EA013276B1 - Method and apparatus for fiber-based diversion - Google Patents
Method and apparatus for fiber-based diversion Download PDFInfo
- Publication number
- EA013276B1 EA013276B1 EA200800339A EA200800339A EA013276B1 EA 013276 B1 EA013276 B1 EA 013276B1 EA 200800339 A EA200800339 A EA 200800339A EA 200800339 A EA200800339 A EA 200800339A EA 013276 B1 EA013276 B1 EA 013276B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- composition
- fibers
- zone
- formation
- Prior art date
Links
- 239000000835 fiber Substances 0.000 title claims abstract description 65
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 16
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 claims description 11
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 2
- 125000002524 organometallic group Chemical group 0.000 claims description 2
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 7
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 12
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 12
- -1 benzoic acid flakes Chemical compound 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 7
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 7
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 7
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 7
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 7
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 7
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 6
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 6
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 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
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 4
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 4
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 4
- 229920003176 water-insoluble polymer Polymers 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical class CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N Acetic anhydride Chemical compound CC(=O)OC(C)=O WFDIJRYMOXRFFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 150000002016 disaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002772 monosaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 150000002482 oligosaccharides Chemical class 0.000 description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 3
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 3
- 229920002037 poly(vinyl butyral) polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 3
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 3
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N benzaldehyde Chemical compound O=CC1=CC=CC=C1 HUMNYLRZRPPJDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 2
- 230000002902 bimodal effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 229920001542 oligosaccharide Polymers 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 2
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 2
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 150000005846 sugar alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229920002725 thermoplastic elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N (R)-camphor Chemical compound C1C[C@@]2(C)C(=O)C[C@@H]1C2(C)C DSSYKIVIOFKYAU-XCBNKYQSSA-N 0.000 description 1
- 150000000180 1,2-diols Chemical class 0.000 description 1
- OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 100676-05-9 Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC1C(O)C(O)C(O)C(OC2C(OC(O)C(O)C2O)CO)O1 OWEGMIWEEQEYGQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 3-bromo-3,3-difluoroprop-1-ene Chemical compound FC(F)(Br)C=C GDDNTTHUKVNJRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropionic acid Chemical compound OCCC(O)=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002126 Acrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001018 Cast iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000723346 Cinnamomum camphora Species 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
- ZAQJHHRNXZUBTE-NQXXGFSBSA-N D-ribulose Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)C(=O)CO ZAQJHHRNXZUBTE-NQXXGFSBSA-N 0.000 description 1
- ZAQJHHRNXZUBTE-UHFFFAOYSA-N D-threo-2-Pentulose Natural products OCC(O)C(O)C(=O)CO ZAQJHHRNXZUBTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 244000043261 Hevea brasiliensis Species 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N Lactose Natural products OC[C@H]1O[C@@H](O[C@H]2[C@H](O)[C@@H](O)C(O)O[C@@H]2CO)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-QKKXKWKRSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N Maltose Natural products O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)OC(O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-PICCSMPSSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 229920006311 Urethane elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001345 alkine derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 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
- WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N alpha-D-mannose Chemical compound OC[C@H]1O[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-PQMKYFCFSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000002981 blocking agent Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930008380 camphor Natural products 0.000 description 1
- 229960000846 camphor Drugs 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 150000001924 cycloalkanes Chemical class 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005474 detonation Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 229920006229 ethylene acrylic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000006261 foam material Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002243 furanoses Chemical class 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229940060367 inert ingredients Drugs 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000002198 insoluble material Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920003049 isoprene rubber Polymers 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000008101 lactose Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229920003145 methacrylic acid copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003052 natural elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001194 natural rubber Polymers 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N para-ethylbenzaldehyde Natural products CCC1=CC=C(C=O)C=C1 QNGNSVIICDLXHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- KHIWWQKSHDUIBK-UHFFFAOYSA-N periodic acid Chemical compound OI(=O)(=O)=O KHIWWQKSHDUIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 150000003214 pyranose derivatives Chemical class 0.000 description 1
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 1
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012279 sodium borohydride Substances 0.000 description 1
- 229910000033 sodium borohydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 235000020357 syrup Nutrition 0.000 description 1
- 239000006188 syrup Substances 0.000 description 1
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 150000004043 trisaccharides Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Apparatus Associated With Microorganisms And Enzymes (AREA)
- Spinning Methods And Devices For Manufacturing Artificial Fibers (AREA)
- Closures For Containers (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение обеспечивает эффективные способы и устройства избирательного отвода текучих сред в углеводородосодержащих скважинах, с использованием волокон. В частности, настоящее изобретение обеспечивает эффективные способы и устройства для обработки нескольких зон в углеводородных скважинах посредством применения избирательного отвода текучих сред с использованием волокон.The present invention provides efficient methods and devices for selective removal of fluids in hydrocarbon-containing wells, using fibers. In particular, the present invention provides efficient methods and devices for treating several zones in hydrocarbon wells by applying selective removal of fluids using fibers.
2. Обзор состояния техники2. Overview of the state of technology
Общеизвестная технология достижения изоляции зон, применяемой для обработки и/или заканчивания скважин, содержащих несколько продуктивных зон, состоит в применении размещаемой на кабеле мостовой пробке, например, описанной в патенте США № 6708768. Недостаток мостовых пробок состоит в том, что они нуждаются в схватывании и выбуривании при использовании по меньшей мере для двух зон, что увеличивает как время, так и эксплуатационные затраты.The well-known technology to achieve isolation of zones used for the treatment and / or completion of wells containing several productive zones consists in using a bridge plug placed on the cable, for example, described in US Pat. No. 6,708,768. The lack of bridge plugs is that they need to be grabbed. and chiseling when used for at least two zones, which increases both time and operating costs.
Порядок работы описан на примере описанной ниже последовательности с детальным описанием этапов, выполняемых для обработки и заканчивания скважины с несколькими продуктивными интервалами, с применением мостовых пробок. В нижеописанном примере мостовая пробка является пробкой «пропускающего» типа, которая действует как обратный клапан, обеспечивающий принудительную гидроизоляцию, когда текучие среды нагнетают в направлении вниз, но допускает проход через нее текучей среды в направлении вверх при их добыче из пласта. Операции выполняют, например, в следующем порядке:The order of operation is described on the example of the sequence described below with a detailed description of the steps performed for the processing and completion of a well at several productive intervals, using bridge plugs. In the example described below, the bridge plug is a “permeable” type plug, which acts as a check valve that provides forced waterproofing when fluids are pumped in a downward direction, but allows fluid to pass through it upwards when they are extracted from a formation. Operations are performed, for example, in the following order:
1) спуск в скважину на кабеле перфораторов и перфорация требуемых интервалов;1) launch into the well on the cable perforators and perforation of the required intervals;
2) подъем из скважины спущенных на кабеле и отработанных скважинных перфораторов;2) the rise of the well down on the cable and waste borehole drills;
3) гидроразрыв перфорированных интервалов;3) perforated fracturing intervals;
4) создание обратного потока в течение приблизительно 1 ч для размещения минимального количества расклинивающего наполнителя в стволе скважины;4) creating a reverse flow for about 1 hour to accommodate the minimum amount of proppant in the wellbore;
5) спуск в скважину мостовой пробки и перфораторов для второго интервала;5) the descent into the well of the bridge plug and perforators for the second interval;
6) установка мостовой пробки выше зон, подвергнутых гидроразрыву на этапе 3;6) installing a bridge plug above the zones subjected to fracturing in step 3;
7) перфорация интервалов для второй стадии гидроразрыва;7) perforation intervals for the second stage of fracturing;
8) подъем из скважины отработанных скважинных перфораторов и кабеля;8) lifting from the well waste well perforators and cable;
9) гидроразрыв перфорированных интервалов;9) hydraulic fracture of perforated intervals;
10) повторение этапов 4-9 необходимое число раз.10) repeating steps 4-9 as many times as necessary.
