эти жидкости обычно приготавливаются путем смешивания, в соответствующих количествах, подходящих поверхностно-активных веществ, например анионных, катионных, неионных и цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ. Вязкость жидкостей с вязкоупругими поверхностно-активными веществами отличается трехмерной структурой, образованной компонентами жидкостей. Когда концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоупругой жидкости значительно превышает критическую концентрацию и, в ряде случаев, в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества объединяются в группы, например мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием сетки, демонстрирующей свойства вязкости и упругости.
Катионные вязкоупругие поверхностно-активные вещества, обычно состоящие из длинноцепочечных четвертичных солей аммония, например бромида цетилтриметиламмония, представляют основной коммерческий интерес в отношении скважинных флюидов. Обычные реагенты, создающие вязкоупругость в растворах поверхностно-активных веществ, представляют собой соли, например хлорид аммония, хлорид калия, хлорид натрия, салицилат натрия и изоцианат натрия, и неионные органические молекулы, например хлороформ. Содержание электролита в растворах поверхностно-активных веществ также может влиять на их вязкоупругие свойства. В этом отношении можно упомянуть, например, патенты США № 4695389, 4725372, 5551516, 5964295, 5979557. Однако жидкостям, содержащим такого типа катионные вязкоупругие поверхностно-активные вещества, обычно свойственно терять вязкость при высокой концентрации минерализованной воды (около 1 кг на 1 л или более). Поэтому эти жидкости имеют ограниченную применимость в качестве флюидов для гравийной набивки или буровых флюидов или в других областях применения, где требуются тяжелые флюиды для уравновешивания давления в скважине. Используются также анионные вязкоупругие поверхностно-активные вещества.
Из Европейского патента № 0993334 В1 также известно придание вязкоупругих свойств с использованием амфотерных/цвиттер-ионных поверхностно-активных веществ и органической кислоты, слои и/или неорганической соли. Примерами поверхностно-активных веществ являются дигидроксилалкилглицинат, алкиламфоацетат или -пропионат, алкилбетаин, алкиламидопропилбетаин и алкиламиномоно- или -дипропионаты, являющиеся производными определенных парафинов, жиров или масел. Поверхностно-активные вещества можно использовать совместно с неорганической растворимой в воде солью или органическими добавками, например фталевой кислотой, салициловой кислотой или их солями. Амфотерные/цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества, в частности, содержащие долю
- 9 011447 бетаина, полезны при температуре до около 150°С и поэтому представляют особый интерес для скважин со средними и высокими температурами.
Пригодны также другие амфотерные вязкоупругие поверхностно-активные вещества, например, описанные в патенте США № 6703352, например аминоксиды. Другие иллюстративные вязкоупругие поверхностно-активные системы включают в себя описанные в патентных заявках США № 2002/0147114, 2005/0067165 и 2005/0137095, например амидоаминоскиды. Пригодны смеси цвиттерионных поверхностно-активных веществ и амфотерных поверхностно-активных веществ. Примером является смесь около 13% изопропанола, около 5% 1-бутанола, около 15% этиленгликольмонобутилового эфира, около 4% хлорида натрия, около 30% воды, около 30% кокоамидопропилбетаина и около 2% оксида кокоамидопропиламина.
Обработка может состоять в чередующихся стадиях закачки текучей среды на вязкоупругой основе (или текучей среды, имеющей сравнительно низкую способность к переносу проппанта, например текучей среды на основе полиакриламида, в частности, при низкой концентрации) и стадиях закачки текучей среды с высокими концентрациями полимеров. Предпочтительно скорость нагнетания сохраняется постоянной для разных стадий, но способность к транспортировке проппанта можно также повысить (или, альтернативно, снизить), уменьшив (или, альтернативно, увеличив) скорость нагнетания.
Можно использовать любой проппант (гравий) при условии, что он совместим с основой и закупоривающими материалами, если таковые используются, пластом, флюидом и желаемыми результатами обработки. Такие проппанты (гравии) могут быть природными или синтетическими, покрытыми или содержащими химикаты; можно использовать более одного проппанта последовательно или в смесях разных размеров или разных материалов. Проппанты и гравии в одной и той же или разных скважинах или операциях обработки могут иметь одинаковый материал и/или одинаковый размер, и термин проппант призван включать в себя гравий в этом описании. В целом, используемый проппант имеет средний размер частицы от около 0,15 до около 2,5 мм, в частности, но без ограничения, типичные диапазоны размеров составляют примерно 0,25-0,43 мм, 0,43-0,85 мм, 0,85-1,18 мм, 1,18-1,70 мм и 1,70-2,36 мм. Обычно проппант присутствует в суспензии в концентрации от около 0,12 кг проппанта, добавленного к каждому литру жидкости-носителя, до около 3 кг проппанта, добавленного к каждому литру жидкости-носителя, предпочтительно от около 0,12 кг проппанта, добавленного к каждому литру жидкости-носителя, до около 1,5 кг проппанта, добавленного к каждому литру жидкости-носителя.
