EA012889B1 - Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем - Google Patents
Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем Download PDFInfo
- Publication number
- EA012889B1 EA012889B1 EA200701378A EA200701378A EA012889B1 EA 012889 B1 EA012889 B1 EA 012889B1 EA 200701378 A EA200701378 A EA 200701378A EA 200701378 A EA200701378 A EA 200701378A EA 012889 B1 EA012889 B1 EA 012889B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- proppant
- fracture
- fibers
- particles
- injection
- Prior art date
Links
- 239000000945 filler Substances 0.000 title abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 126
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 98
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 94
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 67
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 52
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 73
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 71
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 70
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 59
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 57
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 57
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 36
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 35
- 230000005465 channeling Effects 0.000 claims description 34
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 32
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 23
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 23
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 21
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 21
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 20
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 19
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 claims description 19
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 18
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 16
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 15
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 claims description 12
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 10
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 10
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 9
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 9
- 208000002193 Pain Diseases 0.000 claims description 7
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 7
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 7
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 7
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 7
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 6
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 6
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 4
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 claims description 3
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 3
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 claims 2
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 claims 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003180 well treatment fluid Substances 0.000 abstract 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 71
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 70
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 69
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 60
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 44
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 30
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 30
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 28
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 26
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 23
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 22
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 21
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 18
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical class OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 16
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 16
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical class CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 description 15
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 14
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 10
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 9
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 7
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 6
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical group CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 229960004275 glycolic acid Drugs 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 description 5
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 5
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 5
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 4
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 4
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 4
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 4
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 3
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 3
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 235000014571 nuts Nutrition 0.000 description 3
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 3
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 3
- OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 2-oxidanylethanoic acid Chemical compound OCC(O)=O.OCC(O)=O OORRCVPWRPVJEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- 229920000914 Metallic fiber Polymers 0.000 description 2
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L calcium stearate Chemical compound [Ca+2].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O CJZGTCYPCWQAJB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000013539 calcium stearate Nutrition 0.000 description 2
- 239000008116 calcium stearate Substances 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 150000007942 carboxylates Chemical class 0.000 description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 2
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 150000003891 oxalate salts Chemical class 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 229910000031 sodium sesquicarbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000018341 sodium sesquicarbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N tetraethylenepentamine Chemical compound NCCNCCNCCNCCN FAGUFWYHJQFNRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K trisodium;hydrogen carbonate;carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OC([O-])=O.[O-]C([O-])=O WCTAGTRAWPDFQO-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N ε-Caprolactone Chemical compound O=C1CCCCCO1 PAPBSGBWRJIAAV-UHFFFAOYSA-N 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
- WLAMNBDJUVNPJU-UHFFFAOYSA-N 2-methylbutyric acid Chemical compound CCC(C)C(O)=O WLAMNBDJUVNPJU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 5-(5-carboxythiophen-2-yl)thiophene-2-carboxylic acid Chemical compound S1C(C(=O)O)=CC=C1C1=CC=C(C(O)=O)S1 DDFHBQSCUXNBSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002972 Acrylic fiber Polymers 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
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- 241000723418 Carya Species 0.000 description 1
- 244000068645 Carya illinoensis Species 0.000 description 1
- 235000009025 Carya illinoensis Nutrition 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
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 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
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 240000007817 Olea europaea Species 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 241000219000 Populus Species 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
- 244000305267 Quercus macrolepis Species 0.000 description 1
- 229920002305 Schizophyllan Polymers 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000186561 Swietenia macrophylla Species 0.000 description 1
- 235000016383 Zea mays subsp huehuetenangensis Nutrition 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-M acetoacetate Chemical compound CC(=O)CC([O-])=O WDJHALXBUFZDSR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000020224 almond Nutrition 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N alpha-D-galactose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PHYPRBDBSA-N 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006125 amorphous polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011805 ball Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 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
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 235000019693 cherries Nutrition 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000036461 convulsion Effects 0.000 description 1
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 239000002178 crystalline material Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 150000002222 fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 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
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 235000009973 maize Nutrition 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000011860 particles by size Substances 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 235000021110 pickles Nutrition 0.000 description 1
- 229920001485 poly(butyl acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 230000005588 protonation Effects 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005372 silanol group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 150000003440 styrenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
- 239000003356 suture material Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Producing Shaped Articles From Materials (AREA)
Abstract
Предлагается способ размещения гетерогенного проппанта в трещине подземного пласта. Способ включает нагнетание жидкости для обработки приствольной зоны, содержащей проппант (16) и разделяющий проппант наполнитель, именуемый «каналообразователь» (18), через ствол скважины (10) в трещину (20), гетерогенное размещение проппанта в трещине в виде множества скоплений или островов проппанта (22), разделенных каналообразователем (24), и удаление каналообразующего наполнителя (24) с образованием открытых каналов (26) вокруг опорных участков (28) для движения флюидов из пласта (14) через трещину (20) к стволу скважины (10). Проппант и каналообразователь могут быть разделены, находясь в составе жидкости для обработки приствольной зоны, или разделены во время размещения в трещине. Каналообразователь может представлять собой растворимые частицы, первоначально, во время размещения проппанта в трещине, выполняющие роль наполнителя, а затем растворяться, оставляя протоки между опорными участками проппанта. Жидкость для обработки приствольной зоны может содержать волокна, обеспечивающие армирование и уплотнение проппанта и дополнительно или в качестве альтернативы препятствующие осаждению проппанта в этой жидкости.
Description
Настоящее изобретение относится к интенсификации притока пластовых флюидов в скважины, пронизывающие подземные пласты, и более конкретно, интенсификации притока пластовых флюидов в трещины путем нагнетания в трещину проппанта с образованием участков с низким гидравлическим сопротивлением для добычи углеводородов.
Уровень техники
Известны различные способы осуществления гидроразрыва пласта с целью интенсификации притока пластовых флюидов. Наиболее типичным способом является создание гидравлического давления путем закачивания жидкости гидроразрыва, в результате чего образуются и развиваются трещины. В расширяющуюся трещину вместе с жидкостью гидроразрыва поступают твердые частицы проппанта. При снятии гидравлического давления в результате отведения жидкости гидроразрыва трещина не закрывается полностью; напротив, она остается расклиненной уплотненным проппантом, давая возможность пластовым флюидам притекать из пласта через массив проппанта к стволу эксплуатационной скважины.
Эффективность применения гидроразрыва может зависеть от того, смогут ли пластовые флюиды притекать из пласта через массив проппанта. Другими словами, массив или матрица проппанта должны обладать высокой, по сравнению с пластом, проницаемостью для движения флюидов к стволу скважины и низким сопротивлением. Кроме того, поверхность трещины при гидроразрыве не должна существенно закупориваться, чтобы сохранять оптимальную проницаемость для движения пластовых флюидов из пласта в трещину и массив проппанта.
В рамках известного уровня техники были сделаны попытки повысить проницаемость массива проппанта путем увеличения пористости промежуточных каналов между соседними частицами проппанта в матрице. Например, в документе И8 200600408944 А1 (уаи Ва1епЬитд, с1 а1.) описан способ достижения высокого уровня пористости расклиненной трещины при помощи суспензии, состоящей из жидкости гидроразрыва, твердых частиц проппанта и утяжелителя. Технологии, относящиеся к известному уровню техники, направлены на распределение пор и промежуточных каналов в уплотненной матрице проппанта, заполняющего трещину, по возможности, наиболее однородно и, таким образом, представляют собой способы размещения гомогенного проппанта, обеспечивающие однородное распределение в трещине проппанта и других стимулирующих повышение пористости материалов.
В другом примере И8 20060048943 А1 (Рагкег, е1 а1.), твердые частицы проппанта и разлагающиеся материалы не разделяются перед, во время или после нагнетания, тем самым поддерживается однородность матрицы проппанта. Жидкости гидроразрыва тщательно перемешивают, чтобы предотвратить какое-либо разделение проппанта и не относящихся к проппанту твердых частиц. В соответствии с другим подходом материалы, не являющиеся проппантом, обладают такими же, как у проппанта размером, формой и удельным весом с целью поддержания достаточной однородности смеси частиц в жидкости гидроразрыва и образующемся массиве проппанта.
Также для повышения гомогенности распределения твердых частиц проппанта и частиц, не являющихся проппантом, во время смешивания и нагнетания через скважину в трещину на них наносят повышающие клейкость покрытия.
Относительно новый подход к повышению гидравлической проводимости трещин заключается в попытке создания в трещине скоплений проппанта в противоположность сплошному массиву. В документе И8 6776235 (Епд1аи6) изложен способ гидроразрыва подземных пластов, включающий переменное нагнетание содержащих проппант жидкостей гидроразрыва, противоположных по скорости осаждения проппанта, что вызывает образование скоплений проппанта в виде участков, предотвращающих закрытие трещины. В соответствии с этим способом переменно закачивают содержащую и не содержащую проппант жидкость гидроразрыва с целью образования в трещине скоплений проппанта, или островов, и каналов между ними для движения флюидов. Количество проппанта, осаждающегося в трещине на каждой стадии, регулируют путем изменения транспортных характеристик жидкости (таких как вязкость и упругость), плотности, диаметра и содержания частиц проппанта и скорости нагнетания жидкости гидроразрыва. Однако управление положением содержащей проппант жидкости затруднительно. Например, содержащая проппант жидкость может обладать большей плотностью, чем не содержащая проппант, и, таким образом, может проходить под ней. Это может привести к неравномерному распределению скоплений проппанта, что, в свою очередь, может вызвать излишнее закрытие трещины там, где проппанта недостаточно, и сужение каналов движения флюидов там, где проппанта слишком много.
Сущность изобретения
В соответствии с настоящим изобретением проведение гидроразрыва пластов включает нагнетание в скважину проппанта и удаляемого материала, который может выполнять роль наполнителя, физически отделяющего скопления проппанта и сохраняющего определенное расстояние между ними во время размещения в трещине, однако затем может быть удален из каналов. Проппант и удаляемый материал распределяют в трещине так, что удаляемый материал отделен от проппанта и служит временным наполнителем, зажатым в трещине в пространстве между скоплениями, или островами, проппанта, образующего опорные участки, которые удерживают трещину открытой. Затем наполнитель удаляют, в результате чего образуются открытые каналы для беспрепятственного движения флюидов в трещине в пространстве
- 1 012889 вокруг опорных островов проппанта. Далее удаляемый образующий каналы наполнитель именуется Заявителем «каналообразователь» (сйаппе1ап1).
В первом аспекте настоящее изобретение относится к способам размещения гетерогенного проппанта в трещинах подземных пластов, выполняемого путем нагнетания жидкости для обработки приствольной зоны в трещину подземного пласта через ствол скважины. Эта жидкость может содержать проппант и разделяющий проппант каналообразующий материал. Проппант может быть размещен в трещине в виде множества скоплений проппанта, образующих опорные участки, отделенные друг от друга каналообразователем. Затем каналообразователь может быть удален, тогда вокруг опорных участков образуются открытые каналы для движения флюидов из пласта по трещине к стволу скважины.
Согласно другому аспекту настоящее изобретение относится к способам обработки подземного пласта, пронизываемого стволом скважины, согласно которым трещина в пласте образуется в результате нагнетания в ствол скважины жидкости под давлением, которое равно или выше давления раскрытия трещины, с последующим нагнетанием в одну или более стадий жидкости для обработки приствольной зоны, содержащей проппант, и жидкости, содержащей каналообразователь, эти жидкости нагнетают порознь и/или одновременно. Каналообразователь затем может быть удален, в результате чего вокруг опорных участков проппанта образуются открытые каналы для движения флюидов из пласта по трещине к стволу скважины. На удаление каналообразователя могут влиять такие факторы, как проникновение пластовых флюидов, воздействие воды, время, присутствие реагентов постепенно нарастающего или отсроченного действия в составе частиц каналообразователя или в смеси с ними, введение дополнительно после нагнетания активирующей жидкости и т.п., а также любое их сочетание.
В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения каналообразователь может включать твердые частицы, которые могут объединяться между островами проппанта, или опорными участками. В одном из вариантов осуществления проппант и частицы каналообразователя могут быть разделены во время нагнетания жидкости для обработки приствольной зоны. В другом варианте осуществления частицы каналообразователя поддерживают в твердом состоянии внутри трещины.
Нагнетание может включать стадию закачки жидкости-носителя без проппанта для инициирования гидроразрыва; и затем нагнетания в образовавшуюся трещину проппанта и каналообразователя.
В одном из вариантов осуществления нагнетание может, кроме того, включать завершающую стадию, предназначенную для формирования в трещине между открытыми каналами и стволом скважины проницаемого массива проппанта.
В одном из вариантов осуществления жидкость для обработки приствольной зоны может состоять из смешанных фаз, включая обогащенную проппантом фазу и обогащенную каналообразователем фазу. В некоторых вариантах осуществления обогащенная проппантом фаза может быть дискретной. Кроме этого или в качестве альтернативы, обогащенная каналообразователем фаза может быть сплошной. В другом варианте осуществления в жидкости для обработки приствольной зоны могут чередоваться объемы обогащенной проппантом жидкости, разделенные объемами жидкости, содержащей каналообразователь.
Кроме этого или в качестве альтернативы, жидкость для обработки приствольной зоны во время нагнетания может содержать смесь проппанта и каналообразователя, а соответствующий способ может включать стадию разделения проппанта и каналообразователя для размещения в трещине. В одном из вариантов осуществления разделение может быть облегчено за счет разности плотности проппанта и каналообразователя. Кроме этого или в качестве альтернативы, разделение может быть облегчено за счет разного сродства к воде проппанта и каналообразователя.
В одном из вариантов осуществления изобретения каналообразователь может содержать твердое исходное вещество для получения кислоты в трещине. Образующаяся кислота может быть использована для разрушения геля в жидкости гидроразрыва. В другом варианте осуществления образующаяся кислота может протравливать материал пласта с целью расширения каналов. Кроме этого или в качестве альтернативы, образующаяся кислота может облегчать уплотнение скоплений проппанта.