После окончания закачивания на последней стадии гидроразрыва работы приостанавливаются на несколько суток или даже недель для обратного потока как можно большего количества закаченной жидкости для гидроразрыва. По окончании периода обратного потока следующим этапом является вырезание мостовых пробок с использованием установки для ремонта скважин или гибких насоснокомпрессорных труб. Эксплуатационную насосно-компрессорную колонну опускают в ствол скважины и скважину подсоединяют к выкидной линии для начала добычи нефти и/или газа.After the end of injection at the last stage of fracturing, work is suspended for several days or even weeks for the return flow of the largest possible amount of injected fracturing fluid. At the end of the backflow period, the next step is to cut bridge plugs using a well repair unit or flexible tubing tubing. The production tubing string is lowered into the wellbore and the well is connected to the flow line to start production of oil and / or gas.
Следовательно, в отрасли добычи углеводородов давно существует еще не удовлетворенная потребность в усовершенствованных способах и устройствах для обработки и/или заканчивания скважины, содержащей несколько продуктивных зон.Consequently, in the hydrocarbon industry, there has long been an unmet need for improved methods and devices for processing and / or completing a well containing several productive zones.
Сущность изобретенияSummary of Invention
В соответствии с настоящим изобретением, предлагаются способы и устройства для выполнения процесса обработки скважин с несколькими продуктивными интервалами.In accordance with the present invention, methods and devices are proposed for performing a well treatment process at several productive intervals.
Одним аспектом изобретения являются способы для опускания и селективного размещения волокнистых пробок в скважинах, при этом один вариант осуществления включает следующие стадии:One aspect of the invention is methods for lowering and selectively placing fiber plugs in wells, with one embodiment including the following steps:
(а) обработка первой зоны в скважине;(a) treatment of the first zone in the well;
(б) спуск в скважину инструмента, служащего носителем композиции, содержащей волокна;(b) the downhill of a tool that serves as a carrier for a composition containing fibers;
(в) приведение в действие инструмента для размещения достаточного количества композиции для формирования волокнистой пробки и, по меньшей мере, частичного закупоривания первой зоны.(c) actuation of the instrument to accommodate a sufficient amount of the composition to form a fibrous plug and at least partially block the first zone.
Способы в соответствии с изобретением включают повторение этапов (а)-(в) по меньшей мере для еще одной зоны, и способы, в которых обработка заключается в том, что направляют поток жидкости для воздействия на пласт по меньшей мере через одну ранее сформированную перфорацию в каналы. Другие способы в соответствии с изобретением содержат способы, заключающиеся в том, что нагнетают жидкость для воздействия на пласт под давлением, достаточным для гидроразрыва пласта, пересекаемого скважиной, способы, в которых спускание инструмента в скважину заключается в спускании желонки, и способы, в которых желонка является желонкой нагнетательного объемного типа. В некоторых вариантах осуществления желонка может соединяться с дистальным концом скважинного перфоратора и размещаться на данном конце.Methods in accordance with the invention include repeating steps (a) - (c) for at least one more zone, and methods in which the treatment consists in directing fluid flow to influence the formation through at least one previously formed perforation in channels. Other methods in accordance with the invention comprise methods for pumping a fluid to act on a formation under pressure sufficient to fracture a formation intersected by a well, methods in which lowering a tool into a well consists of lowering the can, and methods in which is a volumetric discharge type In some embodiments, the implementation of the shell may be connected with the distal end of the downhole perforator and placed at this end.
Способы в соответствии с изобретением особенно подходят для установки волокнистых пробок, в которых волокна композиции выбраны из разрушающихся волокон, неразрушающихся волокон, волокон, содержащих разрушающийся участок и неразрушающийся участок, и их смесей и комбинаций. Волокна могут быть органическими, неорганическими или их комбинацией. В поперечном сечении волокнаThe methods according to the invention are particularly suitable for installing fibrous plugs in which the fibers of the composition are selected from degradable fibers, non-destructive fibers, fibers containing a degraded area and an indestructible area, and mixtures and combinations thereof. The fibers may be organic, inorganic, or a combination thereof. Cross section fiber
- 1 013276 могут иметь форму любого известного или возможного поперечного сечения. Волокна могут быть двухкомпонентными с оболочкой, однорядной конфигурации, извитыми, неизвитыми и т.п. По длине волокна могут быть штапельными, более длинными, чем штапельные волокна, или их смесью.- 1 013276 may be in the form of any known or possible cross-section. The fibers may be bicomponent with a shell, single-row configuration, crimped, non-crimped, etc. The length of the fiber can be staple, longer than staple fibers, or their mixture.
В некоторых способах композиция может содержать неволоконные макрочастицы. Подходящие неволоконные макрочастицы могут быть выбраны из органических материалов, металлоорганических материалов, неорганических материалов и их комбинаций и смесей. Подходящие неорганические материалы могут быть выбраны из песка, керамики, солей и их комбинаций и смесей. Подходящие органические макрочастицы включают в себя полимерные макрочастицы, например термопластики, термореактивные пластики, термопластичные эластомеры, адгезивные частицы и т.п. В некоторых вариантах осуществления композиция может содержать по меньшей мере два вида макрочастиц, имеющих разные средние крупности частиц, или просто разные размеры, которые обычно повышают тампонажные свойства композиций. В некоторых вариантах осуществления возможно применение конфигурации со стопором/корзиной для укладки волокнистой композиции в скважине. Стопор/корзина также может состоять из разрушающихся материалов. В целях настоящего описания термин «разрушающийся» означает, что материал, упомянутый в конкретном случае, может растворяться, расплавляться или иначе становиться неспособным к поддерживанию давления или удерживанию вакуума. «Растворенный» и «растворимый» означает растворимый в кислотах, щелочах и/или воде. Неограничивающие примеры композиций, которые могут растворяться кислотой, включают в себя материалы, выбранные из магния, алюминия и т.п.In some methods, the composition may contain non-fibrous particulates. Suitable non-fibrous particulates may be selected from organic materials, organometallic materials, inorganic materials, and combinations and mixtures thereof. Suitable inorganic materials can be selected from sand, ceramics, salts, and combinations and mixtures thereof. Suitable organic particulates include polymer particulates, for example thermoplastics, thermosetting plastics, thermoplastic elastomers, adhesive particles, and the like. In some embodiments, the implementation of the composition may contain at least two types of particulates having different average particle size, or simply different sizes, which usually increase the cementing properties of the compositions. In some embodiments, it is possible to use a stopper / basket configuration for stacking a fibrous composition in a well. The stopper / basket may also consist of collapsing materials. For the purposes of the present description, the term "collapsing" means that the material mentioned in a particular case may dissolve, melt or otherwise become incapable of maintaining pressure or maintaining a vacuum. "Dissolved" and "soluble" means soluble in acids, alkalis, and / or water. Non-limiting examples of compositions that can be dissolved with acid include materials selected from magnesium, aluminum, and the like.
Другие варианты способа в соответствии с изобретением включают в себя спуск инструмента, который содержит останов инструмента вблизи первой зоны, и формирование волокнистой пробки в скважине вблизи перфораций с использованием композиции, содержащей волокна, обладающие тампонажными характеристиками.Other variants of the method according to the invention include the launching of a tool that comprises stopping the tool near the first zone, and forming a fibrous plug in the well near the perforations using a composition containing fibers having cement characteristics.