Варианты осуществления изобретения также могут включать в себя размещение частиц проппанта, которые, по существу, нерастворимы в пластовых текучих средах. Частицы проппанта, переносимые текучей средой для обработки пласта, остаются в созданной трещине, тем самым расклинивая трещину, когда давление гидроразрыва сбрасывается, и скважина переходит в эксплуатационный режим. Можно использовать любой проппант (гравий) при условии, что он совместим с основой и закупоривающими материалами, если таковые используются, пластом, текучей средой и желаемыми результатами обработки. Такие проппанты (гравии) могут быть природными или синтетическими, покрытыми или содержащими химикаты. Можно использовать более одного проппанта последовательно или в смесях разных размеров или разных материалов. Проппанты и гравии в одной и той же или разных скважинах или операциях обработки могут иметь одинаковый материал и/или одинаковый размер, и термин «проппант» призван включать в себя гравий в этом описании. Проппант выбирают на основании прочности породы, давлений нагнетания, типов закачиваемых флюидов или даже конфигурации заканчивания. Предпочтительно материалы проппанта включают в себя, но без ограничения, песок, спеченный боксит, стеклянные шарики, керамические материалы, материалы природного происхождения или аналогичные материалы. Можно использовать также смеси проппантов. Материалы природного происхождения могут представлять собой непереработанные и/или необработанные материалы природного происхождения, а также материалы на основе материалов природного происхождения, которые были обработаны и/или переработаны. Подходящие примеры зернистых материалов природного происхождения, которые можно использовать в качестве проппантов, включают в себя, но без ограничения: измельченную или раздробленную скорлупу орехов, например грецкого ореха, кокосового ореха, пекана, миндаля, слонового ореха, бразильского ореха и т.д., измельченную или раздробленную шелуху семян (включая фруктовые косточки) фруктов, например сливы, оливок, персика, вишни, абрикоса и т.д., измельченную или раздробленную шелуху семян других растений, например кукурузы (например, стержней кукурузного початка или кукурузных зерен) и т.д., обработанные древесные материалы, например, добываемые из древесины, например дуба, гикори, грецкого ореха, тополя, красного дерева и т.д., включая древесину, обработанную путем измельчения, дробления или иного вида разделения на частицы, обработки и т. д., некоторые неограничительные примеры которых представляют собой проппанты, сделанные из скорлупы грецкого ореха, пропитанной и запечатанной смолами. Дополнительную информацию о некоторых из вышеупомянутых составов можно найти в Епсус1орсй1а о£ С11С1шеа1 Тссйпо1оду, изданной Еаутопй Е. К1гк и Эопа1й Е. ОШтсг. 3-е изд., 1о1т ^йсу&8оп8, том 16, с. 248-273 (статья ΝυΙδ), СорупдЫ 1981. Выбирая проппанты, отличающиеся одним из таких свойств, например плотностью, размером и концентрацией, можно добиться разных скоростей осаждения.
- 10 011447
Обработка гидроразрыва с использованием воды предусматривает использование недорогих текучих сред низкой вязкости для стимуляции коллекторов с очень низкой проницаемостью. Полученные результаты оказались успешными (в отношении продуктивности и экономии) и опираются на механизмы создания шероховатости (скалывания породы), сдвигового смещения породы и локализации высокой концентрации проппанта для создания надлежащей проницаемости. Наилучшим из трех механизмов являет тот, который обеспечивает максимальную проницаемость при обработке гидроразрыва с использованием воды. Механизм можно описать как аналог расклинивания дерева.
Варианты осуществления могут способствовать перераспределению проппанта за счет динамического влияния на расклинивание в ходе обработки. В этом примере жидкость низкой вязкости для гидроразрыва с использованием воды перемежается с вязкоупругой жидкостью низкой вязкости, которая обладает хорошими характеристиками переноса проппанта. Чередование стадий подачи вязкоупругой жидкости приводит к подъему, повторному взвешиванию и транспортировке некоторого количества проппантного клина, сформировавшегося вблизи ствола скважины вследствие осаждения после первой стадии. Благодаря вязкоупругим свойствам жидкости, чередующиеся стадии поднимают проппант и образуют локализованные скопления (аналогичные клиньям) и перераспределяют их дальше вверх и наружу в трещину.
Системы текучих сред можно чередовать много раз для достижения измененного распределения кластеров в гидроразрыве. Это явление будет создавать малые скопления в трещине, которые могут превратиться в целики, поддерживающие большую часть трещины открытой и обеспечивают более высокую общую проницаемость и эффективную полудлину трещины.
С использованием комбинации текучих сред, поднимающих, переносящих и перераспределяющих проппант, можно скомпенсировать негативное влияние малой эффективной полудлины трещины и даже можно устранить смыкание трещины в слоях высокого напряжения. Трещина может смыкаться в слоях высокого напряжения вследствие недостатка вертикального покрытия проппантом в трещине.