Материалом проппанта может служить песок, ореховая скорлупа, керамика, боксит, стекло и т.п. или их сочетания. В одном из вариантов осуществления в состав проппанта входят керамические частицы, характеризующиеся малым разбросом размеров, и песок, обладающий большим разбросом размеров частиц. В соответствии с настоящим изобретением могут использоваться различные проппанты с покрытыми полимером (различные смоляные и полимерные покрытия) частицами, основу которых составляет любой из перечисленных ранее материалов, такой как песок, керамика, боксит, ореховая скорлупа и т. д. Также могут быть использованы другие проппанты, такие как пластмассовые шарики (например, из сополимера стирола и дивинилбензола) и металлические частицы. Проппант, используемый в данном случае, не обязательно должен обладать такой же проницаемостью, как требуется обычно, так как общая проницаемость трещины будет, по меньшей мере частично, достигнута за счет образования каналов. Другим материалом проппанта может служить буровой шлам, выкачиваемый из скважины. Возможно многие другие органические материалы могут быть покрыты смолой и использованы с указанной целью, например древесные стружки, различные семена и т. п. По существу, в качестве проппанта может быть использован любой материал, который будет поддерживать открытой расклиненную часть трещины.
- 2 012889
В качестве каналообразователя может быть использован любой материал, который после размещения в трещине разлагается или растворяется. Могут быть использованы, например, полимолочная кислота, полигликолевая кислота, полиол, полиэтилентерефталат, полисахарид, воск, соль, карбонат кальция, бензойная кислота, материалы на основе нафталина, оксид магния, бикарбонат натрия, растворимые смолы, хлорид натрия, хлорид кальция, сульфат аммония и т.п. или их сочетания. Частицы каналообразователя могут иметь размер и форму, согласующиеся с размером и формой проппанта, что способствует разделению. В одном из вариантов осуществления частицы каналообразователя могут иметь форму сфер, стержней, пластинок, лент и т. п. и их сочетания.
В одном из вариантов осуществления изобретения в состав каналообразователя могут входить волокна. Материалом волокон может быть, например, стекло, керамика, углерод, включая соединения на основе углерода, металл, включая сплавы, и т. п. или их сочетания, либо полимерные материалы, такие как полимолочная кислота, полигликолевая кислота, полиэтилентерефталат, полиол и т.п. или их сочетания. В одном из вариантов осуществления эти волокна могут образовывать сетчатую структуру. В одном из вариантов осуществления волокна могут обеспечивать армирование и уплотнение проппанта. В другом варианте осуществления волокна могут подавлять неравномерное осаждение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны.
В другом варианте осуществления изобретения в состав жидкости для обработки приствольной зоны может входить смесь волокон первого и второго типа, в которой волокна первого типа обеспечивают армирование и уплотнение проппанта, а волокна второго типа подавляют расслоение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны. Материалом волокон первого типа может быть стекло, керамика, углерод и соединения на основе углерода, металлы и их сплавы и т. п. или их сочетания, а материалом волокон второго типа - полимолочная кислота, полигликолевая кислота, полиэтилентерефталат, полиол и т.п. или их сочетания.
Кроме этого или в качестве альтернативы, проппант по отношению к каналообразователю может быть самоклеящимся или/и неклеящимся. Проппант, например, может обладать самоклеящимся покрытием. В другом варианте осуществления каналообразователь, аналогично, может быть по отношению к проппанту самоклеящимся или/и неклеящимся. Каналообразователь, например, может обладать самоклеящимся покрытием.
В другом варианте осуществления поверхность проппанта может быть гидрофобной, а поверхность каналообразователя может быть гидрофильной. В качестве альтернативы, поверхность проппанта может быть гидрофильной, а поверхность каналообразователя может быть гидрофобной.
Соответствующий способ может также включать стадию добычи флюидов, таких как углеводороды, из пласта через открытые каналы и ствол скважины.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 является схемой, на которой в разрезе показано размещение проппанта и удаляемого каналообразователя при гидроразрыве в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 2 является схемой, на которой в разрезе показано расположение ствола скважины, перфорационных отверстий и опорных участков проппанта в трещине после удаления из трещины, изображенной на фиг. 1, каналообразователя.
Фиг. 3 представляет собой боковой разрез трещины в карбонатном пласте, заполненной отделенными друг от друга проппантом и разлагаемым твердокислотным предшественником, являющимся каналообразователем, с соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 4 представляет собой боковой разрез трещины, изображенной на фиг. 3, после гидролиза твердокислотного предшественника и протравливания поверхности трещины вокруг участков образования кислоты.
Подробное описание изобретения
Вначале следует отметить, что при разработке любого актуального варианта осуществления настоящего изобретения для достижения конкретных целей, которые стоят перед разработчиком, придется принимать множество конкретных решений в отношении реализации отдельных положений, таких как соответствие параметрам системы или деловой конъюнктуры, разнящихся для разных случаев. Кроме того, следует учитывать, что проектно-конструкторские работы могут оказаться сложными и длительными, но, тем не менее, являются общепринятой практикой для специалистов в данной области, использующих преимущества, изложенные в настоящем описании.
Описание и примеры приведены исключительно с целью иллюстрации предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения и не должны рассматриваться как ограничение объема и применимости настоящего изобретения. Поскольку составы, являющиеся объектом настоящего изобретения, описываются здесь как включающие определенные материалы, следует понимать, что такой состав может необязательно содержать два или более химически разнородных материалов. Кроме того, такой состав может также содержать некоторые компоненты, отличные от уже упоминавшихся. В кратком изложении сущности изобретения и в данном подробном описании каждую численную величину следует один раз читать, как модифицированную термином «приблизительно» (если на это уже не указа
- 3 012889 но прямо), и затем читать снова без этой модификации, если в контексте не указано иное. Кроме того, следует понимать, что в кратком изложении сущности изобретения и в данном подробном описании указан или описан пригодный диапазон концентраций и под этим подразумевается, что любое и каждое значение концентрации этого диапазона, включая конечные точки, должны рассматриваться как заявленные. Например, выражение «диапазон от 1 до 10» следует читать как указывающее на каждую возможную величину на непрерывном отрезке от приблизительно 1 до приблизительно 10. Так, даже если однозначно определены характерные точки в пределах диапазона, либо никаких точек в пределах диапазона, или упоминаются только некоторые характерные точки, следует понимать, что авторы изобретения принимают во внимание, что любая точка и все точки в пределах диапазона должны рассматриваться как указанные и что объектом владения авторов изобретения является весь диапазон и все точки этого диапазона.
В соответствии со способом, являющимся объектом настоящего изобретения, жидкость гидроразрыва может содержать проппант и удаляемый разделяющий проппант материал, который может быть предназначен для формирования открытых каналов вокруг опорных участков проппанта. Такие внематричные образующие каналы материалы, включая разделяющие проппант частицы, именуются в настоящем документе «каналообразователь».
Под термином «открытые каналы» в настоящем документе понимаются взаимосвязанные проходы, образованные в системе проппант-трещина. Открытые каналы отличаются от промежуточных проходов между отдельными частицами проппанта в матрице проппанта тем, что каналы всецело простираются между противоположными поверхностями трещины, свободны от закупорки проппантом или другими препятствующими потоку объектами, существуют вне матрицы проппанта и боковыми сторонами связаны с опорными участками проппанта. Такие открытые каналы обычно имеют гидравлический радиус и, следовательно, гидравлическую проводимость, которая, по меньшей мере, на порядок выше, чем гидравлическая проводимость промежуточных каналов в матрице проппанта.
Открытые каналы могут быть образованы путем помещения в трещину проппанта и каналообразователя таким образом, чтобы составляющие опорные участки острова проппанта были, в конечном счете, отделены от образующего каналы удаляемого материала. Это разделение может происходить или начинаться при подготовке, смешивании или закачке жидкости для обработки приствольной зоны, при нагнетании жидкости для обработки приствольной зоны в трещину, во время или после размещения, уплотнения или осаждения проппанта в трещине, в ходе отдельной, следующей за нагнетанием, стадии химического и/или механического воздействия или обработки проппанта/каналообразователя, сопровождающих их начальное размещение в трещине, или в результате агрегирования и уплотнения проппанта при удалении каналообразователя.
Под терминами «разделение», «разделяющий» и т.п. в настоящем документе поднимается любое гетерогенное распределение проппанта/каналообразователя между обогащенными проппантом образующими опорные участки островами или областями и обедненными проппантом областями каналообразователя. Возможно, нет необходимости поддерживать обогащенные проппантом области полностью свободными от каналообразователя, так как содержание каналообразователя, особенно при относительно небольших его количествах, не сможет достигнуть величины, при которой он мог бы помешать образованию или уплотнению проппанта с образованием опорных участков достаточной для предотвращения закрытия трещины прочности. В одном из вариантов осуществления каналообразователь в проппанте или областях, заполненных проппантом, может способствовать уплотнению или армированию островов проппанта и/или упрочнению опорных участков проппанта. И наоборот, в областях, заполненных каналообразователем, могут присутствовать частицы проппанта, особенно в относительно небольших количествах; они остаются неуплотненными или, иначе, не препятствуют удалению каналообразователя и созданию открытых каналов и не вызывают закупорку или избыточное засорение открытых каналов проппантом.
Упрощенный вариант осуществления данного способа показан на фиг. 1-2; здесь частицы каналообразователя, как правило, могут быть нерастворимы в нагнетаемой жидкости и растворимы в пластовом флюиде. Как видно из фиг. 1, ствол скважины 10 в пласте 14 может оканчиваться перфорационными отверстиями 12. Разделенные частицы проппанта 16 и каналообразователя 18 могут быть поданы в составе жидкости гидроразрыва через ствол скважины 10 в трещину 20, где они размещаются гетерогенно в виде соответствующих обогащенных проппантом островов 22, разделенных областями, обогащенными каналообразователем 24. Трещине дают возможность закрыться, и острова проппанта 22 сжимаются с образованием опорных участков, поддерживающих трещину 20 и предотвращающих контакт противоположных поверхностей трещины друг с другом. Одновременно каналообразователь может уплотняться в обедненных проппантом областях 24 и способствовать ограничению сползания островов 22 или их расширению в длину из-за сжатия под действием веса пласта, тем самым облегчая достижение большей высоты или степени открытости образующейся расклиненной трещины и большей гидравлической проводимости.
На следующей технологической стадии каналообразователь удаляют, в соответствии с различными вариантами осуществления, путем промывки, растворения, размягчения, расплавления, разрушения или
- 4 012889 разложения, полностью или частично, при помощи соответствующего фактора активации, как то, кроме прочего, температура, время, рН, соленость, введение растворителя, введение катализатора, гидролиз и т.п. или любого их сочетания. Механизм активации может быть инициирован внешними условиями пласта, проникновением пластовых флюидов, воздействием воды, течением времени, присутствующими в частицах каналообразователя или смешанными с ним реагентами постепенно нарастающего или отсроченного действия, введением после нагнетания активирующей жидкости и т. п. или любой комбинацией этих факторов.
Затем, как показано на фиг. 2, в трещину 20 дают возможность проникнуть пластовым флюидам, которые перемещают каналообразователь, раствор каналообразователя, продукты разложения каналообразователя и любые неуплотненные частицы проппанта или другие частицы из обедненных проппантом областей. В одном из вариантов осуществления каналообразователь может быть просто неуплотненным, т.е. может быть удален гидравлически, либо может содержать неуплотненные частицы, которые могут быть удалены гидравлически, например, путем промывки трещины пластовым флюидом и/или нагнетаемой промывочной жидкостью или жидкостью обратной промывки. Таким образом, может быть сформирована сеть взаимосвязанных открытых каналов 26 вокруг опорных участков 28 с получением трещины 20 с высокой проводимостью с точки зрения движения флюидов. Теперь возможна добыча флюидов из пласта 14, поступающих в трещину 20, через открытые каналы 26 и перфорационные отверстия 12 в ствол скважины 10.
Каналообразователь может быть удален механически, например, при помощи жидкости, выталкивающей каналообразователь из пласта. В таком случае каналообразователь с момента нагнетания до удаления из трещины может оставаться в твердом состоянии. Некоторые пригодные материалы, устойчивые к разложению и измельчению, включают стекло, керамику, углерод и соединения на основе углерода, металлы и их сплавы, высокоплотные пластмассы, обладающие маслостойкостью и кристалличностью более чем, приблизительно, 10%. Некоторые другие пригодные полимерные материалы с высокой плотностью включают найлоны, акриловые волокна, стиролы, полиэфиры, полиэтилены, маслостойкие термореактивные смолы и их сочетания.
В качестве альтернативы, каналообразователь может быть размягчен, растворен, вступить в реакцию или быть разложенным иным образом. Материалы, пригодные для использования в качестве растворимого каналообразователя, включают, например, кроме прочего, волокна поливинилового спирта, соль, воск, карбонат кальция и т. п. и их сочетания. Может быть выбран маслорастворимый каналообразователь, который будет разлагаться добываемыми флюидами. В качестве альтернативы, может быть взят такой каналообразователь, который разлагается под действием веществ, специально нагнетаемых в пласт, где в смеси каналообразователя и такого вещества происходит замедленная реакция разложения каналообразователя.
В некоторых вариантах осуществления гидроразрыва, являющихся объектом настоящего изобретения, в качестве поддающегося разложению каналообразователя может быть использован твердокислотный предшественник. Подходящими растворимыми с выделением кислоты каналообразователями являются, например, кроме прочего, полимолочная кислота, полигликолевая кислота, карбоновые кислоты, лактид, гликолид, сополимеры молочной и гликолевой кислот и т.п. и их сочетания. Если пласт образован карбонатом, доломитом, песчаником или другой активной по отношению к кислоте породой, то продукт гидролиза каналообразователя, химически активная жидкая кислота, может протравливать поверхность породы пласта, не закрытую опорными участками проппанта. В результате протравливания расширяются открытые каналы и, таким образом, еще более повышается проводимость трещины между опорными участками. Другим назначением образующейся жидкости с кислотными свойствами может быть облегчение разрушения оставшегося геля, облегчение уплотнения скоплений проппанта, отверждение или размягчение полимерных покрытий и повышение проницаемости проппанта.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения каналообразователь может содержать или быть образован соединением фтора, способным при выделении фтора и соответствующем протонировании образовывать плавиковую кислоту. Некоторые, не являющиеся ограничительными, примеры фторсодержащих соединений, эффективных с точки зрения образования плавиковой кислоты, включают борфтороводородную кислоту, фторид аммония и т.п. и их сочетания.