Другим аспектом изобретения являются устройства для многозонной обработки скважин, содержащее желонку нагнетательного объемного типа, имеющую отсек для вмещения композиции, содержащей волокна для формирования волокнистых пробок в скважине, который частично ограничен и взаимодействует с объемно-нагнетательным участком для вытеснения и избирательного размещения композиции в скважине для формирования по меньшей мере одной волокнистой пробки в скважине.Another aspect of the invention is devices for multi-zone well treatment, comprising an injection volumetric type sump having a compartment for accommodating a composition comprising fibers for forming fibrous plugs in the well, which is partially limited and interacts with the volumetric injection section to displace and selectively place the composition in the well for forming at least one fibrous plug in the well.
Устройства в соответствии с изобретением содержат устройства, в которых желонка нагнетательного объемного типа соединена с концом скважинного перфоратора. В других вариантах устройства желонка нагнетательного объемного типа может быть присоединена к кабелю, гибким насоснокомпрессорным трубам или гидроструйному устройству.Devices in accordance with the invention comprise devices in which an injection volumetric-type shell is connected to the end of a downhole perforator. In other embodiments of the device, a volumetric discharge type sink can be connected to a cable, flexible tubing lines or a hydrojetting unit.
В целях настоящего описания фраза «композиция, содержащая волокна» означает ньютоновскую или неньютоновскую жидкость, которая может вытекать или вытесняться из отсека желонки нагнетательного объемного типа. Неограничивающий перечень композиций, подходящих для применения в изобретении, может включать в себя взвеси, гели, жидкости, пенные материалы и т.п. Подходящая композиция может различаться от скважины к скважине, в зависимости от таких параметров, как время года, географическое местоположение скважины, глубина, давление и/или температура зоны или зон, подлежащих обработке, композиции скважинных флюидов; требования заказчика; законы и правила и т.п. В некоторых вариантах осуществления волокна могут диспергировать в растворах на водной основе для заканчивания скважин и жидкостях на водной основе для воздействия на скважину. Кроме того, следует понимать, что термин «волокнистая пробка» охватывает все пробки на волоконной основе и композиции, содержащие волокна, обладающие тампонажными характеристиками. Как поясняется ниже, волокнистые композиции могут дополнительно содержать материалы, которые улучшают закупоривание, например, частицы различной крупности из органических или неорганических материалов, например карбоната кальция, хлопьев бензойной кислоты, песка и керамических расклинивающих наполнителей.For the purposes of the present description, the phrase "composition containing fibers" means a Newtonian or non-Newtonian fluid, which may leak out or be forced out of the compartment of the pressure-slug gland. A non-limiting list of compositions suitable for use in the invention may include suspensions, gels, liquids, foam materials, and the like. A suitable composition may vary from well to well, depending on parameters such as season, geographic location of the well, depth, pressure and / or temperature of the zone or zones to be processed, the composition of the well fluids; customer requirements; laws and regulations, etc. In some embodiments, the implementation of the fibers can be dispersed in solutions for water-based completion and water-based fluids to affect the well. In addition, it should be understood that the term "fiber tube" covers all the fiber-based plugs and compositions containing fibers with cement characteristics. As explained below, the fibrous compositions may additionally contain materials that improve clogging, for example, particles of various sizes of organic or inorganic materials, such as calcium carbonate, benzoic acid flakes, sand, and ceramic proppants.
В настоящем описании термины «обрабатывать» или «обработка» следует понимать, как охватывающие все известные технологии и жидкости для гидроразрыва или воздействия на скважину. «Обработка» может включать в себя воздействие на формацию органическими или неорганическими композициями, химическими, физическими, механическими и другими условиями или их комбинациями, причем либо одновременно, либо последовательно.In the present description, the terms "process" or "treatment" should be understood to encompass all known technologies and fracturing fluids or impacts on a well. "Treatment" may include the effects on the formation of organic or inorganic compositions, chemical, physical, mechanical and other conditions, or combinations thereof, and either simultaneously or sequentially.
В настоящем описании фраза «приведение инструмента в действие» включает в себя, но без ограничения, приведение в действие или включение с помощью проводных соединений, беспроводной телеметрической системы, волоконно-оптических кабелей, взрывного импульса и т.п.In the present description, the phrase “actuating an instrument” includes, but without limitation, activation or activation via wire connections, a wireless telemetry system, fiber optic cables, a blast pulse, and the like.
Устройства и способы в соответствии с изобретением позволяют спускать желонку в скважину вместе со скважинными перфораторами, обеспечивают возможность хранения достаточно волокнистой закупоривающей композиции для закупоривания нескольких зон, возможность постановки нескольких волокнистых пробок для перекрывания пластов, ранее подвергнутых гидроразрыву, и возможность перезагрузки волокнистым закупоривающим агентом на месте работы.Devices and methods according to the invention make it possible to lower the scum into the well together with the downhole perforators, provide the ability to store a sufficiently fibrous blocking composition for blocking several zones, the possibility of setting several fibrous plugs to overlap formations previously subjected to hydraulic fracturing, and the ability to reload the fibrous blocking agent in place. work.
Устройства и способы в соответствии с изобретением станут более очевидными после прочтения нижеследующих подробного описания изобретения и формулы изобретения.The devices and methods according to the invention will become more apparent after reading the following detailed description of the invention and the claims.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Подход, посредством которого можно достигнуть целей изобретения и других требуемых характеAn approach whereby the objectives of the invention and other desired features can be achieved.
- 2 013276 ристик, поясняется в нижеследующем подробном описании и прилагаемыми чертежами, на которых изображено следующее:- 2 013276 ristik, explained in the following detailed description and the accompanying drawings, which depict the following:
фиг. 1А - схематичный вид сбоку с удаленными частями варианта осуществления желонки нагнетательного объемного типа в соответствии с настоящим изобретением, которая может доставлять волокнистую пробку сверху стопорной корзины, как показано на фиг. 1В;FIG. 1A is a schematic side view, with parts removed, of an embodiment of a pressure volute type sucker in accordance with the present invention, which can deliver a fiber stopper on top of a retainer basket, as shown in FIG. 1B;
фиг. 2-6 - примерная последовательность операций в соответствии со способами по настоящему изобретению;FIG. 2-6 is an exemplary sequence of operations in accordance with the methods of the present invention;
фиг. 7 - блок-схема операций способа в соответствии с изобретением.FIG. 7 is a flowchart of a method in accordance with the invention.
Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи даны не в масштабе и поясняют только типичные варианты осуществления настоящего изобретения и поэтому не подлежат интерпретации как ограничивающие объем изобретения, так как изобретение может допускать другие равно эффективные варианты осуществления.However, it should be noted that the accompanying drawings are not to scale and only illustrate exemplary embodiments of the present invention and therefore should not be interpreted as limiting the scope of the invention, since the invention may allow other equally effective embodiments.
Подробное описаниеDetailed description
В нижеследующем описании приведены многочисленные детали для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что настоящее изобретение может быть практически реализовано без данных деталей, и что возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления.In the following description, numerous details are given to provide an understanding of the present invention. However, it will be apparent to those skilled in the art that the present invention may be practiced without these details, and that numerous variations or modifications of the described embodiments are possible.