Существует много различных комбинаций систем текучих сред, которые можно использовать для достижения желаемых результатов на основании условий коллектора. В наименее драматическом случае предпочтительно поднимать песок с наноса, образовавшегося в результате осаждения, и перемещать его в поперечном направлении от ствола скважины. Различные комбинации флюидов и проппантов можно создавать на основании условий отдельной скважины для достижения оптимальной производительности скважины.
Примеры
Табл. 1 иллюстрирует схему нагнетания без НРР и табл. 2 иллюстрирует схему неавтоматизированного нагнетания НРР. Полный объем суспензии равен 886,1 бар и полное время нагнетания равно 40,4 мин в обоих случаях. В обоих этих традиционных приложениях схема нагнетания является фиксированной и соответствует конкретной операции.
- 11 011447
Таблица 1 Схема нагнетания без НРР
| Наименование стадии | Скорость закачки, л/мин (баррель/ мин) | Объем жидкости, л (гал) | Концентрация проппанта фунт проппанта на галлон жидкости | Масса пропанта, кг | Объем суспензии л (баррель) | Время закачки, мин |
| Иапол- | 36,000 | 35,960 | ||||
| китель | 3500 (22) | (9500) | 0 | 0(0) | (226, 2} | 10,3 |
| 2,0 | 7600 | 1817 | 8300 | |||
| фунт/гал | 3500 (22) | (2003) | 2 | (4006) | (52) | 2, 4 |
| 4,0 | 11,410 | 5467 | 13,400 | |||
| Фунт/гал | 3500 (22) | (3013) | 4 | (12,052) | (84,7) | 3, 9 |
| 6,0 | 15,220 | 10,951 | 19,360 | |||
| Фунт/гал | 3500 (22) | (4024) | 6 | (24,144) | (121,8) | 5, 5 |
| 6,0 | 28,590 | 27,408 | 38,940 | |||
| Фунт/гал | 3500 (22) | (7553) | 8 | (60,424) | (244,9) | 11, 1 |
| 10, 0 | 11,450 | 13,721 | 16, 630 | |||
| Фунт/гал | 3500 (22) | (3025} | 10 | (30,250) | (104,6) | 4 , 8 |
| Промывка | 3250 | 8250 | ||||
| 3500 (22) | (2180) | 0 | 0(0) | (51,9) | 2,4 |
Таблица 2 Традиционная схема нагнетания НРР
| Наименование стадии | Скорость закачки, л/мин (баррель/ мин) | Концентрация проппанта, фунт/ гал | Объем суспензии, л (баррель) | Время закачки, мин | Время порции, сек | Время без порции, сек | Число циклов |
| Напол- | 35, 960 | ||||||
| нитель | 3500 (22) | 0 | (226,2) | 10, 3 | Нет | Нет | Нет |
| данных | данных | дан- | |||||
| ных | |||||||
| 2, 0 | 8300 | ||||||
| фунт/гал | 3500 (22) | 2 | (52) | 2,4 | 19, 20 | 0,00 | 5 |
| 4,0 | 13,400 | ||||||
| Фунт/гал | 3500 (22) | 4 | (84,7) | 3, 9 | 15,60 | 9,60 | 9 |
| 6, 0 | 19, 360 | ||||||
| Фунт/гал | 3500 (22) | 6 | (121,8) | 5, 5 | 16, 50 | 10,40 | 12 |
| 8,0 | 38, 940 | ||||||
| Фунт/гал | 3500 (22) | 8 | (24 4,9) | И, 1 | 17, 37 | 11,00 | 23 |
| 10,0 | 16, 630 | ||||||
| Фунт/гал | 3500 (22) | 10 | (104, 6) | 4,8 | 17,28 | 11,58 | 10 |
| Промывка | 8250 | ||||||
| 3500 (22) | 0 | (51,9) | 2,4 | Нет | Нет | Нет | |
| данных | данных | дан- | |||||
| ных |
В отличие от фиксированных известных схем нагнетания варианты осуществления настоящего изобретения позволяют автоматически обновлять схему нагнетания для адаптации к изменяющимся условиям обработки. Например, предположим, что в ходе НРР-обработки согласно табл. 2 в качестве первоначальной схемы нагнетания реакция измерительных систем указывает, что высота трещины увеличилась на 20% сверх ожидаемой высоты трещины, используемой для разработки схемы, представленной в
- 12 011447 табл. 2. Для компенсации увеличения высоты трещины произведение времени порции без проппанта на скорость нагнетания можно уменьшить с коэффициентом 0,83 (1,0/1,2~0,83) для поддержания расстояния между порциями ниже критического предела ЬСГ11. Если скорость нагнетания поддерживается постоянной и равной 35 л/мин, увеличение высоты трещины на 20% приведет к регулировке значений времени без порции до значений 8,63 (10,40-0,83) и 9,61 (11,58-0,83) на стадиях 6,0 и 10,0 фунт/гал соответственно. Без автоматического управления в ходе НРР-обработки объем порции без проппанта, подлежащей нагнетанию оказывается завышенным, что приводит к выклиниванию стенок трещины между двумя столбцами целиков. В области выклинивания ширина трещины может составлять порядка 0,05 мм или менее, что обусловлено естественной шероховатостью стенок трещины. В предельных случаях, когда шероховатость стенок мала или отсутствует, ширина трещины, по существу, равна нулю (0), что дает эффективную проницаемость трещины.