На фиг. 3-4 показан процесс кислотного травления, предназначенный для увеличения проводимости трещины. На фиг. 3 острова проппанта 30 размещены в трещине 32 гетерогенно по отношению к подвергающемуся разложению твердокислотному предшественнику в обогащенных каналообразователем областях 34. На фиг. 4 видно, что в результате отсроченного гидролиза каналообразователя, представляющего собой твердокислотный предшественник, при условиях пласта образовалась кислота, протравливающая поверхность карбонатного пласта с образованием ограниченных определенным участком выемок 36, расширяющих каналы 38. Опорные участки проппанта 30 остаются неизменными и поддерживают трещину в открытом положении.
При проведении гидроразрыва нагнетание жидкости гидроразрыва в ствол скважины, прилегающий к стенке коллектора или продуктивной зоне пласта, производят при помощи насосов высокого давления, расположенных на поверхности. Первая стадия, также именуемая «стадией закачки жидкости гидрораз
- 5 012889 рыва без проппанта», включает нагнетание в ствол скважины жидкости гидроразрыва с достаточно большим расходом и при давлении, достаточном для разрушения, буквально, разрыва части окружающей толщи пород во вскрытом песчаном пласте. Эта стадия продолжается до тех пор, пока разрыв не достигнет размеров, достаточных для вмещения закачиваемой впоследствии, на стадии нагнетания проппанта, суспензии. Объем нагнетаемой жидкости без проппанта может быть определен специалистами в области проектирования гидроразрыва, например, как описано в Кекегуои· 8йти1а1юп, 3 Ей., М.1. Есопопийсх. К.О. Ыо11е, Еййога, 1о1из \Уйеу апй 8оп§, Ыете Уогк, 2000.
Жидкости гидроразрыва на водной основе общеизвестны, к ним для повышения вязкости добавляют, возможно, природные или искусственные водорастворимые полимеры и используют эти жидкости на всех стадиях - закачки жидкости без проппанта, нагнетания проппанта и/или каналообразователя. Указанные полимеры включают, кроме прочего, гуаровые смолы; высокомолекулярные полисахариды, состоящие из маннозы и галактозы; или производные гуара, такие как гидроксипропилгуар, карбоксиметилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар и т.п. Для повышения эффективного молекулярного веса полимера, используемого в высокотемпературных скважинах, обычно используются сшивающие агенты на основе комплексов бора, титана, циркония или алюминия.
В некоторой степени используют производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза или гидроксипропилцеллюлоза и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, вместе со сшивающими агентами или без них. Два биополимера - ксантан и склероглюкан - обеспечивают превосходную суспензию проппанта, однако они дороже, чем производные гуара и поэтому используются реже. Полимеры и сополимеры полиакриламида и полиакрилата обычно используют при высоких температурах или, в низких концентрациях, в качестве понизителей трения для всех диапазонов температур.
Не содержащие полимера жидкости гидроразрыва на водной основе также могут быть получены при помощи вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ПАВ). Обычно такие жидкости получают путем смешивания соответствующих количеств подходящих ПАВ, анионогенных, катионогенных, неионогенных, амфотерных и цвиттерионных. Вязкость вязкоупругих ПАВ относят на счет трехмерной структуры, образуемой компонентами этих жидкостей. Когда концентрация ПАВ в вязкоупругой жидкости существенно превосходит критическую, а в большинстве случаев - в присутствии электролита, молекулы ПАВ объединяются в червеобразные или стержнеобразные мицеллы, которые могут взаимодействовать друг с другом с образованием сети, обладающей вязкостью и упругостью.
После образования трещины в нее на стадии, именуемой в настоящем документе «стадия нагнетания проппанта», в виде суспензии или взвеси частиц могут быть закачаны проппант и каналообразователь. На стадии нагнетания проппанта проппант и каналообразователь могут быть закачаны в ходе одной или более отдельных подстадий, чередующихся «подстадии нагнетания проппанта» и «подстадии нагнетания каналообразователя»/ и/или в виде смеси каналообразователя и проппанта в ходе одной или более подстадий, именуемых в настоящем документе «смешанные подстадии». Кроме того, подстадии нагнетания проппанта, каналообразователя и/или смешанные подстадии могут быть разделены одной или более необязательными «подстадиями носителя», на которых не подается проппанта, каналообразователя и также может не подаваться каких-либо других частиц.
В результате проппант не заполняет трещину полностью. Точнее, разделенные скопления проппанта образуют опорные участки, а разделяющий проппант каналообразующий материал в начале заполняет каналы между ними, по которым, после последующего удаления каналообразователя, будут двигаться пластовые флюиды. Объемы закачки проппанта, каналообразователя и жидкости-носителя на соответствующих подстадиях могут быть различны. То есть объем закачки каналообразователя и любой жидкости-носителя может быть больше или меньше объема проппанта и/или смеси, закачиваемой на смешанной подстадии. Кроме того, объемы закачки и порядок следования этих подстадии могут изменяться на протяжении стадии нагнетания проппанта. То есть подстадии нагнетания проппанта в начале обработки могут характеризоваться меньшим объемом закачки, чем последующие подстадии нагнетания проппанта. Относительный объем закачки на соответствующих подстадиях специалисты подбирают на основе того, какую площадь поверхности трещины желательно поддерживать при помощи скоплений проппанта, и какую область в трещине должны занимать открытые каналы, по которым могут свободно двигаться пластовые флюиды.
Подходящими материалами для проппанта являются песок, гравий, стеклянные шарики, керамика, бокситы, стекло и т.п. или их сочетания. Также могут быть использованы другие проппанты, такие как пластмассовые шарики, например, из сополимера стирола и дивинилбензола, и металлические частицы. Проппант, используемый в описываемых вариантах, не обязательно должен обладать такой же проницаемостью, как требуется обычно, так как общая проницаемость трещины будет, по меньшей мере частично, достигнута за счет образования каналов. Другим материалом проппанта может служить буровой шлам, выкачиваемый из скважины. Кроме того, в качестве проппанта могут быть использованы природные материалы в виде частиц, включающие, кроме прочего, размолотую или измельченную скорлупу орехов, таких как грецкие орехи, кокосы, пекан, миндаль, слоновый орех, американский орех и т.д.; размолотую или измельченную оболочку семян (включая косточки фруктов) таких фруктовых растений, как слива, олива, персик, вишня, абрикос и т.д.; размолотую или измельченную оболочку семян других рас
- 6 012889 тений, таких как маис (например, стержни кукурузных початков или зерна кукурузы), и т.д.; материалы, полученные при обработке древесины таких пород, как дуб, гикори, грецких орех, тополь, красное дерево и т.д., включая древесину, обработанную путем размалывания, дробления или других способов измельчения, обработки и т.д., некоторыми не являющимися ограничивающими примерами которых служат проппанты, изготовленные из скорлупы грецких орехов, пропитанной или покрытой смолой. Дополнительную информацию по некоторым упомянутым выше составам можно найти в Еисус1ореб1а о£ С11С1шеа1 ТесЬио1о§у, Еб11еб Ьу Каушоиб Е. Кик аиб Эопа1б Е. О1Ьшег, ТЫтб Εάίΐίοη, 1оЬи ^11еу&8ои5, Уо1ише 16, радек 248-273 (еи1111еб «№18»), СорупдЫ 1981. В соответствии с настоящим изобретением могут использоваться покрытые полимером (различные смоляные и полимерные покрытия) или имеющие оболочку проппанты на основе любого из ранее перечисленных материалов, таких как песок, керамика, боксит, ореховая скорлупа и т.д. По существу, проппантом может быть любой материал, который будет поддерживать расклиненную часть трещины в открытом состоянии.
При выборе проппанта должны быть сбалансированы такие факторы, как его длительная прочность, характер распределения и стоимость. Проппант должен обладать способностью глубоко проникать в гидравлический разрыв и образовывать отдельные опорные участки, устойчивые к раздавливанию под действием давления закрывающейся трещины. Относительно недорогие материалы низкой прочности, такие как песок, могут быть использованы при гидроразрыве пластов с малым внутренним напряжением. В пластах с более высоким внутренним напряжением могут использоваться более дорогие материалы, такие как керамика, бокситы и др. Кроме того, следует учитывать химическое взаимодействие проппанта с добываемыми флюидами, которое может значительно изменять характеристики проппанта.
Поскольку при одном варианте осуществления нельзя быть уверенным в том, что пористость или проницаемость матрицы уплотненного проппанта достаточна для придания проводимости трещине, наличие возможности выбора из более широкого спектра материалов проппанта является преимуществом настоящего изобретения. Например, проппант может состоять из частиц любого размера или смеси частиц разного размера, диаметра или обладающих другими свойствами, из которых формируется опорный участок высокой плотности и прочности, где матрица проппанта может обладать высокой или низкой пористостью и высокой или низкой проницаемостью - пористость и проницаемость проппанта с точки зрения вариантов осуществления настоящего изобретения не столь важны, поскольку прохождения флюидов через матрицу проппанта для их добычи не требуется. Либо в промежуточных каналах матрицы проппанта может быть использован адгезионный или армирующий материал, который бы закупоривал обычный массив проппанта, например отверждаемый или сшиваемый полимер, который может быть отвержден или структурирован внутри проппанта.
Таким образом, используя песок, частицы которого недостаточно прочны для осуществления обычного гидроразрыва, можно с успехом сформировать опорный участок проппанта надлежащей прочности. Стоимость песка существенно ниже, чем керамического проппанта. Кроме того, в результате разрушения частиц песка под действием нагрузки закрытия трещины может повыситься прочность скопления, состоящего из гранул проппанта. Это может произойти вследствие растрескивания/разрушения частиц проппанта, что снижает пористость скопления, тем самым уплотняя проппант. Песок, закачиваемый в трещину с целью создания скоплений проппанта, не должен обладать особенными гранулометрическими свойствами, как малый разброс размеров или диаметров частиц, необходимыми для образования проницаемого массива проппанта в случае осуществления традиционного гидроразрыва. Например, в соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения, возможно использовать 50 т песка, из которых от 10 до 15 т - песок с диаметром частиц от 0,002 до 0,1 мм, от 15 до 30 т - песок с диаметром частиц от 0,2 до 0,6 мм и/или 10 до 15 т - с диаметром частиц от 0,005 до 0,05 мм. Следует отметить, что при обычном гидроразрыве для достижения аналогичной величины гидравлической проводимости, обеспечивающей прохождение флюидов по расклиненной трещине через матрицу проппанта с однородной пористостью, потребовалось бы около 100 т более дорогого, чем песок, проппанта.
В соответствии с настоящим изобретением в одном из вариантов осуществления может быть использован проппант только с адгезионным покрытием или с адгезионным покрытием, покрытым слоем неадгезионного вещества, растворяемого в трещине при прохождении по ней жидкости для обработки трещины или какой-либо другой жидкости. Неадгезионное вещество препятствует образованию агломератов проппанта до поступления в трещину и позволяет регулировать момент времени, когда, в соответствии с достижением определенного участка трещины, частицы проппанта становятся клейкими. Адгезионное покрытие при температуре пласта может отверждаться, тогда частицы проппанта склеиваются друг с другом. Связующие частицы в составе опорных участков проппанта могут препятствовать их эрозии в процессе протекания пластовых флюидов и минимизировать отдаленное разрушение островов проппанта в результате эрозии.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения в жидкость гидроразрыва может быть введен армирующий и/или уплотняющий материал, повышающий прочность образующихся скоплений проппанта и предотвращающий их сплющивание при закрытии трещины. Обычно армирующий материал может быть добавлен на подстадии нагнетания проппанта и/или на смешанной подстадии, однако также может быть введен дополнительно или в качестве альтернативы на подстадии нагнетания
- 7 012889 каналообразователя и/или подстадии носителя или иным образом. Например, армирующий материал может представлять собой какие-либо волокна, предназначенные для армирования скоплений проппанта, однако они могут быть удалены, как и каналообразователь или вместе с ним, из обедненных проппантом областей. Концентрации проппанта и армирующих материалов могут изменяться во времени по ходу стадии нагнетания проппанта и от одной подстадии к другой. Так, на двух последующих подстадиях концентрация армирующего проппант материала может быть разной. Также в некоторых случаях использования описываемого способа может оказаться полезным вводить армирующий материал на стадии нагнетания проппанта, в ходе многочисленных следующих друг за другом подстадий носителя, нагнетания, каналообразователя, смешанных подстадий и подстадий нагнетания проппанта, в непрерывном или полунепрерывном режиме. Например, армирующий материал, осажденный в трещине в областях расположения каналообразователя, может быть удален, как будет описано ниже, вместе с каналообразователем. В любом случае введение армирующего материала не обязательно ограничивается только подстадией нагнетания проппанта. В частности, могут оказаться предпочтительными различные варианты осуществления, когда концентрация армирующего материала не изменяется в течение всей стадии нагнетания проппанта; монотонно увеличивается по ходу стадии нагнетания проппанта; или монотонно уменьшается по ходу стадии нагнетания проппанта.