В описании и прилагаемой формуле изобретения термины «соединяться», «соединение», «соединенный», «в соединении с» и «соединяющийся» применяют в значении «непосредственно соединенный с» или «соединенный через другой элемент»; и термин «набор» применяют в значении «один элемент» или «по меньшей мере два элемента». В целях настоящего описания термины «наверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «направленный кверху» и «направленный книзу», «расположенный выше по ходу» и «расположенный ниже по ходу», «над» и «под» и другие подобные термины, указывающие относительные положения выше или ниже данной точки или элемента, применяются в настоящем описании для более четкого описания некоторых вариантов осуществления изобретения. Однако в применении к оборудованию и способам для применения в скважинах, которые отклоняются от горизонтали, упомянутые термины могут означать слева направо, справа налево или другие подходящие взаимоотношения.In the description and appended claims, the terms “connect,” “connection,” “connected,” “in conjunction with” and “connecting,” are used to mean “directly connected to” or “connected through another element"; and the term “set” is used to mean “one element” or “at least two elements”. For the purposes of the present description, the terms “upward” and “downward”, “upper” and “lower”, “directed upward” and “directed downward”, “located upstream” and “downstream”, “above” and “ “and other similar terms indicating relative positions above or below a given point or element are used in this description to more clearly describe some embodiments of the invention. However, as applied to equipment and methods for use in wells that deviate from the horizontal, the terms mentioned may mean from left to right, right to left, or other suitable relationships.
При бурении, обслуживании и заканчивании скважин существует много специальных случаев, сопряженных с необходимостью изоляции конкретных зон в скважине. В некоторых специальных случаях, например в условиях обсаженных скважин, в скважину для изоляции зон спускают традиционные мостовые пробки, например модели Т, N1, N01, Р1 или 8 размещаемых на кабеле мостовых пробок корпорации Вакег Нидйек. Мостовые пробки могут быть временными или постоянными; назначение пробок состоит в простой изоляции некоторого участка скважины от другого участка скважины. В некоторых случаях перфорации в скважине на одном участке требуется изолировать от перфораций в другом участке скважины. В других ситуациях может существовать потребность в применении мостовой пробки для изоляции низа скважины от устья скважины. Существуют также ситуации, в которых данные пробки применяют не обязательно для изоляции, а применяют для создания цементной пробки в стволе скважине, которая может служить для постоянной ликвидации скважины. В других случаях применения мостовая пробка с цементом поверх нее может служить в качестве отворачивающей пробки для зарезки бокового ствола в скважине. Мостовые пробки могут быть разбуриваемыми или извлекаемыми. Разбуриваемые мостовые пробки должны выбуриваться и потому изготавливаются из хрупкого металла, например литейного чугуна, который можно выбуривать. Однако так как время бурения обычно оплачивается по часам, то выгодно исключать любое выбуривание мостовых пробок.During drilling, maintenance and completion of wells, there are many special cases associated with the need to isolate specific zones in the well. In some special cases, for example, in cased well conditions, traditional bridge plugs are lowered into the well to isolate zones, for example, models T, N1, N01, P1 or 8 placed on the cable of bridge plugs of Waqueg Nidyek Corporation. Bridge traffic may be temporary or permanent; the purpose of the plugs is to simply isolate some part of the well from another part of the well. In some cases, the perforations in the well in one area need to be isolated from the perforations in another part of the well. In other situations, there may be a need to use a bridge plug to isolate the bottom of the well from the wellhead. There are also situations in which these plugs are not necessarily used for isolation, but are used to create a cement plug in the wellbore, which can serve to permanently eliminate a well. In other cases, the use of a cement plug on top of it can serve as a turning plug for cutting the lateral wellbore. Bridge plugs can be drillable or retrievable. The drilled bridge plugs must be drilled out and therefore made of brittle metal, such as cast iron, which can be drilled. However, since the drilling time is usually paid by the hour, it is advantageous to exclude any drilling out of the traffic jams.
Способы и устройства в соответствии с настоящим изобретением полезны для эффективной обработки нескольких зон в нефтяных или газовых скважинах с использованием волокнистой пробки, которую точно устанавливают с использованием желонки нагнетательного объемного типа. В одном варианте осуществления желонку нагнетательного объемного типа закрепляют к концу скважинного перфоратора. Преимуществом устройства по изобретению является устранение необходимости в пробках с металлической конструкцией, например мостовых пробках, для обеспечения изоляции зон с целью их эффективной обработки. Устранение необходимости в пробках с металлической конструкцией сокращает как время, так и затраты на заканчивание путем исключения схватывании и выбуривании мостовых пробок.The methods and devices in accordance with the present invention are useful for effectively treating several zones in oil or gas wells using a fiber plug, which is precisely set using a volumetric injection type sump. In one embodiment, the injection volute type is fixed to the end of the downhole perforator. The advantage of the device according to the invention is the elimination of the need for traffic jams with a metal structure, such as bridge traffic jams, to insulate the zones in order to process them effectively. Eliminating the need for traffic jams with metal construction reduces both time and completion costs by avoiding the setting and drilling of bridge jams.
Волокнистые пробки в соответствии с настоящим изобретением могут содержать, по меньшей мере, волокнистый материал, который можно использовать сам по себе или в сочетании с макрочастицами; в некоторых вариантах осуществления макрочастицы могут содержать по меньшей мере два вида макрочастиц, имеющих разные средние крупности частиц или просто разные размеры. Макрочастицы не обязательно должны иметь какую-то конкретную форму и могут иметь случайные или неслучайные формы. Макрочастицы могут быть круглыми, овоидными, в форме кубиков, в форме таблеток, с покрытиями, без покрытия, пористыми, непористыми и т.п. Пробки могут быть выполнены по меньшей мере с одним видом макрочастиц, и композицию упомянутых макрочастиц можно выбирать из неорганических материалов, например песка, керамики и солей, и органических материалов, например хлопьев бензойной кислоты, термопластичных полимеров, термореактивных полимеров, эластомерных полимеров и т.п., и полиFibrous plugs in accordance with the present invention may contain at least a fibrous material that can be used alone or in combination with particulates; in some embodiments, the implementation of the particulates may contain at least two types of particulates having different average particle size or simply different sizes. Particulates do not need to have any particular form and may have random or non-random forms. The particulates may be round, ovoid, cubic, tablet-shaped, coated, uncoated, porous, non-porous, and the like. The stoppers can be made with at least one kind of particulates, and the composition of the said particulates can be selected from inorganic materials, such as sand, ceramics and salts, and organic materials, such as benzoic acid flakes, thermoplastic polymers, thermosetting polymers, elastomeric polymers, etc. ., and poly
- 3 013276 меров, сочетающих упомянутые свойства, термопластических эластомеров. В некоторых вариантах осуществления для минимизации нарушения эксплуатационных качеств пласта можно использовать разрушающиеся материалы. Разрушающиеся материалы содержат разрушающиеся волокна, термопластики и твердые кислоты. В целях настоящего описания термины «полимер» и «полимерный» охватывают термопластичные, эластомерные и в некоторых условиях термореактивные смолы. Термин охватывает полимеры, олигомеры, сополимеры и т.п., которые могут или не могут иметь сшитую структуру. Полимеры могут быть карбоцепными полимерами, гетероцепными полимерами, их комбинациями (сополимерами) и их физическими смесями. При использовании по меньшей мере двух полимеров они могут быть физически смешанными и могут быть сшитыми ковалентными связями, ионными связями или как ковалентными, так и ионными связями. Полимеры могут существовать в виде связующего для отверждающего средства или другого активного химического вещества, в виде связующего для относительно инертных ингредиентов, например заполнителей, или обоих упомянутых типов связующего.- 3 013276 measures combining the mentioned properties of thermoplastic elastomers. In some embodiments, degradable materials may be used to minimize disruption to the performance of the formation. Collapsing materials contain collapsing fibers, thermoplastics and solid acids. For purposes of this disclosure, the terms "polymer" and "polymer" encompass thermoplastic, elastomeric, and in some conditions thermosetting resins. The term encompasses polymers, oligomers, copolymers, and the like, which may or may not have a crosslinked structure. The polymers can be carbochain polymers, heterochain polymers, their combinations (copolymers) and their physical mixtures. When using at least two polymers, they can be physically mixed and can be crosslinked covalent bonds, ionic bonds, or both covalent and ionic bonds. The polymers can exist as a binder for a curing agent or other active chemical, as a binder for relatively inert ingredients, such as aggregates, or both of these types of binder.