Если при правильном выполнении автоматизированной НРР-обработке получается минимальная ширина трещины около 0,5 мм, проницаемость трещины можно оценить равной 0,1 мм3 [к~те3~(0,5 мм)3]. Если ширина трещины в области выклинивания составляет только 0,05 мм, проницаемость трещины можно оценить равной 0,0001 мм3 [ к—те3—(0,05 мм)3]. Таким образом, автоматизированная НРРобработка без выклинивания может обеспечивать 1000-кратное повышение проницаемости по сравнению с обработкой с выклиниванием, отвечающей уровню техники.
Claims (18)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ неоднородного размещения проппанта в подземном пласте, содержащий следующие этапы:(а) построение первоначальной модели для неоднородного размещения проппанта в трещине пласта;(б) разработку первоначальной схемы размещения проппанта для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину, прогнозируемую для получения первоначальной модели;(в) доставку проппанта в трещину согласно первоначальной схеме размещения проппанта;(г) измерение в реальном времени геометрии трещины в ходе доставки проппанта;(д) обновление модели согласно измерениям геометрии;(е) обновление схемы размещения проппанта согласно обновленной модели и доставку проппанта согласно обновленной схеме размещения проппанта;(ж) повторение этапов (г)-(е) в реальном времени до завершения доставки проппанта.
- 2. Способ по п.1, в котором параметры модели содержат механические свойства пласта, выбранные из группы, состоящей из модуля Юнга, коэффициента Пуассона, эффективного напряжения пласта и их комбинации.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором доставка проппанта осуществляется порциями и схема размещения проппанта содержит порции проппанта, перемежающиеся с текучей средой, обедненной проппантом.
- 4. Способ по любому из предыдущих пунктов, содержащий этап фазирования доставки проппанта в смесителе программируемой оптической плотности или фазирование доставки проппанта в трубчатом смесителе.
- 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, содержащий этап изменения расхода при доставке текучей среды.
- 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором на этапе доставки проппанта автоматически управляется нагнетание и смешивание проппанта и текучей среды для обработки пласта.
- 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором на этапе построения и обновления модели определяется количество проппанта для доставки и/или определяются размеры трещины.
- 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором текучая среда для обработки пласта содержит триггер неоднородности для неоднородного размещения проппанта.
- 9. Способ по п.8, в котором триггер неоднородности является одним из химического триггера неоднородности, физического триггера неоднородности и волоконного триггера неоднородности.
- 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий этап формирования скоплений проппанта с открытыми каналами между скоплениями.
- 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий этап доставки волокна в трещину.
- 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором схема размещения проппанта дополнительно содержит изменение профиля концентрации проппанта в текучей среде для обработки пласта.
- 13. Способ по п.12, в котором профиль концентрации проппанта изменяется согласно методу дисперсии и/или профиль концентрации проппанта изменяется для подавления формирования точек выклинивания.
- 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором измерения геометрии трещины содержат сейсмический мониторинг.- 13 011447
- 15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором на этапе обновления модели определяется увеличение трещины согласно расчетам материального баланса, измерениям реакции на изменение давления, измерениям сейсмических событий или их комбинации.
- 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий этап обеспечения смыкания трещины.
- 17. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно содержащий этап добычи текучих сред из пласта.