В качестве армирующего или уплотняющего материала для формирования скоплений проппанта может быть использован отверждаемый или частично отверждаемый проппант с полимерным покрытием. Процесс подбора проппанта с полимерным покрытием, подходящего с точки зрения конкретных статической температуры забоя и жидкости гидроразрыва, хорошо знаком специалистам в данной области. Кроме того, армировать скопления проппанта можно при помощи органических и/или неорганических волокон. Эти материалы могут быть использованы в сочетании с проппантами с полимерным покрытием или отдельно от них. Такие волокна могут обладать клейкой по своей природе поверхностью, могут быть химически или физически преобразованы с целью получения адгезионного покрытия или могут обладать адгезионным покрытием, образующимся из слоя неадгезионного вещества, растворяющегося во время или после прохождения по трещине какой-либо жидкости. В качестве армирующего материала могут быть использованы волокна, изготовленные из адгезионного материала, покрытые неадгезионным веществом, которое растворяется в жидкости гидроразрыва или другой жидкости при ее прохождении по трещине при температуре подземных пластов. В другом варианте осуществления армирующим материалом являются металлические частицы, которые могут быть изготовлены с использованием алюминия, стали, возможно, содержащих специальные добавки, замедляющие коррозию, и других металлов, их сплавов и т.п. Металлическим частицам может быть придана форма, близкая к сферической, размером, например, 0,1-4 мм. В одном из вариантов осуществления изобретения металлические частицы могут иметь удлиненную форму длиной более 2 мм и диаметром от 10 до 200 мкм. В другом варианте осуществления изобретения в качестве армирующего материала в проппанте могут быть использованы пластинчатые частицы из органических и неорганических соединений, керамики, металлов или сплавов на основе металлов. Такие пластинчатые частицы могут иметь форму дисков или прямоугольников и обладать такой длиной и шириной, чтобы для всех материалов отношение между любыми двумя из трех измерений было больше, чем 5 к 1.
С другой стороны, без ущерба может быть применен массив проппанта с высокой проницаемостью и/или высокой пористостью. В одном из вариантов осуществления изобретения благодаря проницаемости проппанта может быть обеспечена некоторая ограниченная проводимость трещины в случае, если каналы не сформировались должным образом или не полностью взаимосвязаны. Кроме того, при некоторых условиях пласта для использования описываемого способа с целью осуществления завершающей стадии гидроразрыва, включающей непрерывное введение проппанта в жидкость гидроразрыва, может оказаться благоприятным, если проппант на этой стадии состоит, преимущественно, из частиц однородного гранулометрического состава, что позволяет получить прилегающую к стволу скважины зону, заполненную проппантом с постоянной пористостью. В таком случае завершающая стадия гидроразрыва напоминает осуществление обычного гидроразрыва, когда в трещине относительно недалеко от ствола скважины размещают сплошной слой хорошо отсортированного традиционного проппанта. Такая завершающая стадия может включать введение и агента, повышающего способность жидкости для обработки приствольной зоны транспортировать проппант, и/или агента, выступающего в роли армирующего материала. Завершающая стадия отличается от второй стадии тем, что на ней происходит размещение хорошо отсортированного проппанта, то есть проппанта с чрезвычайно однородным гранулометрическим составом. Прочность проппанта достаточна для того, чтобы не происходило его растрескивания (выкрашивания) под действием давления закрывающейся трещины. Роль проппанта на такой завершающей стадии заключается в предотвращении закрытия трещины и, следовательно, в обеспечении высокой проводимости трещины вблизи створа скважины.
Проппанты, применимые в рамках настоящего способа, для обеспечения гетерогенного размещения в трещине должны также обладать способностью к разделению на обогащенные проппантом острова, отстоящие друг от друга. На способность проппанта к разделению могут оказывать влияние такие свойства, как плотность, размер, форма, магнитные характеристики, характеристики поверхности, например,
- 8 012889 гидрофильность и реакционноспособность, химическое и механическое взаимодействие с каналообразователем и т.п. Следовательно, для облегчения отделения от обогащенных каналообразователем областей эти характеристики подбирают в зависимости от того, каким образом они воздействуют на разделение, от условий на забое, от используемых каналообразователя, жидкости для обработки приствольной зоны и т. д.
В одном из вариантов осуществления изобретения проппант может иметь самоклеящуюся поверхность, что достигается, например, путем использования проппанта, обладающего естественным притяжением к другим частицам проппанта или тенденцией образовывать агломераты или прилипать к другим частицам проппанта; и/или путем нанесения покрытия или химического воздействия на поверхность проппанта с целью повышения ее адгезионной способности, например, путем нанесения покрытия из адгезионного или повышающего клейкость соединения или путем осуществления на поверхности проппанта привитой сополимеризации с адгезионным или повышающим клейкость соединением. Предпочтительно, самоклеящийся проппант не обладает адгезией по отношению к каналообразователю и другим поверхностям, таким как поверхности трубопровода, насосов и насосно-компрессорных труб. В одном из вариантов самоклеящегося проппанта проппант неплотно упакован в образующих единое целое пробках или глобулах геля или немного сшитого, текучего полимера, к которому проппант имеет дифференциальное сродство, например, проппант может быть привит на образующий гель полимер.
В одном из вариантов осуществления изобретения проппант может иметь гидрофильные свойства, например, при использовании проппанта, который в обычных условиях является гидрофильным, такого как большинство видов песка, и/или в результате обработки частиц проппанта ионными или полярными модификаторами, такими как сильная кислота, слабая кислота, сильное основание, слабое основание, или в результате реакции на поверхности проппанта с присоединением к ней ионных или полярных элементов, обладающих сродством к водным жидкостям. Таким образом, проппант может селективно притягиваться к другим гидрофильным составляющим жидкости гидроразрыва, таким как водная фаза, особенно, если каналообразователь является гидрофобным и/или вводится посредством несмешивающейся гидрофобной фазы, содержащейся в жидкости для обработки приствольной зоны.
В другом варианте осуществления изобретения проппант может иметь гидрофобное исполнение, например, если использован проппант, который в обычных условиях является гидрофобным, такой как воск, и/или в результате обработки частиц проппанта маслом, воском или другим углеводородом, или в результате реакции на поверхности проппанта с присоединением к ней углеводородных элементов, обладающих низким сродством к водным жидкостям. Таким образом, проппант может селективно притягиваться к другим гидрофобным составляющим жидкости гидроразрыва, например, другим частицам проппанта или несмешивающейся гидрофобной фазе, содержащейся в жидкости для обработки приствольной зоны, такой как масло или другая неводная фаза, особенно если каналообразователь является гидрофильным и/или вводится посредством несмешивающейся гидрофильной фазы, содержащейся в жидкости для обработки приствольной зоны.
В одном из вариантов осуществления изобретения проппант может присутствовать в жидкости для обработки приствольной зоны, которую нагнетают в трещину в форме пакета или глобул несмешивающихся жидкостей, распределенных в виде более или менее сплошной фазы второй жидкости, являющейся носителем каналообразователя. Каждый пакет несмешивающихся жидкостей с проппантом может содержать количество проппанта, достаточное для формирования скопления нужного размера независимо от размещения изолированных пакетов, либо в сочетании с одним или более дополнительных пакетов проппанта может происходить накопительное размещение проппанта. Из-за того что формируемые открытые каналы должны соединять ствол скважины и отдаленные открытые поверхности трещины, можно рассмотреть вариант, когда каналообразователь представляет собой сплошную фазу жидкости для обработки приствольной зоны, в которой распределены или составляют дисперсную фазу пакеты проппанта. В одном из вариантов пакеты проппанта могут быть заключены в тонкую оболочку или деформируемую полость, которая удерживает проппант и сохраняет его текучим в ходе нагнетания, а затем может быть разорвана или удалена, возможно, в результате химического или теплового воздействия во время размещения в трещине и/или закрытия трещины.
Выбор каналообразователя может зависеть от способа его разделения и размещения в трещине, а также способа удаления каналообразователя и формирования каналов. В наиболее простом случае каналообразователь может представлять собой твердые частицы, которые сохраняют твердую форму во время нагнетания и закрытия трещины и без труда растворяются или разлагаются, обеспечивая удаление каналообразователя. Используемые материалы могут быть органическими, неорганическими, представлять собой стекло, керамику, найлон, углерод, металл и т.п. Подходящими материалами являются растворимые в воде или углеводородах твердые вещества, такие как, например, соль, карбонат кальция, воск и т.п. В другом варианте осуществления могут быть использованы полимеры, включая полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, полиол, полиэтилентерефталат, полисахариды, воск, соль, карбонат кальция, бензойную кислоту, материалы на основе нафталина, оксид магния, бикарбонат натрия, растворимые смолы, хлорид натрия, хлорид кальция, сульфат аммония и т.д. и т.п. или любые их сочетания. В настоящем документе под термином «полимеры» понимаются как гомополимеры, так и сополимеры ука
- 9 012889 занного мономера с одним или более сомономеров, включая привитые, блок- и статистические сополимеры. Полимеры могут быть линейными, разветвленными, звездообразными, сшитыми, производными и т.д., по желанию. Каналообразователь может быть подобран так, чтобы его частицы имели размер и форму, подобную или отличную от размера и формы частиц проппанта, если необходимо облегчить его разделение с проппантом. Форма частиц каналообразователя может включать, например, сферы, стержни, пластинки, ленты и т.п. и их сочетания. В некоторых вариантах применения могут быть использованы пучки волокон или волоконные или деформируемые материалы. Такие волокна могут дополнительно или в качестве альтернативы образовывать трехмерную сеть, армирующую проппант и ограничивающую его обратное течение.
Например, разделение закачанных проппанта и каналообразователя, которые размещены в трещине, может быть вызвано различием (или сходством) размера, плотности и формы частиц этих двух материалов. Удельный вес и объемная концентрация проппанта и каналообразователя могут быть подобраны так, чтобы минимизировать смешивание и гомогенизацию во время размещения. Надлежащая сортировка частиц каналообразователя по размеру или добавление различных утяжелителей к обогащенной каналообразователем жидкости может облегчить разделение в нужное время в нужном месте.
Как частицы проппанта, так и разделяющего проппант материала могут быть «липкими» с тем, чтобы частицы подобных материалов склеивались друг с другом, способствуя гетерогенному разделению двух разнородных материалов. Могут быть выбраны такие частицы проппанта, которые, как описано выше, склеиваются с другими частицами проппанта и отталкиваются от или отталкивают частицы каналообразователя. Кроме того или в качестве альтернативы, могут быть выбраны такие частицы каналообразователя, которые по отношению к проппанту являются самоклеящимися или неклеящимися. Каналообразователь может, например, иметь самоклеящееся покрытие. Другим способом стимулирования разделения этих двух материалов является подбор проппанта и каналообразователя с естественно различным сродством к воде либо создание поверхности с различным сродством к воде путем нанесения на частицы проппанта или каналообразователя гидрофобных или гидрофильных покрытий.
Присутствие в жидкости для обработки приствольной зоны каналообразователя на стадии нагнетания проппанта, например, на смешанной подстадии или на подстадии отделенного каналообразователя, имеет преимущество, заключающееся в повышении способности этой жидкости транспортировать проппант. Другими словами, каналообразователь может замедлять скорость осаждения проппанта в жидкости гидроразрыва. В одном из вариантов осуществления изобретения каналообразователь может представлять собой материал, состоящий из удлиненных частиц, длина которых намного превышает диаметр. Такой материал может изменять реологические свойства жидкости и подавлять в ней конвекцию, результатом чего является снижение скорости осаждения проппанта в жидкости гидроразрыва и поддержание разделения между проппантом и обедненными проппантом областями. Каналообразователь может разлагаться в жидкости гидроразрыва на водной основе или в скважинном флюиде, это, например, волокна на основе полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, поливинилового спирта и другие. Такие волокна могут быть изготовлены или иметь покрытие, изготовленное из материала, который становится клейким при температуре пласта. Они могут быть изготовлены из адгезионного материала, покрытого неадгезионным веществом, растворимым в жидкости гидроразрыва или другой жидкости, проходящей по трещине. Волокна, используемые в одном из вариантов осуществления изобретения, могут иметь длину до 2 мм и диаметр 10-200 мкм, что соответствует основному условию, согласно которому отношение любых двух из трех измерений должно быть больше, чем 5 к 1. В другом варианте осуществления изобретения волокна могут иметь длину более 1 мм, как, например, 1-30, 2-25 или 3-18 мм, например, около 6 мм; они также могут иметь диаметр 5-100 мкм и/или денье около 0,1-20, предпочтительно около 0,15-6. Желательно, чтобы эти волокна облегчали процесс транспорта проппанта жидкостью для обработки приствольной зоны при сниженном содержании в ней загущающих полимеров или ПАВ. Поперечное сечение волокон не обязательно должно быть круглым, а волокна не должны быть прямыми. Если используются фибриллированные волокна, диаметр отдельных фибрилл может быть намного меньше указанного выше диаметра волокон.
Концентрация каналообразователя в жидкости для обработки приствольной зоны может быть просто такой, чтобы каналообразователь, зажатый между островами проппанта при закрытии трещины, имел объем, достаточный для заполнения пространств между уплотненными островами проппанта при аналогичном давлении на проппант и каналообразователь. Другими словами, каналообразующий наполнитель предназначен для удерживания на месте островов проппанта и препятствования их расширению в поперечном направлении, которое, в противном случае, ведет к снижению предельной высоты опорного участка проппанта. В одном из вариантов осуществления изобретения весовая концентрация волоконного материала каналообразователя в жидкости гидроразрыва может составлять от 0,1 до 10%. В другом варианте осуществления изобретения концентрация твердого материала каналообразователя в жидкости для обработки приствольной зоны обычно составляет от, приблизительно, 0,6 г/л (около 5 частей на тысячу) до, приблизительно, 9,6 г/л (около 80 частей на тысячу).
В одном из вариантов осуществления изобретения добавка волокон первого типа обеспечивают армирование и уплотнение проппанта. Материалом волокон первого типа может быть, например, стекло,
- 10 012889 керамика, углерод и соединения на основе углерода, металлы и их сплавы и т.п. или их сочетания, т.е. материал, уплотняемый в проппанте и повышающий прочность опорных участков проппанта. В других случаях могут быть использованы волокна второго типа, которые подавляют расслоение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны. Материал волокон второго типа может включать, например, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, полиэтилентерефталат, полиол и т.п. или их сочетания, т. е. материал, подавляющий осаждение или расслоение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны и играющий роль удаляемого заполнителя пространства между опорными участками. В еще одном варианте применения используют смесь волокон первого и второго типа, в которой волокна первого типа обеспечивают армирование и уплотнение проппанта, а волокна второго типа подавляют осаждение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны.