На фиг. 1А представлен один вариант осуществления желонки 10 объемного нагнетательного типа в соответствии с настоящим изобретением. Желонка 10 в данном варианте осуществления является желонкой объемного нагнетательного типа и содержит в качестве своего основного компонента корпус 12 желонки и поршень 14. В данном варианте осуществления корпус 12 желонки ограничивает два внутренних отсека 16 и 18. Отсек 16 может содержать гидравлическую жидкость или другую рабочую жидкость, тогда как отсек 18 предназначен для размещения композиции, которая вводится по меньшей мере через одно отверстие 20, 22, для формирования волокнистой пробки в соответствии с изобретением. Волокнистые пробки в соответствии с изобретением можно точно располагать около перфораций в обсадной трубе 8 (как показано на фиг. 2-6). Желонка 10 может также содержать резьбовое соединение 24 для прикрепления перфорирующего инструмента (не показанного на фиг. 1А) и кабеля 26. В некоторых вариантах осуществления может быть полезно применение конфигурации со стопором/корзиной, как показано на фиг. 1В для поддержки размещенной волокнистой пробки. Корзину 6 можно спускать в скважину с использованием кабеля 26. Как показано, корзина 6 уплотняется к внутренней поверхности обсадной трубы 8 в точках 7 и 9 (возможно наличие нескольких точек уплотнения). Композиция из отверстий 20, 22 желонки может подаваться в корзину и может накапливаться до высоты, задаваемой конкретной ситуацией. Применение корзины является возможным вариантом и зависит от характеристик схватывания композиции, используемых для формирования волокнистых пробок. Если, например, композиция имеет рецептуру с удельным весом, равным или немного меньшим, чем удельный вес флюида в скважине, композиция может «всплывать» в скважинном флюиде и накапливать массу волокон, при желании, с макрочастицами, которые создают пробку в стволе скважины. Данный вопрос подробно поясняется в дальнейшем.FIG. 1A, one embodiment of a volumetric injection type 10 in accordance with the present invention is shown. In this embodiment, the shell 10 is a volumetric discharge type shell and contains the body 12 of the core and the piston 14 as its main component. In this embodiment, the body 12 of the mouth bounds two inner compartments 16 and 18. The compartment 16 may contain hydraulic fluid or other working fluid , while compartment 18 is designed to accommodate a composition that is introduced through at least one opening 20, 22, to form a fibrous plug in accordance with the invention. Fibrous plugs in accordance with the invention can be precisely positioned near the perforations in the casing 8 (as shown in FIG. 2-6). The slug 10 may also contain a threaded connection 24 for attaching a perforating tool (not shown in FIG. 1A) and a cable 26. In some embodiments, a stopper / basket configuration may be useful, as shown in FIG. 1B to support the placed fiber plug. The basket 6 can be lowered into the well using cable 26. As shown, basket 6 is sealed to the inner surface of the casing 8 at points 7 and 9 (several sealing points are possible). The composition of the holes 20, 22 of the yellowfish can be fed into the basket and can accumulate to the height specified by the specific situation. The use of the basket is a possible option and depends on the characteristics of the setting of the composition used to form the fiber tubes. If, for example, the composition has a formulation with a specific gravity equal to or slightly less than the specific gravity of the fluid in the well, the composition may “float” in the well fluid and accumulate a mass of fibers, if desired, with particulates that create a plug in the wellbore. This question is explained in detail later.
Желонку 10 объемного нагнетательного типа можно спускать вместе с скважинными перфораторами, и отсек 18 может иметь такой размер, чтобы содержать достаточно волокнистого материала для постановки нескольких волокнистых пробок для закупоривания зон, ранее подвергнутых гидроразрыву. Поршень 14 желонки 10 объемного нагнетательного типа можно перемещать несколько раз для обеспечения постановки пробок в нескольких зонах. Кроме того, желонку 10 объемного нагнетательного типа можно предварительно загружать волокнистым материалом на месте использования оборудования.The volumetric injection type 10 can be lowered together with downhole perforators, and the compartment 18 may be of such size as to contain enough fibrous material for setting several fibrous plugs to seal the zones previously subjected to hydraulic fracturing. The piston 14 of the zhelonka 10 of the volumetric delivery type can be moved several times to ensure that the plugs are set in several zones. In addition, the volumetric discharge type core 10 can be preloaded with fibrous material at the place of use of the equipment.
На фиг. 2-6 изображена примерная последовательность операций для способов в соответствии с настоящим изобретением. Как показано на фиг. 2, на первой стадии зоны перфорируются и обрабатываются, при этом перфорации 32 предварительно создают скважинным перфоратором 28, содержащим множество перфорирующих зарядов 29, которые могут избирательно подрываться оператором. Область распространения жидкости для гидроразрыва в продуктивный пласт схематически представлена факелами 30а, 30Ь, 30с и т.п. Пробки 31, 31а, 31Ь, 31с, 31й из волокнистого материала и т.п. размещают с использованием желонки 10 объемного нагнетательного типа для временного закупоривания обработанных зон. Протяженность Ь первой стадии может быть в диапазоне от приблизительно 50 до 200 футов, или от 100 до 200 футов, или от 125 до 175 футов, или, в некоторых вариантах осуществления, может быть в диапазоне от 140 до 160 футов, или от 148 до 152 футов. На фиг. 2, 3, 4 и 5 изображены одна, две, три и четыре волокнистые пробки соответственно, поставленные в обсадной трубе 28 вблизи перфораций 32. После того как все зоны первой стадии Ь закупорены пробками, процесс повторяется для второй стадии обработки. Затем скважинный перфоратор 28 можно извлечь, как показано на фиг. 6. Следует понимать, что в варианте осуществления, показанном на фиг. 2-6, возможно, не всегда необходимо поднимать колонну скважинных перфораторов из скважины, если желонку объемного нагнетательного типа не требуется повторно загрузить дополнительным волокнистым материалом. Например, колонна скважинных перфораторов может содержать несколько перфораторов, выполненных с возможностью избирательного подрыва, при нахождении в конкретных зонах; что снимает необходимость подъема из скважины между каждой зоной или ярусом.FIG. 2-6 depict an exemplary sequence of operations for methods in accordance with the present invention. As shown in FIG. 2, in the first stage, the zones are perforated and processed, while the perforations 32 are previously created by a downhole perforator 28 containing a plurality of perforating charges 29, which can be selectively undermined by the operator. The distribution area of the fracturing fluid into the reservoir is schematically represented by flares 30a, 30b, 30c, etc. Plugs 31, 31a, 31b, 31c, 31y made of fibrous material, etc. placed using Zhelonka 10 volumetric injection type for temporary clogging of the treated areas. The length of the first stage b may be in the range of from about 50 to 200 feet, or from 100 to 200 feet, or from 125 to 175 feet, or, in some embodiments, may be in the range from 140 to 160 feet, or from 148 to 152 feet. FIG. 2, 3, 4 and 5 one, two, three and four fiber plugs, respectively, are placed in the casing 28 near the perforations 32. After all the zones of the first stage b are blocked with plugs, the process is repeated for the second stage of processing. Then, the downhole punch 28 can be removed, as shown in FIG. 6. It should be understood that in the embodiment shown in FIG. 2-6, it may not always be necessary to lift a string of downhole perforates from a well, unless a volumetric injection type shell is required to be reloaded with additional fibrous material. For example, a wellbore perforator string may contain several perforators, made with the possibility of selective detonation, while in specific zones; which removes the need for lifting from the well between each zone or tier.