- 18. Способ по любому из предыдущих пунктов, выполняемый с использованием системы, содержащей устройство для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину, датчик для измерения геометрии трещины, компьютер, осуществляющий связь с датчиком, содержащий программный инструмент для построения в реальном времени модели для неоднородного размещения проппанта в трещине на основании данных измерений, произведенных датчиком, и программный инструмент для разработки и обновления схемы размещения проппанта для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта в трещину в соответствии с моделью, и канал управления между компьютером и устройством для доставки проппанта и текучей среды для обработки пласта согласно обновленной схеме размещения проппанта.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/613,693 US7451812B2 (en) | 2006-12-20 | 2006-12-20 | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200702563A1 EA200702563A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA011447B1 true EA011447B1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=39154373
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200702563A EA011447B1 (ru) | 2006-12-20 | 2007-12-19 | Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7451812B2 (ru) |
| AR (1) | AR064451A1 (ru) |
| CA (1) | CA2672852C (ru) |
| EA (1) | EA011447B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009006521A (ru) |
| WO (1) | WO2008075242A1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| US8967251B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of a formation hydraulic fracturing |
| RU2608372C2 (ru) * | 2011-06-15 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта |
| RU2730575C1 (ru) * | 2017-03-31 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта |
| RU2757386C1 (ru) * | 2020-11-16 | 2021-10-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Способ проведения электромагнитного мониторинга ГРП |
Families Citing this family (139)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8126689B2 (en) * | 2003-12-04 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for geomechanical fracture modeling |
| US9863240B2 (en) * | 2004-03-11 | 2018-01-09 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for drilling a probabilistic approach |
| GB2439571B (en) * | 2006-06-28 | 2008-11-12 | Schlumberger Holdings | Method for updating a model of the earth using microseismic measurements |
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | 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 |
| US7581590B2 (en) | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US9085727B2 (en) * | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US7908230B2 (en) * | 2007-02-16 | 2011-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for fracture design optimization |
| MX2009013755A (es) * | 2007-07-03 | 2010-01-26 | Schlumberger Technology Bv | Estrategia de perforacion para colocacion de agente sustentador heterogeneo en fractura hidraulica. |
| 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 |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8794316B2 (en) * | 2008-04-02 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Refracture-candidate evaluation and stimulation methods |
| AU2009257881B2 (en) * | 2008-05-19 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation treatment using electromagnetic radiation |
| MX2010012463A (es) | 2008-05-20 | 2010-12-07 | Oxane Materials Inc | Metodo de fabricacion y uso de un agente de sustentacion funcional para la determinacion de geometrias subterraneas de fractura. |
| US8938363B2 (en) | 2008-08-18 | 2015-01-20 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations and determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US7967069B2 (en) * | 2008-10-22 | 2011-06-28 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
| US9086507B2 (en) * | 2008-08-18 | 2015-07-21 | Westerngeco L.L.C. | Determining characteristics of a subterranean body using pressure data and seismic data |
| US9127543B2 (en) | 2008-10-22 | 2015-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Active seismic monitoring of fracturing operations |
| WO2010053931A1 (en) * | 2008-11-06 | 2010-05-14 | Schlumberger Canada Limited | Distributed acoustic wave detection |
| US9546548B2 (en) | 2008-11-06 | 2017-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for locating a cement sheath in a cased wellbore |
| US8127844B2 (en) | 2009-03-31 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method for oilfield material delivery |
| US20100243252A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Rajesh Luharuka | Apparatus and Method for Oilfield Material Delivery |
| US20100243251A1 (en) * | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Rajesh Luharuka | Apparatus and Method for Oilfield Material Delivery |
| NO345867B1 (no) * | 2009-05-27 | 2021-09-20 | Optasense Holdings Ltd | Overvåkning av sprekkdannelser |
| US8386226B2 (en) | 2009-11-25 | 2013-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic simulation of subterranean fracture propagation |
| US8898044B2 (en) | 2009-11-25 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating subterranean fracture propagation |
| US8886502B2 (en) | 2009-11-25 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Simulating injection treatments from multiple wells |
| US8392165B2 (en) | 2009-11-25 | 2013-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Probabilistic earth model for subterranean fracture simulation |
| US9176245B2 (en) | 2009-11-25 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Refining information on subterranean fractures |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| MX348816B (es) * | 2010-05-17 | 2017-06-30 | Schlumberger Tech B V * | Métodos para proporcionar barros de agentes de soporte en tratamientos de fracturación. |
| 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 |
| US8924158B2 (en) | 2010-08-09 | 2014-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic acquisition system including a distributed sensor having an optical fiber |
| 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 |
| WO2012071226A1 (en) | 2010-11-23 | 2012-05-31 | Conocophillips Company | Electrical methods seismic interface box |
| CA2818255C (en) * | 2010-12-14 | 2020-08-18 | Conocophillips Company | Autonomous electrical methods node |
| EP2652235A4 (en) | 2010-12-15 | 2017-07-05 | ConocoPhillips Company | Electrical methods fracture detection via 4d techniques |