По своей природе волокна могут быть гидрофильными или гидрофобными. В одном варианте осуществления предпочтительными являются гидрофильные волокна. Волокна могут представлять собой любой волоконный материал, такой как, кроме прочего, природные органические волокна, размолотые растительные материалы, синтетические полимерные волокна (примеры, не имеющие ограничительного характера, это полиэфир, полиарамид, полиамид, новолоид или полимеры типа новолоида), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, природные полимерные волокна и любые их смеси. Практически применимые волокна - это полиэфирные волокна с высокогидрофильным покрытием, например, кроме прочего, волокна полиэтилентерефталата марки ΌΛΟΚΌΝ®, поставляемые компанией ΙηνίδΙη Согр. \У1с1Ша. Канзас, США, 67220. Другими примерами подходящих волокон являются, кроме прочего, волокна полиэфира полимолочной кислоты, волокна полиэфира полигликолевой кислоты, волокна поливинилового спирта и т.п.
В одном варианте осуществления материал твердого каналообразователя подбирают из группы, состоящей из замещенных и незамещенных лактидов, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной и полигликолевой кислоты, сополимеров гилколевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы, сополимеров молочной кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы и смесей таких материалов.
Предпочтительными примерами являются полигликолевая кислота и полимолочная кислота. Эти материалы выполняют роль твердокислотного предшественника и при растворении, находясь в трещине, могут образовывать кислоту, которая выполняет в трещине вторичные функции.
Если нужно, в жидкость для обработки приствольной зоны может быть добавлено вещество, регулирующее рН, особенно если используют твердокислотный предшественник и одну или более других рН-регулируемых жидкостей для обработки приствольной зоны. Регулирующее рН вещество может быть подобрано из группы, включающей амины и щелочноземельные элементы, сесквикарбонаты аммония и щелочных металлов, карбонаты, оксалаты, гидроксиды, оксиды, бикарбонаты и органические карбоксилаты, например сесквикарбонат натрия, триэтаноламин или тетраэтиленпентамин.
Например, каналообразователь может выполнять функцию кислотного разложения загустителя, если каналообразователь представляет собой твердый материал, содержащий кислоту и выделяющий ее при гидролизе, твердый материал, выделяющий кислоту при гидролизе, или смесь таких материалов. Этот твердый материал может присутствовать в виде частиц, которые достаточно малы для того, чтобы, по меньшей мере частично, проникать в поры пласта, и/или достаточно велики для того, чтобы оставаться в трещине в пространстве между опорными участками проппанта. Жидкость для обработки приствольной зоны также может содержать регулирующее рН вещество, присутствующее в количестве, достаточном для нейтрализации любой кислоты, имеющейся в таком твердом материале перед нагнетанием, и для нейтрализации любой кислоты, образуемой этим твердым материалом во время нагнетания, с тем, чтобы кислотное разложение жидкости не происходило во время нагнетания. Когда нагнетание остановлено, допускается выделение этим материалом кислоты в избытке относительно количества, которое может быть нейтрализовано любым регулирующим рН веществом, таким образом, происходит разложение вязкой жидкости. В этом варианте осуществления изобретения загуститель может представлять собой вязкоупругую систему ПАВ. Твердый материал может иметь такой размер частиц, который способствует формированию в порах пласта внутреннего фильтрационного осадка. Твердый материал, возможно, имеет частицы такого размера, что они не блокируют движение флюидов в порах пласта. Твердый материал выбирают из группы, включающей замещенные и незамещенные лактиды, гликолид, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимеры полимолочной и полигликолевой кислоты, сополимеры гликолевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы, сополимеры молочной кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы и смеси таких материалов.
Предпочтительным примером является полигликолевая кислота. Регулирующее рН вещество подбирают из группы, включающей амины и щелочноземельные элементы, сесквикарбонаты аммония и щелочных металлов, карбонаты, оксалаты, гидроксиды, оксиды, бикарбонаты и органические карбоксилаты, например сесквикарбонат натрия, триэтаноламин или тетраэтиленпентамин.
- 11 012889
Твердые кислоты, пригодные для использования в качестве жидких систем вязкоупругих ПАВ, включают замещенные и незамещенные лактиды, гликолид, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, сополимеры полимолочной и полигликолевой кислоты, сополимеры гликолевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы, сополимеры молочной кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы и их смеси. Другими материалами, пригодными для использования в качестве жидких систем вязкоупругих ПАВ, являются все полимеры гидроксиуксусной кислоты (гликолевой кислоты) или сополимеры гликолевой кислоты с другими компонентами, содержащими гидрокси-, карбокси- или гидроксикарбоксигруппы, описанные в патентах США №№ 4848467, 4957165 и 4986355. Пригодные твердые кислоты описаны также в заявках на патент США № 2003/002195 и 2004/0152601.
Прекрасными твердыми кислотными компонентами жидких систем вязкоупругих ПАВ являются твердые циклические димеры, или твердые полимеры, некоторых органических кислот, которые при определенных регулируемых условиях по температуре, времени и рН гидролизуются с образованием органических кислот. Одним из примеров подходящей твердой кислоты является твердый циклический димер молочной кислоты, известный как «лактид», обладающий температурой плавления от 95 до 125°С в зависимости от оптической активности. Другой пример - это полимер молочной кислоты, иногда называемый «полимолочная кислота» или «полилактат» или «полилактид». Другим примером является твердый циклический димер гликолевой кислоты, известный как «гликолид», имеющий температуру плавления около 86°С. Еще один пример - это полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), также известной как «полигликолевая кислота» или «полигликолид». Другой пример - сополимер молочной и гликолевой кислот. Эти полимеры и сополимеры являются полиэфирами. Непосредственно после получения эти материалы могут содержать некоторое количество свободной кислоты и растворителя, обычно воды.
Компания Ν;·ιΙιιιό\\όγ1<5 Ь.Ь.С, Миннесота, США, производит твердый циклический димер молочной кислоты, именуемый «лактид», и из него - полимеры молочной кислоты, или полилактаты, с различным молекулярным весом и кристалличностью под общей торговой маркой ΝΑΤυΒΕ^ΟΚΚδ™ РЬА. РЬА, обычно поставляемые СатдШ Όον, имеют молекулярный вес до приблизительно 100000, хотя в различных вариантах осуществления настоящего изобретения может быть использован любой полилактид (изготовленный любым способом и любым производителем) с любым молекулярным весом и любой кристалличностью. Полимеры РЬА при комнатной температуре являются твердыми и гидролизуются водой с образованием молочной кислоты. РЬА, поставляемые СатдШ Όον, обычно имеют температуру плавления кристаллов от приблизительно 120 до приблизительно 170°С, однако доступны и другие полимеры. Поли(б,1-лактид), поставляемый компанией Βίο-Ιηνί^οτ, Пекин и Тайвань, имеет молекулярный вес до 500000. Βίο-Ιηνί^οτ также поставляет полигликолевую кислоту (известную как полигликолид) и различные сополимеры молочной и гликолевой кислот, часто называемые «полиглактин» или поли(лактид-согликолид). Скорость реакции гидролиза всех этих материалов зависит, помимо других факторов, от молекулярного веса, кристалличности (отношения количества кристаллического материала к количеству аморфного), физической формы (размера и формы твердых частиц) и, в случае полилактида, количества двух оптических изомеров. (Встречающейся в природе 1-лактид образует частично кристаллические полимеры; искусственный 6,1-лактид образует аморфные полимеры. Аморфные области более чувствительны к гидролизу, чем кристаллические. Чем ниже молекулярный вес, меньше кристалличность и выше отношение площади поверхности к массе, тем быстрее протекает гидролиз. Гидролиз ускоряется при повышении температуры, добавлении кислоты или основания или добавлении материала, который вступает в реакцию с продуктом(ами) гидролиза.
Гомополимеры полигликолевой и полимолочной кислот могут иметь более высокую кристалличность; сополимеры, если это не блок-сополимеры, имеют тенденцию к аморфному состоянию. Степень кристалличности гомополимеров можно регулировать способом производства, а сополимеров - способом производства и соотношением и распределением лактида и гликолида. Полигликолид может быть получен в пористой форме. Некоторые из этих полимеров до начала гидролиза очень медленно растворяются в воде; следует понимать, что термин «гидролиз» подразумевает также и растворение.
Для замедления гидролиза твердых кислот на них может быть нанесено покрытие. Подходящие покрытия включают поликапролат (сополимер гликолида и эпсилон-капролактона) и стеарат кальция, оба гидрофобные. Сам по себе поликапролат гидролизуется медленно. Создание любым способом гидрофобного слоя на поверхности твердых кислот может облегчить отделение от гидрофильного проппанта и препятствовать гидролизу во время нагнетания и разрыва. Отметим, что в данном случае под покрытием понимается создание оболочки или просто изменение поверхности в результате химической реакции или образования или нанесения тонкой пленки другого материала. Другим подходящим способом задержки гидролиза твердой кислоты с выделением кислоты является суспендирование твердой кислоты, имеющей, по выбору, гидрофобное покрытие, в масле или масляной фазе эмульсии. Гидролиз и выделение кислоты не произойдут до тех пор, пока вода не вступит в контакт с твердой кислотой.
Вязкоупругие ПАВ саморазлагаются на месте, то есть там, где они размещены. Это местоположение может представлять собой: в составе суспензии жидкости для обработки приствольной зоны - ствол
- 12 012889 скважины, перфорационные отверстия, гравийный фильтр или трещину; в качестве компонента фильтрационного осадка - стенки ствола скважины или трещину; либо поры пласта. Вязкоупругие ПАВ могут быть использованы в пластах с любыми литологическими условиями, однако наиболее часто используются в карбонатных или песчаных пластах.
Характерным преимуществом этих материалов является то, что твердокислотные предшественники и образующиеся при их гидролизе кислоты нетоксичны и поддаются биологическому разложению. Эти твердые кислоты часто используют, например, в медицине, как саморастворяющийся шовный материал.
Полиол представляет собой многоатомный спирт, то есть одна его молекула содержит три или более гидроксильных групп. Одним из вариантов применения полиола в качестве каналообразователя является полимерный полиол, растворимый при нагревании, обессоливании или их сочетании, который состоит, главным образом, из полимерной цепи углеродных атомов с гидроксильными заместителями, причем между соседними атомами углерода в цепи, имеющими гидроксильный заместитель, расположен, по меньшей мере, один атом углерода. Другими словами, в пригодных для использования полиолах, предпочтительно, нет соседствующих друг с другом гидроксильных заместителей. В одном из вариантов осуществления изобретения средний молекулярный вес полиола составляет более 5000 и до 500000 или более, а в другом варианте осуществления от 10000 до 200000. Если нужно, полиол может быть гидрофобизирован с целью еще большего подавления или замедления растворения, например, путем введения углеводородных заместителей, таких как алкильные, арильные, алкарильные или аралкильные группы и/или боковые цепи, содержащие от 2 до 30 атомов углерода. Полиол может быть модифицирован путем введения карбоновой кислоты, тиола, парафина, силана, серной кислоты, ацетоацетилата, полиэтиленоксида или четвертичного амина либо других катионных мономеров. Такая модификация вносит ряд изменений в свойства полиола; наиболее интересными с точки зрения настоящего изобретения являются изменение растворимости, чувствительности к солености, рН и характеру функциональных групп сшивающего полимера (например, гидроксильные группы и группы силанола, являющиеся хелатами, могут соединяться с обычными сшивающими полимерами). Все указанные модификации являются серийно выпускаемыми продуктами.
В одном из вариантов осуществления изобретения полиол является замещенным или незамещенным поливиниловым спиртом, который может быть получен путем, по меньшей мере, частичного гидролиза исходного поливинилового соединения с эфирными заместителями, такого как, например, поливинилацетат, поливинилпропаноат, проливинилбутаноат, поливинилпентаноат, поливинилгексаноат, поливинил-2-метилбутаноат, поливинил-3-этилпентаноат, поливинил-3-этилгексаноат и т.п. и их сочетания. Если полиол представляет собой поливиниловый спирт, полученный путем, по меньшей мере, частичного гидролиза поливинилацетата, такой полиол, как правило, не растворим в соленой воде, что описано ниже более подробно, и к тому же такой полиол выпускается серийно в форме частично кристаллических волокон, обладающих относительно определенной температурой инициирования, ниже которой волокна нерастворимы в воде и выше которой они легко растворяются, что также более подробно описывается ниже.
Подходящие повторяющиеся звенья молекулы полиолов могут иметь следующие формулы:
Полимеры могут в различном соотношении содержать звенья 1 и 2, где К1 и К1' могут быть одинаковыми или разными, но обычно одинаковы. В этих структурах К1 или К1' представляют собой алкильную цепь, которая может быть насыщенной или ненасыщенной, линейной или разветвленной, содержащей от 1 до 5 атомов углерода, где η и п'= от 1 до 5 и где η и п' могут быть равны друг другу или нет, однако предпочтительно они равны. К2 представляет собой алкильную цепь, которая может быть насыщенной или ненасыщенной, алифатической или ароматической, линейной или разветвленной, содержать от 0 (т.е. только водород) до 12 атомов углерода. В приведенных выше формулах т= от 0 до 5000, т'= от 100 до 10000. Звенья 1 и 2 могут соединяться попеременно, образовывать статистический полимер или блоксополимер.
На основании приведенного выше общего описания полимеры могут быть определены переменными параметрами. Например, для гидролизованного на 99,99% поливинилового спирта с молекулярным весом ~5000 это: т=0, К1'=СН2, п'=1, т'=100. Для гидролизованного на 90% поливинилового спирта, полученного из поливинилацетата, с молекулярным весом ~5000 это: т=~10, п=п'=1, К1=К1'=СН2, К2=СН3,
Далее, исключительно с целью иллюстрации, настоящее изобретение описывается на примере поливинилового спирта, как одного из возможных каналообразователей, представляющих собой полиол.