Рабочая последовательность одного способа в соответствии с настоящим изобретением схематически представлена в виде блок-схемы на фиг. 7. Первый этап заключается в том, что спускают в скважину на кабеле скважинных перфораторов и перфорации требуемых интервалы, затем поднимают из скважины кабель, подвергают гидроразрыву перфорированные интервалы, создают обратный поток в течениеThe working sequence of one method in accordance with the present invention is schematically represented as a flowchart in FIG. 7. The first stage is that downhole perforators and perforations are put into the well on the cable at the required intervals, then the cable is lifted out of the well, subjected to hydraulic fracturing perforated intervals, create a reverse flow during
- 4 013276 приблизительно 1 ч, чтобы обеспечить размещения минимального количества расклинивающего наполнителя в стволе скважины, спускают в скважину спускаемые на кабеле желонку объемного нагнетательного типа и перфораторы для второго интервала, устанавливают волокнистую пробку перед или выше каждого интервала, ранее подвергнутого гидроразрыву, перфорируют горизонты для второй стадии гидроразрыва, поднимают из скважины кабель и подвергают гидроразрыву перфорированные интервалы. Волокнистая пробка будет поставлена перед перфорациями для предотвращения любого повторного гидроразрыва. Этапы можно повторять столько раз, сколько потребуется, или пока не закончится композиция в желонке. После окончания закачивания на последнем ярусе гидроразрыва скважину можно подсоединить на откачивание в течение нескольких суток или даже недель для обратного потока как можно большего количества закаченной жидкости для гидроразрыва. Затем можно проводить очистку ствола скважины установкой для ремонта скважин или гибкими насосно-компрессорными трубами с использованием гидроструйной установки. Далее спускают эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в ствол скважины.- 4 013276 approximately 1 hr. In order to ensure that the minimum amount of proppant is placed in the wellbore, a volumetric discharge type shell and perforators for the second interval are lowered into the well. the second stage of hydraulic fracturing; the cable is lifted from the well and the hydraulic fracture is perforated. A fiber plug will be placed in front of the perforations to prevent any re-fracturing. The stages can be repeated as many times as necessary, or until the composition in the shell is over. After the end of injection at the last fracturing level, the well can be connected to pumping out for several days or even weeks to return as much of the injected fracturing fluid as possible. You can then clean up the wellbore with a well repair unit or flexible tubing using a hydraulic jetting unit. Next, lower the production tubing into the wellbore.
Что касается операции перфорации, обычно применяют перфорацию кумулятивными зарядами, при которой кумулятивные заряды обычно устанавливают в скважинные перфораторы, которые опускают в скважину на талевом канате, кабеле, насосно-компрессорных трубах или на несущем устройстве другого типа. Затем скважинные перфораторы подрывают для создания отверстий в обсадной трубе и распространения перфораций в виде перфорационных отверстий в пласте. В некоторых случаях скважины могут содержать набивку, содержащую композицию с окислителем, и перфорация может продолжаться сквозь набивку. Описанные методы можно применять раздельно или вместе с кумулятивными зарядами, которые содержат окислитель в самом заряде. Применим скважинный перфоратор любого типа. Например, к первому типу относится ленточный перфоратор, который содержит ленточное несущее устройство, на котором могут быть установлены капсюльные кумулятивные заряды. Капсюльные кумулятивные заряды содержатся в герметизированных капсюлях для защиты кумулятивных зарядов от воздействия скважинной среды. К другому типу перфоратора относится герметизированный перфоратор с полым несущим устройством, который содержит полое несущее устройство, в котором могут быть установлены некапсюльные кумулятивные заряды. Кумулятивные заряды могут быть установлены на зарядной трубке или зарядной ленте внутри полого несущего устройства. В стенке стакана полого несущего устройства могут быть сформированы участки тонкого сечения (именуемые выемками) для облегчения перфорации пробивными струями подорванных кумулятивных зарядов. К другому типу перфоратора относится селективный перфоратор с герметизированным полым несущим устройством, который содержит множество сегментов перфораторов с полым несущим устройством, в каждом из которых может быть смонтирован один некапсюльный кумулятивный заряд.As for the perforation operation, perforation is usually used by shaped charges, in which shaped charges are usually installed in downhole perforators, which are lowered into the well on a talting rope, cable, tubing or other type of support device. Then downhole perforators undermine to create holes in the casing and the spread of perforations in the form of perforations in the reservoir. In some cases, the wells may contain a gasket containing an oxidizer composition, and the perforations may continue through the gasket. The described methods can be applied separately or together with shaped charges that contain an oxidizing agent in the charge itself. We apply downhole perforator of any type. For example, the first type is a tape punch, which contains a tape carrier device, which can be installed capsule shaped charges. Capsule shaped charges are contained in sealed capsules to protect shaped charges from the effects of the downhole environment. Another type of punch is a sealed punch with a hollow carrier device, which contains a hollow carrier device, in which non-encapsulated shaped charges can be installed. Cumulative charges can be installed on the charging tube or charging tape inside the hollow carrier. In the wall of the hollow carrier glass can be formed sections of thin section (called grooves) to facilitate the perforation of the penetrating jets of depleted shaped charges. Another type of perforator is a selective perforator with a sealed hollow carrier, which contains a plurality of segments of perforators with a hollow carrier, in each of which one noncapsulated cumulative charge can be mounted.
Другие скважинные перфорирующие механизмы описаны в патенте США № 6543538. Альтернативные перфорирующие устройства содержат водо- и/или абразивно-струйное перфорирование, химическое растворение и лазерное перфорирование с целью создания пути движения текучих сред между стволом скважины и окружающим пластом. Каждый отдельный перфоратор может иметь длину порядка 2-8 футов в длину и содержать порядка 8-20 перфорирующих зарядов, размещенных вдоль трубы перфоратора; до 15-20 отдельных перфораторов может быть состыковано один над другим так, что общая длина колонны перфораторов может составлять около 80-100 футов. Колонну перфораторов с такой суммарной длиной можно размещать в стволе скважины с использованием наземных крановых и лубрикаторных систем. Перфораторы с большей длиной также применимы, но, как правило, требуют дополнительного или специального оборудования. Перфорирующие устройства можно спускать в скважину различными средствами, например системами, подаваемыми электрическим шнуром, кабелем, талевым канатом, обычными насосно-компрессорными трубами, гибкими насосно-компрессорными трубами и обсадными трубами. Перфорирующее устройство может оставаться в скважине после перфорирования первой зоны и затем устанавливаться в следующей зоне до, во время или после обработки первой зоны. Известны многочисленные другие патенты, описывающие перфорацию, требующую либо механическое устройство (например, скользящую муфту), перекачивающее текучую среду через гидроструйное устройство, скважинные перфораторы, либо другие скважинные устройства.Other downhole perforating mechanisms are described in US Pat. No. 6,543,538. Alternative perforating devices include water and / or abrasive jet perforation, chemical dissolution, and laser perforation in order to create a path for fluid to flow between the wellbore and the surrounding formation. Each individual punch can have a length of about 2-8 feet in length and contain about 8-20 punch charges placed along the perforator tube; up to 15–20 individual drills can be stacked one above the other so that the total length of the drill string can be about 80–100 feet. A column of perforators with such a total length can be placed in the wellbore using ground-based crane and lubricator systems. Longer drills with longer lengths are also applicable, but usually require additional or special equipment. Perforation devices can be lowered into the well by various means, for example, systems supplied with an electrical cord, cable, cable line, conventional tubing, flexible tubing and casing. The punching device can remain in the well after punching the first zone and then be installed in the next zone before, during or after the treatment of the first zone. Numerous other patents are known that describe perforations, requiring either a mechanical device (for example, a sliding sleeve), pumping fluid through a hydro-jet device, downhole perforators, or other downhole devices.