| SK1692010A3 (sk) * | 2010-12-16 | 2012-07-03 | Naftamatika, S. R. O. | Method of diagnosis and management of pumping oil or gas wells and device there of |
| WO2012094134A1 (en) | 2011-01-05 | 2012-07-12 | Conocophillips Company | Fracture detection via self-potential methods with an electrically reactive proppant |
| US9194222B2 (en) * | 2011-04-19 | 2015-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for improved propped fracture geometry for high permeability reservoirs |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
| US10215013B2 (en) * | 2011-11-10 | 2019-02-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Real time downhole sensor data for controlling surface stimulation equipment |
| CA2768538A1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-08-16 | Shannon Keith Latimer | Fill material dispensing method and apparatus |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| RU2604104C2 (ru) | 2012-04-10 | 2016-12-10 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ и устройство для генерирования сейсмических импульсов при картировании подземных трещин |
| WO2014022705A1 (en) * | 2012-08-02 | 2014-02-06 | Research Triangle Institute, International | Location of sensors in well formations |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
| EP2941532A4 (en) | 2013-01-04 | 2017-04-19 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant and methods for detecting, locating and characterizing the electrically conductive proppant |
| US9434875B1 (en) | 2014-12-16 | 2016-09-06 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically-conductive proppant and methods for making and using same |
| WO2014129924A1 (en) * | 2013-02-22 | 2014-08-28 | Schlumberger Canada Limited | Methods for heterogeneous proppant placement and reduced fluids loss during fracturing |
| US9097097B2 (en) | 2013-03-20 | 2015-08-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of determination of fracture extent |
| US9488043B2 (en) | 2013-05-17 | 2016-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures |
| US9500069B2 (en) | 2013-05-17 | 2016-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures |
| US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
| AU2013390825B2 (en) * | 2013-05-31 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating seismic pulses to map subterranean fractures |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| US9367653B2 (en) | 2013-08-27 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant transport model for well system fluid flow simulations |
| US9677393B2 (en) * | 2013-08-28 | 2017-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for performing a stimulation operation with proppant placement at a wellsite |
| WO2015030760A1 (en) * | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for providing step changes in proppant delivery |
| US10240447B2 (en) * | 2013-09-26 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation |
| US9617458B2 (en) | 2013-10-31 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications |
| RU2679934C1 (ru) | 2013-11-18 | 2019-02-14 | Зе Лубризол Корпорейшн | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке |
| WO2015152756A1 (ru) | 2014-03-31 | 2015-10-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях |
| US20150369028A1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Compound cluster placement in fractures |
| US20150369029A1 (en) * | 2014-06-24 | 2015-12-24 | Schlumberger Technology Corporation | Compound cluster placement in fractures |
| US9784885B2 (en) | 2014-06-27 | 2017-10-10 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for estimating sizes and effects of wellbore obstructions in water injection wells |
| MX2016016569A (es) * | 2014-06-30 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Bv | Metodo para el diseño de pozos de produccion y pozos de inyeccion. |
| US9551210B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture |
| WO2016060688A1 (en) * | 2014-10-17 | 2016-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems employing a flow prediction model based on acoustic activity and proppant compensation |
| US10012069B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique |
| US10001769B2 (en) | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| CA2964862C (en) * | 2014-11-19 | 2019-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Filtering microseismic events for updating and calibrating a fracture model |
| WO2016080981A1 (en) | 2014-11-19 | 2016-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing microseismic monitoring uncertainty |
| US10442984B2 (en) | 2014-12-03 | 2019-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Smart fracturing fluid |
| WO2016105351A1 (en) | 2014-12-23 | 2016-06-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Microseismic monitoring sensor uncertainty reduction |
| WO2016108807A1 (en) * | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control system for optimizing the placement of pillars during a subterranean operation |
| US20160215604A1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US10214681B2 (en) | 2015-04-01 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| WO2016164030A1 (en) * | 2015-04-09 | 2016-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability |
| WO2016200808A1 (en) | 2015-06-09 | 2016-12-15 | Shell Oil Company | Controlled placement of proppant while fracturing |
| WO2017052499A1 (en) * | 2015-09-21 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time control of diverters |
| CA3003409C (en) * | 2015-12-02 | 2020-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of fracturing a formation |
| US10415382B2 (en) * | 2016-05-03 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations |
| CA3206994A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
| CA3035867A1 (en) | 2016-10-20 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving channel formation |
| US20190249542A1 (en) * | 2016-11-07 | 2019-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-Time Model for Diverter Drop Decision using DAS and Step Down Analysis |
| US11047220B2 (en) | 2017-01-31 | 2021-06-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time optimization of stimulation treatments for multistage fracture stimulation |
| CA3050922C (en) * | 2017-02-08 | 2024-01-09 | Gas Technology Institute | Detection and quantification of proppant for optimized fracture treatment design in in-fill and new wells |
| US10914139B2 (en) * | 2017-02-22 | 2021-02-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimization of the number of diverter injections and the timing of the diverter injections relative to stimulant injection |