- 13 012889
Специалистам в данной области будет понятно, что настоящее изобретение не ограничивается поливиниловым спиртом и одинаково применимо к полиолам, которые удовлетворяют указанному выше требованию наличия переменных режимов растворимости в контексте использования в составе жидкостей для обработки приствольной зоны и описываемого в настоящем документе способа размещения гетерогенного проппанта.
Характерным преимуществом поливинилового спирта является то, что он нетоксичен и поддается биологическому разложению. Например, поливиниловый спирт выпускается медицинской промышленностью, а в форме волокон используется для изготовления одежды или тканей, которые обладают свойством растворяться в теплой или горячей воде.
Поливиниловый спирт представляет собой твердый материал, выпускаемый в различных формах, таких как, например, волокна, листы, гранулы, шарики, порошок и т.п. Поливиниловый спирт является искусственным полимером, который растворим в воде и обычно нечувствителен к воздействию углеводородов нефти. Этот полимер состоит из основной углеродной цепи, замещенной гидроксильными и ацетатными группами. В соответствии с К1гк е! а1., Епсус1оре41а оГ Скеш1са1 Тескпо1о§у, 3Γά Εάΐΐΐοπ, Уо1. 23, Доки ^11еу & 8оп§, рр. 848-865 (1983), поливиниловый спирт может быть получен путем гидролиза поливинилацетата в метаноле, катализируемого основанием, в соответствии со следующим уравнением:
снсн2 ОССНз о
СН3ОН
ЫаОН
--СНСН2 !
Поливиниловый спирт обычно может существовать в трех различных агрегатных состояниях в зависимости от условий в растворе. В твердом состоянии поливиниловый спирт полукристаллический. Кристалличность зависит от режима получения, степени гидролиза и сортности поливинилового спирта. В водном растворе поливиниловый спирт может утрачивать кристалличность и набухать с образованием аморфной структуры, которая является гибкой и тягучей, но еще не растворимой. В зависимости от условий в растворе поливиниловый спирт может растворяться полностью и оставаться в растворе в виде полимера.
В рамках настоящего изобретения поливиниловый спирт может быть использован в нерастворимой форме в качестве каналообразователя, размещаемого через скважину в трещине. Путем изменения солености и/или температуры в области размещения поливинилового спирта в трещине можно вызвать его растворение с целью удаления отложений каналообразователя и/или активации поливинилового спирта как разлагающего вещества или вещества, выполняющего в скважине другие функции. Помимо удаления материала, заполняющего каналы, также может быть удален фильтрационный осадок поливинилового спирта.
Поливиниловый спирт также используют в виде волокон, например, при выполняемом с помощью волокон транспорте проппанта. Кроме того, растворенный поливиниловый спирт может играть роль вещества, осуществляющего отсроченное разложение сшитого полимера или, например, вязкоупругого ПАВ.
В рамках настоящего способа может быть использована возможность регулирования растворимости поливинилового спирта и подобных ему полиолов в водной среде посредством изменения содержания соли в жидкости. В соляном растворе с достаточно высокой концентрацией соли поливиниловый спирт нерастворим, однако, становится клейким, гибким материалом, который легко образует связи сам с собой и с другими твердыми поверхностями и является отличным материалом для заполнения каналов. При снижении концентрации соляного раствора ниже критического уровня, однако, самоклеящийся твердый поливиниловый спирт может стать растворимым и быстро перейти в раствор.
Растворение поливинилового спирта регулируется его степенью гидролиза, молекулярным весом, кристалличностью, размером частиц и т.п. Степень гидролиза определяется как мольная доля гидроксильных групп в цепи полимера по отношению к негидролизованным ацетатным группам. Например, поливиниловый спирт со степенью гидролиза 88 имеет в основной цепи 88% мол. гидроксильных групп и 12% мол. ацетатных групп. Гидроксильные и/или ацетатные группы могут быть распределены произвольно или составлять блоки.
Поливиниловый спирт большинства сортов растворяется примерно при 80°С (176°Р). Степень гидролиза, равная приблизительно 88%, является оптимальной с точки зрения растворимости, то есть, растворимость поливинилового спирта уменьшается, если степень его гидролиза больше или меньше, чем приблизительно 88%. Когда степень гидролиза превышает 88%, растворимость снижается из-за выравнивания и более плотного расположения гидроксильных групп, что, как полагают, является результатом одного из видов водородной связи. При степени гидролиза ниже 88% растворимость снижается в результате увеличения количества ацетатных групп; как правило, поливинилацетат нерастворим в воде. Другие факторы, влияющие на растворимость поливинилового спирта, могут включать концентрацию полимера и концентрацию соли; количество нерастворенного поливинилового спирта, например аморфного поливинилового спирта, может возрастать с повышением концентраций соли или полимера. Кристалличность
- 14 012889 поливинилового спирта также можно использовать для регулирования температуры, при которой он растворяется. Например, частично кристаллические, в различной степени, поливиниловые спирты могут растворяться в воде при температурах в диапазоне от 20 до 90°С. Частью процесса растворения поливинилового спирта является переход через «клеевидное» или аморфное состояние. Растворимость и наличие клеевидного состояния поливинилового спирта также можно регулировать при помощи концентрации соли. Например, волокна поливинилового спирта, полностью растворимые в растворе КС1 с концентрацией 2 вес.% при 80°С (176°Р), могут не полностью растворяться при температуре ниже 93°С (200°Р) в растворе КС1 с концентрацией 6%, только деформироваться и слипаться при 93°С (200°Р) в растворе КС1 с концентрацией 10% и быть нечувствительными к воздействию раствора КС1 с концентрацией 12% при 93°С (200°Р).
Условия и скорость растворения поливинилового спирта, имеющего определенную химическую и физическую структуру, включая кристалличность, степень гидролиза, молекулярный вес и распределение, покрытие, если есть, при определенной температуре и в контакте с жидкостью или жидкостями определенной солености, легко определяются в ходе простого эксперимента, когда этот поливиниловый спирт подвергают воздействию жидкости или жидкостей при условиях обработки пласта и наблюдают за растворением.
Форма частиц производимого и используемого поливинилового спирта может быть различной, включая, кроме прочего, волокна, порошки, гранулы и т.п. Система, состоящая из жидкости для обработки приствольной зоны и поливинилового спирта (и любых других добавок), может быть получена однократным смешиванием или смешиваться в процессе обработки при помощи традиционного смесительного оборудования и способов подготовки жидкостей для обработки приствольной зоны.
Если поливиниловый спирт имеет форму кристаллических волокон, которые используются, главным образом, при температуре ниже температуры инициирования, и не разбухают и не становятся аморфными, пока не требуется их растворение в пласте, то наиболее часто используют прямые волокна; однако пригодны также и волокна с другой, трехмерной геометрией - изогнутые, волнистые, спиралеобразные и т.д. Кроме того, волокна могут быть объединены в пучок либо разрыхлены с одного или обоих концов. В одном из вариантов осуществления изобретения длина волокна может составлять по меньшей мере около 2 мм, а диаметр волокна соответствует диапазону от примерно 3 до примерно 200 мкм. Оказывается не существует верхнего предела длины волокон, используемых для указанной цели. Практически целесообразный верхний предел длины волокон диктуется транспортным, смесительным и насосным оборудованием.
В одном из вариантов осуществления изобретения применимые волокна имеют длину около 2-25 мм, предпочтительно около 3-18 мм, наиболее предпочтительно около 6 мм; они характеризуются денье около 0,1-20, предпочтительно около 0,15-6. Такие волокна оптимальны с точки зрения транспорта частиц.
Если поливиниловый спирт является аморфным или переходит из кристаллического состояния в аморфное в жидкости для обработки приствольной зоны, определенная физическая форма является менее важной, поскольку поливиниловый спирт образует в этой жидкости клеевидную фазу, диспергирующуюся в виде небольших частиц. Если предусматривается также использование поливинилового спирта в качестве понизителя водоотдачи, размер его частиц выбирают, главным образом, на основе необходимых фильтрационных свойств (например, коэффициентов внезапной фильтрации и коркообразования). Типичный размер частиц шариков или порошков варьируется от субмикронов, например около 0,2 мкм до приблизительно 200 мкм, например от приблизительно 10 до приблизительно 50 мкм, однако реальный размер зависит, главным образом, от свойств пласта и от других факторов, хорошо известных специалистам в данной области. Также применимы аморфные или частично кристаллические волокна поливинилового спирта с размером, соответствующим этим диапазонам.
Если поливиниловый спирт предназначается также для использования в качестве разлагающего вещества, его частицы могут иметь размер, соответствующий более широкому диапазону, например, от частиц наноразмера (для разложения вязкоупругих ПАВ в матрице) до размера частиц проппанта - для разложения жидкости-носителя. Поливиниловый спирт и его свойства, такие как молекулярный вес и кристалличность, подбирают, главным образом, исходя из необходимой скорости растворения в используемой жидкости-носителе при используемых температуре и солености. На этот выбор может также влиять количество времени, необходимого до начала отсроченного разложения, что может зависеть от объема работ, являются ли эти работы осуществлением гидроразрыва или заполнением скважинного фильтра гравием, и от других факторов, хорошо известных специалистам в данной области, включая концентрации и природу вязкоупругих ПАВ или сшитого полимера и любых других добавок, а также температуру.
Кроме того, эти параметры могут изменяться в ходе проведения обработки, что должно быть принято во внимание при выборе конкретного твердого поливинилового спирта, включая его химические характеристики и кристалличность, размер и форму частиц, концентрацию, а также другие факторы, определяемые способом, в соответствии с которым он будет использован как каналообразователь или както иначе. На все эти параметры может влиять характер работ, например, является ли необходимым понижение водоотдачи, температура, природа пласта и период времени, необходимый до начала разложе
- 15 012889 ния, и/или момент времени, к которому разложение должно завершиться. Например, при заполнении скважинного фильтра гравием в пласте с низкой проницаемостью понижение водоотдачи может не требоваться, и тогда выбор может быть сделан на основе свойств, определяющих параметры разложения. Выбор может быть облегчен путем проведения простых экспериментов, подобных описанному выше, или в примерах, описываемых далее, и, по выбору, при помощи компьютерного моделирования.
Если используют, например, волокна поливинилового спирта, они могут обладать растворимостью в воде, инициируемой при определенной температуре, например, выше 90°С. Температура инициирования должна быть выше температуры нагнетания, но ниже температуры пласта. Таким образом, волокна поливинилового спирта нагнетают в виде твердых частиц вместе с жидкостью для обработки приствольной зоны, но в скважине, после размещения островов проппанта на определенном расстоянии перед закрытием трещины, по мере увеличения температуры выше температуры инициирования, они становятся растворимыми. Растворение может быть отсрочено, если используют волокна поливинилового спирта, температура инициирования которых лишь немного ниже температуры пласта, и/или применяют непрерывное нагнетание жидкостей с низкой температурой с целью поддержания температуры волокон ниже температуры инициирования до того, когда их растворение будет нужно. Если растворимость волокон регулируют путем поддержания температуры ниже температуры инициирования, могут быть использованы жидкости на водной основе с низкой соленостью. Кроме того, растворением волокон можно управлять или еще более задерживать его при помощи жидкости с высокой соленостью, при которой, если температура стала выше температуры инициирования, растворение не происходит до тех пор, пока не снизится соленость. Следует позаботиться о том, чтобы не нарушить движение флюидов (если целью является обеспечение притока флюидов) в случае, когда волокна не полностью растворимы, а становятся «липкими», образуют комки и блокируют промежуточные пространства.
Волокна поливинилового спирта также могут быть использованы на стадии нагнетания проппанта при транспорте проппанта с помощью волокон для улучшения транспорта проппанта и других частиц и, одновременно, снижения количества других необходимых загустителей жидкости. По меньшей мере частично, кристаллические волокна поливинилового спирта могут быть растворены после проведения обработки, так что в стволе скважины или трещине не остается постоянных остатков волокон. Волокна поливинилового спирта с заранее установленными температурами инициирования выпускаются серийно, например, под торговым обозначением ΚυΚΑΕΘΝ К-ΙΙ (Кигагау Атепса, 1исогрога!ей). Эти волокна поливинилового спирта полностью растворяются в воде при определенной температуре, равной температуре инициирования, но практически нерастворимы при более низких температурах в широком диапазоне рН и других химических параметров. Эти волокна поливинилового спирта таковы, что имеют определенные значения температуры инициирования растворения в водной среде в необходимом диапазоне между 20°С и 90°С с шагом 10°С. Когда они растворяются в жидкости для обработки приствольной зоны на водной основе или пластовом флюиде, то выделяют в раствор поливиниловый спирт. В результате происходит эффективное разложение вязкоупругих ПАВ. Растворенные волокна также могут разлагать некоторые загущенные жидкости на основе сшитого гуара или других полимеров, поскольку введение растворенного поливинилового спирта способствует эффективному удалению ионов бората, титаната, цирконата и т. п. из молекул на основе гуара, тем самым снижая вязкость сшитого полимера до уровня линейного геля.
Поливиниловый спирт в виде волокон или частиц также выпускают в некристаллической или полукристаллической/аморфной форме. В случае использования аморфного поливинилового спирта его растворением можно управлять только посредством солености. Жидкость для отработки приствольной зоны, в которую введены частицы поливинилового спирта, должна иметь высокую соленость, чтобы избежать преждевременного растворения. Когда нужно растворить твердые частицы поливинилового спирта, соленость снижают путем введения следующей жидкости для обработки приствольной зоны с низкой соленостью, например, пресной воды или 2% раствора КС1, либо, если пластовая вода обладает низкой соленостью, путем организации потока природной воды к твердым частицам поливинилового спирта.