В альтернативном варианте скважина или ее участки могут быть обсажены с использованием предварительно перфорированной обсадной трубы и секций обсадных труб, как описано в заявке на патент США № 11/769284, одновременно рассматриваемой с настоящей заявкой и поданной автором настоящей заявки 27 июня 2007 г., в описании которой предлагается множество секций обсадных труб и множество соединений обсадных труб для стыковки секций обсадных труб, при этом соединения обсадных труб содержат множество пропускающих каналов сквозь данные соединения, временно закупоренных композицией, при этом композицию независимо подбирают для каждого соединения обсадной трубы, формируют колонну обсадных труб, содержащую секции обсадных труб и соединения обсадных труб, и спускают колонну обсадных труб в скважину, создают в первом соединении обсадных труб колонны обсадных труб условия, достаточные для вытеснения композиции из пропускающих каналов в первом соединении обсадных труб, закачивают жидкость для воздействия на пласт в пласт через пропускающие каналы в первом соединении обсадных труб, закупоривают пропускающие каналы в первую секцию обсадAlternatively, the well or its sections may be cased using a pre-perforated casing and casing sections, as described in US Patent Application No. 11/769284, simultaneously considered with this application and filed by the author of this application on June 27, 2007, a description of which offers a plurality of casing sections and a plurality of casing connections for joining casing sections, while the casing connections contain a plurality of passage channels through these connections, time corked with the composition, the composition is independently selected for each casing joint, a casing string is formed containing casing sections and casing joints, and the casing string is lowered into the well; displacing the composition from the transmissive channels in the first connection of the casing, pumping fluid to influence the formation into the reservoir through the transmissive channels in the first connection of the casing, purchasing ivayut transmissive channels in the first section obsad
- 5 013276 ных труб и создают во втором соединении обсадных труб колонны обсадных труб условия, достаточные для вытеснения композиции из пропускающих каналов в втором соединении обсадных труб. Пропускающие каналы могут быть сформированы любыми известными методами, например вырезанием, выпиливанием, сверлением, опиливанием и т.п. Процесс формирования пропускающих каналов может быть ручным, автоматизированным или комбинацией данных процессов. Размеры и формы пропускающих каналов могут составлять любое множество размеров и форм, например круглых, овальных, прямоугольных, прямоугольных с полукругами с каждой стороны, прорезей, включая прорези, наклоненные к продольной оси обсадной трубы, и т. п. Пропускающие каналы могут окружать обсадную трубу или соединение обсадных труб со сдвигом по углу 60° (или другому углу). Сдвиг по углу может составлять 5, 10, 20, 30, 60, 75, 90, 120°. В некоторых вариантах осуществления, возможно, потребуется максимально увеличить площадь пропускающего поток сечения, и тогда прямоугольные пропускающие каналы могут быть оптимальным вариантом; однако, данные формы могут быть более сложными для изготовления и могут создавать проблемы в отношении механической прочности короткого резьбового патрубка. Круглые пропускающие каналы были бы наиболее удобными для изготовления, но тогда уменьшается площадь пропускающего поток сечения из-за кривизны обсадной трубы. В некоторых вариантах осуществления можно применять прорези и пропилы, которые позволяют перекрыть «выпускное отверстие», сформированное пульсацией в насосно-компрессорных трубах, при пескоструйной резке. Прорези в обсадной трубе, в случае их применения, могут также находиться под углом к обсадной трубе (но не вдоль ее продольного направления). В некоторых вариантах осуществления можно применить от 4 до 6 наклонных прорезей на одной глубине вокруг обсадной трубы. При этом повышается вероятность получения отверстия в обсадной трубе, которое будет совмещено с плоскостью гидроразрыва пласта. Что касается композиции для временного наполнения пропускающих каналов до обработки скважины, то возможно применение неорганических материалов, органических материалов, смесей органических и неорганических материалов и т.п. В целях настоящего описания термин «наполнение» пропускающих каналов может включать в себя растворимый «пластырь» над пропускающими каналами (на внутренней или внешней поверхности трубы). Неограничивающие примеры композиций, которые могут растворяться кислотой, включают в себя материалы, выбранные из магния, алюминия и т.п. Можно также применять химически активные металлы, редкоземельные металлы, композиты, керамики и т.п. Композиция должна быть в состоянии выдерживать давление до абсолютного давления приблизительно 6000 фунтов/кв.дюйм [41 МПа], в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 7000 фунтов/кв.дюйм [48 МПа], в других вариантах осуществления до приблизительно 8000 фунтов/кв.дюйм [55 МПа], в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 9000 фунтов/кв.дюйм [62 МПа] и в некоторых вариантах осуществления до приблизительно 10000 фунтов/кв.дюйм [68 МПа].- 5 013276 pipes and create in the second connection of the casing of the casing string conditions sufficient to force the composition out of the passage channels in the second connection of the casing. The permeable channels can be formed by any known methods, for example cutting, sawing, drilling, sawing, etc. The process of forming the permeable channels can be manual, automated, or a combination of these processes. The sizes and shapes of the passageways can be any set of sizes and shapes, such as round, oval, rectangular, rectangular with semicircles on each side, slots, including slots inclined to the longitudinal axis of the casing, etc. The passageways can surround the casing or connecting casing with an angle shift of 60 ° (or another angle). The angle shift can be 5, 10, 20, 30, 60, 75, 90, 120 °. In some embodiments, it may be necessary to maximize the area of the flow-through section, and then rectangular transmission channels may be the best option; however, these shapes can be more difficult to manufacture and can create problems with regard to the mechanical strength of the short threaded nipple. Round transmissive channels would be the most convenient for manufacturing, but then the area of the transmissive section is reduced due to the curvature of the casing. In some embodiments, the implementation can be applied slots and cuts, which allow to block the "outlet", formed by pulsation in tubing, with sandblasting. Cuts in the casing, if used, can also be at an angle to the casing (but not along its longitudinal direction). In some embodiments, 4 to 6 inclined slots may be applied at a single depth around the casing. This increases the likelihood of receiving holes in the casing, which will be combined with the plane of hydraulic fracturing. As for the composition for the temporary filling of the permeable channels before the well treatment, it is possible to use inorganic materials, organic materials, mixtures of organic and inorganic materials, etc. For the purposes of the present description, the term “filling” of the permeable channels may include a soluble “patch” over the transmissive channels (on the inner or outer surface of the pipe). Non-limiting examples of compositions that can be dissolved with acid include materials selected from magnesium, aluminum, and the like. You can also use chemically active metals, rare earth metals, composites, ceramics, etc. The composition should be able to withstand pressures up to an absolute pressure of approximately 6000 psi [41 MPa], in some embodiments up to about 7000 psi [48 MPa], in other embodiments up to about 8000 psi. inch [55 MPa], in some embodiments, up to about 9000 psi [62 MPa] and in some embodiments, up to about 10,000 psi [68 MPa].