| WO2018194663A1 (en) | 2017-04-21 | 2018-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Associative polymer fluid with clay nanoparticles for proppant suspension |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| US10113406B1 (en) | 2017-09-21 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with nanosilica carrier fluid |
| US10655443B2 (en) * | 2017-09-21 | 2020-05-19 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids |
| RU2739287C1 (ru) | 2017-12-05 | 2020-12-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ анализа и проектирования стимуляции подземного пласта |
| WO2019117900A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time perforation plug deployment and stimulation in a subsurface formation |
| WO2019117901A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reel-time perforation plug deployment and stimulation in a subsurface formation |
| US11008855B2 (en) | 2017-12-18 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for imaging a proppant in a hydraulically-fractured oil reservoir |
| US11401793B2 (en) | 2018-11-29 | 2022-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimizing proppant placement for fracturing operations |
| EA202191530A1 (ru) | 2018-12-06 | 2021-09-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обработка пласта методом многостадийного гидроразрыва с корректировкой в режиме реального времени |
| US11879317B2 (en) | 2018-12-21 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow rate optimization during simultaneous multi-well stimulation treatments |
| US10914156B2 (en) * | 2019-05-30 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Frac pulser system and method of use thereof |
| US10808515B1 (en) * | 2019-06-10 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propped fracture geometry with continuous flow |
| US10989035B2 (en) | 2019-06-20 | 2021-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant ramp-up for cluster efficiency |
| US10920558B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing proppant distribution and well production |
| CN112228033B (zh) * | 2019-07-15 | 2022-09-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种定量分析压裂后裂缝有效性的方法及系统 |
| US11492541B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials |
| WO2021016515A1 (en) | 2019-07-24 | 2021-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| US11230661B2 (en) | 2019-09-05 | 2022-01-25 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| US11449645B2 (en) | 2019-09-09 | 2022-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibrating a diversion model for a hydraulic fracturing well system |
| US11319790B2 (en) | 2019-10-30 | 2022-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant ramp up decision making |
| CN110984947B (zh) * | 2019-12-17 | 2022-04-01 | 西南石油大学 | 一种针对天然裂缝发育气藏水力压裂的支撑剂精准置放方法 |
| US11753919B2 (en) | 2019-12-19 | 2023-09-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region |
| US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11473001B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11268373B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells |
| US11473009B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11365344B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11578263B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Ceramic-coated proppant |
| US11795382B2 (en) | 2020-07-14 | 2023-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Pillar fracturing |
| CN114112828B (zh) * | 2020-08-27 | 2024-01-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 微支撑剂铺置浓度选择方法 |
| US20220112796A1 (en) * | 2020-10-09 | 2022-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expert system for well treatment |
| US11513500B2 (en) | 2020-10-09 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for equipment control |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| WO2024039832A1 (en) * | 2022-08-18 | 2024-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for determining proppant concentration in fracturing fluids |
| CN116752951B (zh) * | 2023-06-15 | 2023-11-21 | 中国矿业大学 | 煤层裂缝径向流动过程煤粉运移监测可视模拟装置及方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2003789C1 (ru) * | 1992-02-17 | 1993-11-30 | го Владимир Викторович Шел | Способ разработки нефт ного месторождени |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US6876959B1 (en) * | 1999-04-29 | 2005-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic fractioning analysis and design |
| RU2278401C1 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии и рассеянного излучения и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3235007A (en) * | 1961-09-05 | 1966-02-15 | Atlantic Refining Co | Multilayer propping of fractures |
| US5413179A (en) * | 1993-04-16 | 1995-05-09 | The Energex Company | System and method for monitoring fracture growth during hydraulic fracture treatment |
| US5377104A (en) * | 1993-07-23 | 1994-12-27 | Teledyne Industries, Inc. | Passive seismic imaging for real time management and verification of hydraulic fracturing and of geologic containment of hazardous wastes injected into hydraulic fractures |
| JP4773638B2 (ja) * | 2001-06-28 | 2011-09-14 | 株式会社ジャパーナ | ゴルフシューズ用スパイク鋲 |
| US6795773B2 (en) * | 2001-09-07 | 2004-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well completion method, including integrated approach for fracture optimization |
| US7216711B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-05-15 | Halliburton Eenrgy Services, Inc. | Methods of coating resin and blending resin-coated proppant |
| CA2475007A1 (en) | 2002-02-01 | 2003-08-14 | Regents Of The University Of Minnesota | Interpretation and design of hydraulic fracturing treatments |
| US20030205376A1 (en) | 2002-04-19 | 2003-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment |
| US6978832B2 (en) | 2002-09-09 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in the formation |
| US6847034B2 (en) | 2002-09-09 | 2005-01-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole sensing with fiber in exterior annulus |
| GB2434165B (en) | 2002-12-14 | 2007-09-19 | Schlumberger Holdings | System and method for wellbore communication |
| US7114570B2 (en) | 2003-04-07 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing unconsolidated subterranean formations |
| US7134492B2 (en) | 2003-04-18 | 2006-11-14 | Schlumberger Technology Corporation | Mapping fracture dimensions |