На твердые частицы поливинилового спирта необязательно может быть нанесено покрытие с целью замедления их растворения. Пригодные для этой цели материалы покрытия включают поликапролат (сополимер гликолида и эпсилон-капролактона) и стеарат кальция, обладающие гидрофобными свойствами.
Поликапролат сам по себе замедляет гидролиз. В любом случае создание гидрофобного слоя на поверхности твердых частиц поливинилового спирта замедляет их растворение. Отметим, что под покрытием здесь понимается как создание оболочки, так и просто изменение свойств поверхности в результате химической реакции или формирования или нанесения тонкой пленки другого материала. Другим возможным способом замедления растворения твердых частиц поливинилового спирта является суспендирование этих частиц, необязательно, имеющих гидрофобное покрытие, в масле или в масляной фазе эмульсии. Растворения не происходит до тех пор, пока вода с низкой соленостью не вступает в контакт с твердыми частицами поливинилового спирта при температуре, превышающей температуру инициирования растворения.
В другом варианте осуществления настоящего изобретения оно относится к составу, содержащемуся в подземном пласте, пронизываемом стволом скважины, и в трещине в этом пласте. В трещине (то
- 16 012889 есть пространстве, образованном поверхностями трещины) находится множество скоплений проппанта, отделенных друг от друга множеством скоплений каналообразователя. Множество скоплений каналообразователя может быть удалено при помощи любого подходящего способа с целью образования вокруг скоплений проппанта открытых каналов, открывающих возможность для движения флюидов из пласта по трещине к створу скважины.
Приведенное описание изобретения является иллюстративным и пояснительным; специалистам в данной области понятно, что без отступления от духа настоящего изобретения могут быть произведены различные изменения размера, формы частиц и самих материалов, а также деталей приведенной конструкции или сочетания элементов, описываемых в данном документе.
Claims (23)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ размещения массива проппанта в трещине, образованной в подземном пласте, включающий нагнетание жидкости для обработки приствольной зоны, содержащей проппант и каналообразователь, через ствол скважины в трещину подземного пласта;размещение проппанта в трещине в виде множества скоплений проппанта, образующих опорные участки, отделенные друг от друга каналообразователем;удаление каналообразователя с образованием вокруг опорных участков открытых каналов для движения флюидов из пласта по трещине к стволу скважины.
- 2. Способ по п.1, в котором каналообразователь содержит твердые частицы.
- 3. Способ по п.2, включающий разделение проппанта и каналообразователя во время нагнетания жидкости для обработки приствольной зоны.
- 4. Способ по п.2, в котором частицы каналообразователя в трещине поддерживают в твердом состоянии.
- 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором нагнетание включает стадию нагнетания обедненной проппантом жидкости-носителя для инициирования трещины и последующее нагнетание в эту трещину проппанта и каналообразователя.
- 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором нагнетание дополнительно включает завершающую стадию нагнетания для формирования в трещине между открытыми каналами и стволом скважины проницаемых скоплений проппанта.
- 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость для обработки приствольной зоны состоит из смешанных фаз, включая фазу, обогащенную проппантом, и фазу, обогащенную каналообразователем, где фаза, обогащенная проппантом, является дискретной или сплошной.
- 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость для обработки приствольной зоны состоит из перемежающихся объемов обогащенной проппантом жидкости, разделенных объемами, содержащими каналообразователь.
- 9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость для обработки приствольной зоны состоит из смеси проппанта и каналообразователя, дополнительно включающий разделение проппанта и каналообразователя для размещения в трещине.
- 10. Способ по п.9, в котором разделение облегчается за счет различия плотности проппанта и каналообразователя.
- 11. Способ по п.9, в котором разделение облегчается за счет различного сродства к воде проппанта и каналообразователя.
- 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором каналообразователь содержит твердый кислотный предшественник в трещине.
- 13. Способ по п.2, в котором частицы каналообразователя способны к разложению или растворению.
- 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором каналообразователь является одним из следующих веществ: полимолочная кислота, полигликолевая кислота, полиол, соль, полисахарид, воск, карбонат кальция, бензойная кислота, материалы на основе нафталина, оксид магния, бикарбонат натрия, растворимые смолы, поливиниловый спирт и их сочетания.
- 15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором каналообразователь включает источник фторида.
- 16. Способ по п.2, в котором частицы каналообразователя образованы волокнами, причем волокна изготовлены из стекла, керамики, углерода и соединений на основе углерода, металлов и их сплавов, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, полиэтилентерефталата, полиола и их сочетаний.
- 17. Способ по п.16, в котором волокна включают сеть на основе волокон.
- 18. Способ по п. 16, в котором волокна армируют проппант.
- 19. Способ по п.16, в котором волокна подавляют осаждение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны.
- 20. Способ по п.16, в котором волокна включают смесь волокон первого и второго типа, в которой- 17 012889 волокна первого типа обеспечивают армирование и уплотнение проппанта, а волокна второго типа подавляют осаждение проппанта в жидкости для обработки приствольной зоны.
- 21. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором частицы проппанта имеют гидрофобные поверхности, а частицы каналообразователя имеют гидрофильные поверхности.
- 22. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором частицы проппанта имеют гидрофильные поверхности, а частицы каналообразователя имеют гидрофобные поверхности.
- 23. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий добычу флюидов из пласта через открытые каналы и ствол скважины.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/608,686 US7581590B2 (en) | 2006-12-08 | 2006-12-08 | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200701378A1 EA200701378A1 (ru) | 2008-06-30 |
| EA012889B1 true EA012889B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=38826440
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200701378A EA012889B1 (ru) | 2006-12-08 | 2007-07-23 | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US7581590B2 (ru) |
| AR (1) | AR062045A1 (ru) |
| EA (1) | EA012889B1 (ru) |
| GB (1) | GB2456966B (ru) |
| MX (1) | MX2009005515A (ru) |
| NO (1) | NO20092168L (ru) |
| WO (1) | WO2008068645A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523275C1 (ru) * | 2010-08-25 | 2014-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Доставка зернистого материала под землю |
| RU2524086C1 (ru) * | 2010-08-25 | 2014-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Доставка зернистого материала под землю |
Families Citing this family (200)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10316616B2 (en) | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
| US9714371B2 (en) | 2005-05-02 | 2017-07-25 | Trican Well Service Ltd. | Method for making particulate slurries and particulate slurry compositions |
| RU2404359C2 (ru) | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| US8770261B2 (en) * | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
| RU2345115C2 (ru) * | 2006-06-29 | 2009-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Проппантовый материал и способ гидравлического разрыва пласта (варианты) |
| 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 |
| US8636065B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8763699B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-07-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8757259B2 (en) * | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| EP2147077A4 (en) | 2007-04-26 | 2011-04-06 | Trican Well Service Ltd | CONTROL OF PARTICULATE EMISSIONS BY LIQUIDS |
| MX2009012454A (es) * | 2007-05-22 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Bv | Metodo para mejorar la conductividad de una fractura en el espacio entre pilares de sosten. |
| 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 |
| 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 |
| US8119574B2 (en) * | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
| US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
| US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems and methods |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| FR2920782B1 (fr) * | 2007-09-07 | 2010-07-30 | Arkema France | Fluide de forage contenant des nanotubes de carbone |
| US7798228B2 (en) * | 2008-07-25 | 2010-09-21 | Bj Services Company Llc | Liquid breaker for acid fracturing fluids |
| US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
| US8960292B2 (en) | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| US8631872B2 (en) | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
| US20100243242A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Boney Curtis L | Method for completing tight oil and gas reservoirs |
| US20100243252A1 (en) | 2009-03-31 | 2010-09-30 | Rajesh Luharuka | Apparatus and Method for Oilfield Material Delivery |
| US8141637B2 (en) * | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
| US7923415B2 (en) * | 2009-08-31 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to reduce settling rate of solids in a treatment fluid |
| EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
| EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
| RU2009137265A (ru) * | 2009-10-09 | 2011-04-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ формирования изолирующей пробки |
| CA2777748C (en) | 2009-10-20 | 2017-09-19 | Soane Energy Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
| RU2513568C2 (ru) | 2009-12-30 | 2014-04-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину |
| US20130161003A1 (en) * | 2009-12-31 | 2013-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant placement |
| US8347960B2 (en) | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| WO2011096968A1 (en) * | 2010-02-08 | 2011-08-11 | Danimer Scientific, Llc | Degradable polymers for hydrocarbon extraction |
| US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
| WO2011136679A1 (en) * | 2010-04-27 | 2011-11-03 | Schlumberger Canada Limited | Subterranean reservoir treatment method |
| MX348816B (es) | 2010-05-17 | 2017-06-30 | Schlumberger Tech B V * | Métodos para proporcionar barros de agentes de soporte en tratamientos de fracturación. |
| AU2011270809B2 (en) * | 2010-06-23 | 2016-02-11 | Ecopuro, Llc | Hydraulic fracturing |
| 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 |
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
| EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
| 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 |
| US9010424B2 (en) * | 2011-03-29 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | High permeability frac proppant |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US9863230B2 (en) * | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US20120329683A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-27 | Nicolas Droger | Degradable fiber systems for well treatments and their use |
| US9868896B2 (en) | 2011-08-31 | 2018-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| WO2013033391A1 (en) | 2011-08-31 | 2013-03-07 | Soane Energy, Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9297244B2 (en) | 2011-08-31 | 2016-03-29 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer |
| US20140000891A1 (en) | 2012-06-21 | 2014-01-02 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| AU2015202225B2 (en) * | 2012-03-26 | 2016-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations |
| US8881813B2 (en) | 2012-03-26 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations |
| CA2813878A1 (en) | 2012-04-24 | 2013-10-24 | Schlumberger Canada Limited | Interacting hydraulic fracturing |
| CN104136570A (zh) * | 2012-04-27 | 2014-11-05 | 株式会社吴羽 | 坑井处理流体用聚乙醇酸树脂短纤维 |
| WO2013161755A1 (ja) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 株式会社クレハ | ポリグリコール酸樹脂短繊維及び坑井処理流体 |
| US8997868B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of using nanoparticle suspension aids in subterranean operations |
| WO2014010267A1 (ja) * | 2012-07-10 | 2014-01-16 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収ダウンホールツール用部材 |
| US9309454B2 (en) * | 2012-07-20 | 2016-04-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations |
| US8936083B2 (en) | 2012-08-28 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming pillars and channels in propped fractures |
| US9260650B2 (en) | 2012-08-29 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering settling of proppant aggregates in subterranean operations |
| WO2014042552A1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Schlumberger, Canada Limited | Shapeable particles in oilfield fluids |
| WO2014042551A1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Schlumberger, Canada Limited | Acid fracturing with shapeable materials |
| WO2014042548A1 (en) * | 2012-09-13 | 2014-03-20 | Schlumberger, Canada Limited | Hydraulic fracturing with shapeable particles |
| CN103015957B (zh) * | 2012-10-16 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 导流压裂方法 |
| CN102865061B (zh) * | 2012-10-23 | 2016-05-04 | 中国石油大学(华东) | 支撑剂的蜂窝式铺置方法及应用 |
| US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US9279077B2 (en) * | 2012-11-09 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US9429005B2 (en) * | 2012-11-28 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation |
| US9321956B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of particulates in a subterranean formation |
| AU2013358061B2 (en) * | 2012-12-12 | 2016-03-31 | Toyo Seikan Group Holdings, Ltd. | Dispersion Solution for Drilling and Method of Extracting Underground Resources Using the Dispersion Solution |
| US9657558B2 (en) | 2012-12-28 | 2017-05-23 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating and measuring subterranean formations |
| CN103967471B (zh) * | 2013-01-29 | 2017-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 借助立体交错定向射孔技术实现单层多缝的压裂工艺 |
| US9677386B2 (en) * | 2013-02-28 | 2017-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stabilizing weakly consolidated subterranean formation intervals |
| US10526531B2 (en) * | 2013-03-15 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for increasing fracture conductivity |
| US10202833B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing with exothermic reaction |
| JP2014189989A (ja) * | 2013-03-26 | 2014-10-06 | Showa Denko Kk | フラクチャリング材料 |
| US20140290943A1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized Fluids In Well Treatment |
| US20160060506A1 (en) * | 2013-04-05 | 2016-03-03 | Showa Denko K.K. | Injection material for fracturing and fluid for fracturing |
| US9896923B2 (en) | 2013-05-28 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement |
| EP3006537B1 (en) | 2013-06-03 | 2019-08-14 | Kureha Corporation | Degradable fiber for use in wellbore treatment fluid, process for manufacturing same, and wellbore treatment method |
| US9657560B2 (en) | 2013-06-25 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for forming proppant-free channels in proppant packs in subterranean formation fractures |
| US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
| WO2015026369A1 (en) | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US9523268B2 (en) * | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
| US9726001B2 (en) | 2013-08-28 | 2017-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method for adaptive optimizing of heterogeneous proppant placement under uncertainty |
| US9677393B2 (en) | 2013-08-28 | 2017-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for performing a stimulation operation with proppant placement at a wellsite |
| WO2015030761A1 (en) * | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for generating reactive fluoride species from a gaseous precursor in a subterranean formation for stimulation thereof |
| US9719340B2 (en) | 2013-08-30 | 2017-08-01 | Praxair Technology, Inc. | Method of controlling a proppant concentration in a fracturing fluid utilized in stimulation of an underground formation |
| US20160168451A1 (en) * | 2013-09-03 | 2016-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| WO2015039089A2 (en) | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Chevron Corporation | Manufacture of intermediate strength proppant or lost circulation material from drill cuttings |
| DK3058048T3 (en) | 2013-10-16 | 2018-10-15 | Api Inst | PROCEDURE FOR TREATING AN UNDERGROUND FORMATION |
| WO2015057096A1 (en) * | 2013-10-17 | 2015-04-23 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating a subterranean formation with shrinkable fibers |
| US9617458B2 (en) | 2013-10-31 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Parylene coated chemical entities for downhole treatment applications |
| WO2015072875A1 (en) | 2013-11-13 | 2015-05-21 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating a subterranean formations with fluids comprising proppant |
| WO2015080609A1 (en) * | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Schlumberger Canada Limited | Methods for treating a subterranean well |