| US6978836B2 (en) | 2003-05-23 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling water and particulate production |
| US7114560B2 (en) | 2003-06-23 | 2006-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing treatment fluid placement in a subterranean formation |
| US7013976B2 (en) | 2003-06-25 | 2006-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean formations |
| US7021379B2 (en) | 2003-07-07 | 2006-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures |
| US7066258B2 (en) | 2003-07-08 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures |
| US7059406B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Production-enhancing completion methods |
| US7237609B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
| US7017665B2 (en) | 2003-08-26 | 2006-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Strengthening near well bore subterranean formations |
| US7156194B2 (en) | 2003-08-26 | 2007-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulate |
| US7032667B2 (en) | 2003-09-10 | 2006-04-25 | Halliburtonn Energy Services, Inc. | Methods for enhancing the consolidation strength of resin coated particulates |
| US20050115711A1 (en) * | 2003-11-11 | 2005-06-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for determining an optimum pumping schedule corresponding to an optimum return on investment when fracturing a formation penetrated by a wellbore |
| US7063150B2 (en) | 2003-11-25 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for preparing slurries of coated particulates |
| US7131493B2 (en) | 2004-01-16 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using sealants in multilateral junctions |
| US7063151B2 (en) | 2004-03-05 | 2006-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing and using coated particulates |
| US7073581B2 (en) | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US7281581B2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
-
2006
- 2006-12-20 US US11/613,693 patent/US7451812B2/en active Active
-
2007
- 2007-12-06 CA CA2672852A patent/CA2672852C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-12-06 WO PCT/IB2007/054953 patent/WO2008075242A1/en active Application Filing
- 2007-12-06 MX MX2009006521A patent/MX2009006521A/es active IP Right Grant
- 2007-12-19 AR ARP070105728A patent/AR064451A1/es not_active Application Discontinuation
- 2007-12-19 EA EA200702563A patent/EA011447B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2003789C1 (ru) * | 1992-02-17 | 1993-11-30 | го Владимир Викторович Шел | Способ разработки нефт ного месторождени |
| US6876959B1 (en) * | 1999-04-29 | 2005-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for hydraulic fractioning analysis and design |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| RU2278401C1 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии и рассеянного излучения и устройство для его осуществления |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8967251B2 (en) | 2010-12-21 | 2015-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of a formation hydraulic fracturing |
| RU2608372C2 (ru) * | 2011-06-15 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта |
| RU2483209C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2730575C1 (ru) * | 2017-03-31 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ построения плана гидроразрыва пласта и способ гидроразрыва пласта |
| RU2757386C1 (ru) * | 2020-11-16 | 2021-10-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Способ проведения электромагнитного мониторинга ГРП |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2672852A1 (en) | 2008-06-26 |
| US20080149329A1 (en) | 2008-06-26 |
| MX2009006521A (es) | 2009-07-17 |
| CA2672852C (en) | 2012-10-23 |
| US7451812B2 (en) | 2008-11-18 |
| WO2008075242A1 (en) | 2008-06-26 |
| WO2008075242B1 (en) | 2008-10-02 |
| AR064451A1 (es) | 2009-04-01 |
| EA200702563A1 (ru) | 2008-06-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA011447B1 (ru) | Способ автоматизированного неоднородного размещения проппанта в подземном пласте | |
| US11313211B2 (en) | Hydraulic fracturing | |
| Warpinski et al. | Stimulating unconventional reservoirs: maximizing network growth while optimizing fracture conductivity | |
| EP2864442B1 (en) | Methods of improving hydraulic fracture network | |
| RU2566348C2 (ru) | Способ многопластового гидроразрыва в стволе скважины | |
| Li et al. | Quantitative investigation of multi-fracture morphology during TPDF through true tri-axial fracturing experiments and CT scanning | |
| CA2716018C (en) | Method of estimating well disposal capacity | |
| WO2016122792A1 (en) | Method of performing wellsite fracture operations with statistical uncertainties | |
| Kumar et al. | Integrated analysis of tracer and pressure-interference tests to identify well interference | |
| US11560776B2 (en) | Methods and systems of modeling fluid diversion treatment operations | |
| US11499406B2 (en) | Method for predicting of hydraulic fracturing and associated risks | |
| US11319790B2 (en) | Proppant ramp up decision making | |
| US11879317B2 (en) | Flow rate optimization during simultaneous multi-well stimulation treatments | |
| Lorwongngam et al. | Using multidisciplinary data gathering to evaluate eXtreme limited entry completion design and improve perforation cluster efficiency | |
| EP3455462B1 (en) | Acquiring formation fluid samples using micro-fracturing | |
| US11753919B2 (en) | Method to improve hydraulic fracturing in the near wellbore region | |
| Cheng et al. | Hydraulic fracturing experiment investigation for the application of geothermal energy extraction | |
| Li et al. | A comprehensive simulation study of Hydraulic Fracturing Test Site 2 (HFTS-2): Part I–Modeling pressure-dependent and time-dependent fracture conductivity in fully calibrated fracture and reservoir models | |
| Hu et al. | Model for asymmetric hydraulic fractures with nonuniform-stress distribution | |
| WO2019112469A1 (en) | Method for reservoir stimulation analysis and design based on lagrangian approach | |
| US11236597B2 (en) | Downhole customization of fracturing fluids for micro-fracturing operations | |
| Zhang et al. | Unlock HTHP Unconventional Play in West China by Integrating Cross Domain Expertise | |
| Sharma | Advanced Fracturing Technology for Tight Gas: An East Texas Field Demonstration | |
| Valkó | Hydraulic fracturing | |
| Carpenter | Integrated Technique Provides Effective Water Diagnostics in Tight Sand |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| 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): KZ RU |