| MX2016006784A (es) * | 2013-11-26 | 2016-09-07 | Schlumberger Technology Bv | Metodos para tratar formaciones subterraneas. |
| US9410394B2 (en) * | 2013-12-11 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments |
| WO2015094006A1 (en) * | 2013-12-18 | 2015-06-25 | Schlumberger Canada Limited | Shear thickening fluid method and system to deliver materials downhole |
| US20150211346A1 (en) * | 2014-01-24 | 2015-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing methods and systems |
| US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
| US9932521B2 (en) | 2014-03-05 | 2018-04-03 | Self-Suspending Proppant, Llc | Calcium ion tolerant self-suspending proppants |
| US20150275644A1 (en) * | 2014-03-28 | 2015-10-01 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| CA2941681A1 (en) | 2014-03-31 | 2015-10-08 | Schlumberger Canada Limited | Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing |
| US9797212B2 (en) * | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
| WO2015160275A1 (en) | 2014-04-15 | 2015-10-22 | Schlumberger Canada Limited | Treatment fluid |
| AU2015249863A1 (en) * | 2014-04-23 | 2016-11-10 | Hoowaki, Llc | Proppant for fracking fluid |
| US9932514B2 (en) | 2014-04-25 | 2018-04-03 | Trican Well Service Ltd. | Compositions and methods for making aqueous slurry |
| US10436001B2 (en) | 2014-06-02 | 2019-10-08 | Praxair Technology, Inc. | Process for continuously supplying a fracturing fluid |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| US9567841B2 (en) * | 2014-07-01 | 2017-02-14 | Research Triangle Institute | Cementitious fracture fluid and methods of use thereof |
| CA2856942A1 (en) | 2014-07-16 | 2016-01-16 | Trican Well Service Ltd. | Aqueous slurry for particulates transportation |
| WO2016032513A1 (en) | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reticulated materials for the formation of proppant-free channels |
| US10337311B2 (en) | 2014-09-03 | 2019-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming variable strength proppant packs |
| MX2017004433A (es) * | 2014-10-06 | 2017-10-23 | Schlumberger Technology Bv | Metodos de aislamiento zonal y divergencia de tratamiento con particulas conformadas. |
| US10781679B2 (en) | 2014-11-06 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fractures treatment |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| CA2880646A1 (en) | 2015-01-30 | 2016-07-30 | Trican Well Service Ltd. | Composition and method of using polymerizable natural oils to treat proppants |
| US10011764B2 (en) * | 2015-02-12 | 2018-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Porous cement composition for propping fractures open |
| RU2681170C1 (ru) * | 2015-02-12 | 2019-03-04 | Тойо Сейкан Груп Холдингз, Лтд. | Способ добычи полезных ископаемых с использованием гидролизующихся частиц |
| US10119378B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Well operations |
| US10214681B2 (en) | 2015-04-01 | 2019-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating a subterranean formation |
| CA2978222C (en) | 2015-04-06 | 2019-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming proppant packs having proppant-free channels therein in subterranean formation fractures |
| 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 |
| WO2016175765A1 (en) | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming conductive arch channels in subterranean formation fractures |
| CA2985474C (en) | 2015-05-12 | 2022-03-01 | Conocophillips Company | Plastic frack tracer |
| WO2016187490A1 (en) | 2015-05-21 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing fluids containing hydrophilic fibers |
| WO2016190864A1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming proppant-free channels in propped vertically oriented fractures |
| US10577536B2 (en) | 2015-06-30 | 2020-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Vertical proppant suspension in hydraulic fractures |
| US10696893B2 (en) * | 2015-10-02 | 2020-06-30 | FracSolution Technologies, LLC | Perforation balls and methods of using the same |
| US10907090B2 (en) * | 2015-10-05 | 2021-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
| US10323176B2 (en) * | 2015-10-22 | 2019-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing suspension and transport of proppant particulates and subterranean formation conductivity |
| US10538697B2 (en) | 2015-10-30 | 2020-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant aggregates for use in subterranean formation operations |
| WO2017074432A1 (en) | 2015-10-30 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant aggregate particulates for use in subterranean formation operations |
| WO2017095407A1 (en) | 2015-12-02 | 2017-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of fracturing a formation |
| US20170167222A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fracture geometry |
| US10309208B2 (en) | 2016-02-03 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing propped complex fracture networks |
| US10941336B2 (en) | 2016-04-29 | 2021-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method using non-standard proppant |
| CA3015995C (en) * | 2016-05-18 | 2020-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming proppant-free channels in a proppant pack |
| US10876042B2 (en) | 2016-06-17 | 2020-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | In situ formed inorganic solids in fracture networks |
| US11041111B2 (en) | 2016-06-23 | 2021-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced propped fracture conductivity in subterranean wells |
| US11345847B2 (en) | 2016-08-01 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid |
| US11008845B2 (en) | 2016-10-20 | 2021-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving channel formation |
| CA3038039C (en) * | 2016-10-28 | 2021-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of degradable metal alloy waste particulates in well treatment fluids |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| WO2019034476A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zur herstellung von flüssigen formulierungen enthaltend fasern |
| WO2019034472A1 (de) | 2017-08-17 | 2019-02-21 | Basf Se | Verfahren zum transport und lagern von fasern |
| US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
| 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 |
| US10954771B2 (en) | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
| CN108416160B (zh) * | 2018-03-22 | 2020-12-11 | 西南石油大学 | 一种优化脉冲纤维加砂压裂参数的方法 |
| CN108561113B (zh) * | 2018-03-29 | 2020-08-21 | 北京斯迪莱铂油气技术有限公司 | 一种含水气井压裂方法 |
| US11732179B2 (en) * | 2018-04-03 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant-fiber schedule for far field diversion |
| WO2019195368A1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-10-10 | Saudi Arabian Oil Company | Method for fracturing in hydrocarbon reservoirs |
| US20200048532A1 (en) * | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Bj Services, Llc | Frac Fluids for Far Field Diversion |
| US10759651B2 (en) * | 2018-10-14 | 2020-09-01 | Daniel Woods | Fuel pump handle retaining device |
| US10752829B2 (en) | 2018-10-25 | 2020-08-25 | Cnpc Usa Corporation | Compositions of hydraulic fracturing fluid and method thereof |
| US11713415B2 (en) | 2018-11-21 | 2023-08-01 | Covia Solutions Inc. | Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion |
| US10920558B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing proppant distribution and well production |
| WO2021016515A1 (en) | 2019-07-24 | 2021-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| US11492541B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials |
| EP4025666A1 (en) | 2019-09-05 | 2022-07-13 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| CN110805429A (zh) * | 2019-10-09 | 2020-02-18 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种动态裂缝自支撑压裂工艺研究装置及其导流测定方法 |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
| 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 |
| 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 |
| US11268373B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells |
| CA3115151A1 (en) | 2020-04-17 | 2021-10-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Hydrofracturing applications utilizing drilling cuttings for enhancement of wellbore permeability |
| 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 |
| US11643924B2 (en) | 2020-08-20 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Determining matrix permeability of subsurface formations |
| US11326092B2 (en) | 2020-08-24 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | High temperature cross-linked fracturing fluids with reduced friction |
| US20220112422A1 (en) * | 2020-10-09 | 2022-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulic fracturing in hydrocarbon-bearing reservoirs |
| 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 |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US11680887B1 (en) | 2021-12-01 | 2023-06-20 | Saudi Arabian Oil Company | Determining rock properties |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| 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 |
| CN115926771B (zh) * | 2022-10-31 | 2024-03-08 | 中国石油天然气集团有限公司 | 自破胶改性皂仁胶类压裂液及其使用方法 |
| US12116529B1 (en) * | 2023-08-14 | 2024-10-15 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Method for sand consolidation using enforced calcium and magnesium fluoride precipitation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030060374A1 (en) * | 2001-09-26 | 2003-03-27 | Cooke Claude E. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US20040094300A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-05-20 | Schlumberger Technology Corp. | Dissolving Filter Cake |
| US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| WO2005110942A2 (en) * | 2004-05-18 | 2005-11-24 | Services Petroliers Schlumberger | Adaptive cementitious composites for well completions |
Family Cites Families (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4785884A (en) | 1986-05-23 | 1988-11-22 | Acme Resin Corporation | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| US4957165A (en) | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US4848467A (en) | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4986355A (en) | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5501274A (en) | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US5908073A (en) | 1997-06-26 | 1999-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing well fracture proppant flow-back |
| US6114410A (en) | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| ITTO20010519A1 (it) | 2001-05-31 | 2002-12-01 | St Microelectronics Srl | Dispositivo orientabile, in particolare dispositivo attuatore di dischi rigidi, con controllo dell'angolo di rollio e di beccheggio. |
| US6938693B2 (en) | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
| US6725930B2 (en) | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7398826B2 (en) | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US7219731B2 (en) | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
| EA008140B1 (ru) | 2002-10-28 | 2007-04-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Саморазрушающаяся фильтрационная корка |
| US20060058197A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Selective fracture face dissolution |
| US6860328B2 (en) | 2003-04-16 | 2005-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for selectively positioning proppants in high contrast permeability formations to enhance hydrocarbon recovery |
| US7044224B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Permeable cement and methods of fracturing utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| US20050130848A1 (en) | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7228904B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
| US7178596B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7213651B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| JP4568039B2 (ja) | 2004-06-30 | 2010-10-27 | ルネサスエレクトロニクス株式会社 | 半導体装置およびそれを用いた半導体モジュール |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7255169B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
| US7281580B2 (en) | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
| US7665522B2 (en) | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US20060054325A1 (en) | 2004-09-15 | 2006-03-16 | Brown J E | Solid sandstone dissolver |
| US20060073980A1 (en) | 2004-09-30 | 2006-04-06 | Bj Services Company | Well treating composition containing relatively lightweight proppant and acid |
| US7325608B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7261157B2 (en) * | 2004-12-08 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling particulate segregation in slurries |
| US7735551B2 (en) | 2004-12-23 | 2010-06-15 | Trican Well Service, Ltd. | Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas |
| US7334635B2 (en) * | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
| US7334636B2 (en) | 2005-02-08 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam |
| US7665552B2 (en) | 2006-10-26 | 2010-02-23 | Hall David R | Superhard insert with an interface |
| US7484564B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| US7595280B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
| RU2404359C2 (ru) | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| US7798224B2 (en) | 2006-07-03 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing |
| US8562900B2 (en) | 2006-09-01 | 2013-10-22 | Imerys | Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives |
| US20080066910A1 (en) | 2006-09-01 | 2008-03-20 | Jean Andre Alary | Rod-shaped proppant and anti-flowback additive, method of manufacture, and method of use |
| US7581590B2 (en) * | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US7451812B2 (en) | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
| WO2009088317A1 (en) | 2007-12-29 | 2009-07-16 | Schlumberger Canada Limited | Elongated particles for fracturing and gravel packing |
-
2006
- 2006-12-08 US US11/608,686 patent/US7581590B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-07-16 MX MX2009005515A patent/MX2009005515A/es active IP Right Grant
- 2007-07-16 WO PCT/IB2007/052835 patent/WO2008068645A1/en active Application Filing
- 2007-07-16 GB GB0908737A patent/GB2456966B/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-23 EA EA200701378A patent/EA012889B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-24 AR ARP070103283A patent/AR062045A1/es not_active Application Discontinuation
-
2009
- 2009-06-04 NO NO20092168A patent/NO20092168L/no not_active Application Discontinuation
- 2009-07-22 US US12/507,558 patent/US8066068B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-11-28 US US13/305,427 patent/US8490700B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030060374A1 (en) * | 2001-09-26 | 2003-03-27 | Cooke Claude E. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
| US20040094300A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-05-20 | Schlumberger Technology Corp. | Dissolving Filter Cake |
| US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
| WO2005110942A2 (en) * | 2004-05-18 | 2005-11-24 | Services Petroliers Schlumberger | Adaptive cementitious composites for well completions |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523275C1 (ru) * | 2010-08-25 | 2014-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Доставка зернистого материала под землю |
| RU2524086C1 (ru) * | 2010-08-25 | 2014-07-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Доставка зернистого материала под землю |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20080135242A1 (en) | 2008-06-12 |
| NO20092168L (no) | 2009-06-30 |
| MX2009005515A (es) | 2009-06-04 |
| US20090286700A1 (en) | 2009-11-19 |
| US8490700B2 (en) | 2013-07-23 |
| WO2008068645A1 (en) | 2008-06-12 |
| EA200701378A1 (ru) | 2008-06-30 |
| US20120129737A1 (en) | 2012-05-24 |
| GB0908737D0 (en) | 2009-07-01 |
| GB2456966A (en) | 2009-08-05 |
| US7581590B2 (en) | 2009-09-01 |
| US8066068B2 (en) | 2011-11-29 |
| AR062045A1 (es) | 2008-08-10 |
| GB2456966B (en) | 2011-03-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012889B1 (ru) | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем | |
| US8636065B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
| RU2608372C2 (ru) | Неоднородное размещение проппанта с удаляемым экстраметрическим материалом-наполнителем в гидроразрыве пласта | |
| US9670764B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
| US8763699B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
| US10030495B2 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill | |
| US9080440B2 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
| RU2404359C2 (ru) | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) | |
| US20120305247A1 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid | |
| US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
| US9410394B2 (en) | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments | |
| RU2569386C2 (ru) | Способ улучшения волоконного тампонирования | |
| EA007835B1 (ru) | Растворение фильтрационной корки | |
| EA021092B1 (ru) | Способ обработки подземных скважин с использованием изменяемых добавок | |
| WO2014209730A1 (en) | Methods for forming proppant-free channels in proppant packs in subterranean formation fractures | |
| WO2017100222A1 (en) | Method and composition for controlling fracture geometry | |
| WO2013147796A1 (en) | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
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 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): AZ |
|
| 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 |