Подходящие разрушающиеся материалы могут быть органическими, неорганическими или их комбинациями (смесями). Примерами применимых разрушающихся органических материалов являются материалы, которые содержат полимеры, растворимые в водной фазе, например полиоксипропионовую кислоту, полигликолевую кислоту, или их сополимеры, которые растворимы в водных фазах в подземных средах. Другими подходящими разрушающимися органическими материалами являются материалы, растворимые в нефтяной фазе, например полистирол и его гомологи, производные соединения полистирола и его гомологи, и некоторые волокна из низкомолекулярных полиолефинов и их сополимеров. Разрушающиеся органические материалы, используемые в изобретении, могут содержать физические смеси по меньшей мере двух полимеров, растворимых в водной фазе, по меньшей мере двух полимеров, растворимых в нефтяной фазе, и смеси по меньшей мере одного полимера, растворимого в водной фазе, и по меньшей мере одного полимера, растворимого в нефтяной фазе.Suitable degradable materials may be organic, inorganic, or combinations thereof (mixtures). Examples of applicable degradable organic materials are materials that contain polymers that are soluble in the aqueous phase, for example polyoxypropionic acid, polyglycolic acid, or their copolymers that are soluble in aqueous phases in subsurface environments. Other suitable degradable organic materials are materials soluble in the oil phase, such as polystyrene and its homologues, derivatives of polystyrene compounds and its homologues, and some fibers of low molecular weight polyolefins and their copolymers. Collapsing organic materials used in the invention may contain physical mixtures of at least two polymers soluble in the aqueous phase, at least two polymers soluble in the oil phase, and mixtures of at least one polymer soluble in the aqueous phase and at least measure one polymer soluble in the oil phase.
Другие подходящие разрушающиеся органические материалы включают в себя такие материалы, как разрушающиеся простые углеводы, например сахара, называемые также сахаридами, а именно моно-, ди- и трисахариды. Олигосахариды представляют собой сахариды, содержащие до восьми элементарных звеньев. Полисахариды представляют собой полимерные сахариды, содержащие более восьми элементарных звеньев; натуральные полисахариды обычно содержат 10-3000 элементарных звеньев. Примеры подходящих моносахаридов включают в себя сахарозу, фруктозу, рибулозу, маннозу, галактозу и глюкозу. Подходящие дисахариды включают в себя такие сахариды, в которых элементарные звенья сахарида являются одинаковыми или разными. Примером дисахарида, в котором элементарные субъединицы идентичны, является мальтоза, тогда как лактоза является примером дисахарида, в котором два элементарных звена моносахарида различаются. Сахариды могут быть в форме пиранозы, в форме фуранозы или в обеих формах.Other suitable degradable organic materials include materials such as degrading simple carbohydrates, for example sugars, also called sugars, namely mono-, di-, and trisaccharides. Oligosaccharides are saccharides containing up to eight elementary units. Polysaccharides are polymeric saccharides containing more than eight elementary units; natural polysaccharides usually contain 10-3000 elementary units. Examples of suitable monosaccharides include sucrose, fructose, ribulose, mannose, galactose and glucose. Suitable disaccharides include those saccharides in which the saccharide unit units are the same or different. An example of a disaccharide in which the elementary subunits are identical is maltose, while lactose is an example of a disaccharide in which the two elementary units of the monosaccharide are different. Saccharides can be in the form of pyranose, in the form of furanose, or in both forms.
Если добавка содержит сахарид, то существует много вариантов первого и второго состояний; в действительности, существует много промежуточных состояний. Для визуального наблюдения самым простым переходом из первого состояния во второе состояние является превращение из твердого тела в жидкость. Например, первое состояние сахаридной добавки может быть твердым, и второе состояние добавки может быть растворенной в воде разновидностью сахарида, так как сахариды являются исключительно легко растворимыми в воде благодаря их полигидроксильной природе. Они обычно образуютIf the additive contains a saccharide, then there are many variants of the first and second states; in fact, there are many intermediate states. For visual observation, the simplest transition from the first state to the second state is the transformation from a solid to a liquid. For example, the first state of the sugar additive may be solid, and the second state of the additive may be a variety of saccharide dissolved in water, since the saccharides are extremely readily soluble in water due to their polyhydroxyl nature. They usually form
- 6 013276 вязкие сиропы, которые слабо кристаллизуются. Если сахарид является полисахаридом, то можно регулируемым образом постепенно гидролизировать молекулы до олиго- и/или моносахаридов, например, первым состоянием может быть полисахарид, содержащий 20 субъединиц и вторым состоянием может быть олигосахарид, содержащий, самое большее, 8 субъединиц. Другим вторым состоянием может быть одно из многих химических производных продуктов сахаридов, например простые эфиры, циклические ацетали, кетали, сложные эфиры, альдитолы, альдоновые кислоты, сахарные кислоты, диальдегиды, фенилгидразоны, озазоны, и т.п., из которых все перечисленные соединения могут быть образованы из сахаридов с использованием широко известных опубликованных методов. Например, простые эфиры могут быть образованы из сахаридов в слабокислотных средах. В данных реакциях группа ОН при аномерном углероде замещается алкоксильной группой. Циклические ацетали и кетали могут быть образованы проведением взаимодействия 1,2-диолов сахаридов с альдегидом или кетоном в слабокислотных средах. Сложные эфиры (соли уксусной кислоты) могут быть образованы проведением взаимодействия по меньшей мере одной из групп ОН сахаридов с уксусным ангидридом в присутствии слабоосновного катализатора, например ацетата натрия или пиридина. Альдитолы, например Ό-маннитол, могут быть получены восстановлением Ό-маннозы борогидридом натрия. Альдоновые и сахарные кислоты могут быть получены окислением сахарида с использованием бромина в буферном растворе при уровне рН в диапазоне 5-6. Разбавленную водой азотную кислоту можно использовать как более сильный окисляющий реагент для образования двухосновных полиоксикислот (называемых сахарными кислотами). Периодную кислоту (Н1О4) можно использовать для расщепления сахаридов до диальдегидов. Данные и другие реакции сахаридов описаны в обычных учебниках, например 81гс11^1С5СГ. 1т., с1 а1., «ΙηίΓοάυοΙίοη ίο Отдаше Сйешкйу», рр. 704-718 (1976).- 6 013276 viscous syrups that slightly crystallize. If the saccharide is a polysaccharide, then molecules can be gradually hydrolyzed to oligo- and / or monosaccharides in a controlled manner, for example, the first state can be a polysaccharide containing 20 subunits and the second state can be an oligosaccharide containing at most 8 subunits. Another second state may be one of many chemical derivatives of saccharide products, for example, ethers, cyclic acetals, ketals, esters, alditols, aldonic acids, sugar acids, dialdehydes, phenylhydrazones, gaps, etc., all of which are listed. can be formed from saccharides using well-known published methods. For example, ethers can be formed from saccharides in weak acid media. In these reactions, the OH group with anomeric carbon is replaced by an alkoxy group. Cyclic acetals and ketals can be formed by reacting 1,2-diols of saccharides with aldehyde or ketone in weakly acidic media. Esters (salts of acetic acid) can be formed by reacting at least one of the OH groups of sugars with acetic anhydride in the presence of a weakly basic catalyst, for example, sodium acetate or pyridine. Alditols, such as α-mannitol, can be obtained by reducing α-mannose with sodium borohydride. Aldonic and sugar acids can be obtained by oxidizing the saccharide using bromine in a buffer solution at a pH in the range of 5-6. Nitric acid diluted in water can be used as a stronger oxidizing agent to form dibasic polyoxyacids (called sugar acids). Periodic acid (H1O 4 ) can be used to break up saccharides to dialdehydes. These and other reactions of saccharides are described in ordinary textbooks, for example, 81s11 ^ 1С5СГ. 1t., C1 a1., "ΙηίΓοάυοΙίοη ίο Give to Syeshkyu", pp. 704-718 (1976).
Другими вариантами подходящих органических разрушающихся добавок являются органические соединения или их смеси, которые возгоняются при температурах от приблизительно 0°С и выше в присутствии потоков газообразных углеводородов. Примеры таких добавок включают в себя камфору, нафталин, бензальдегид, их смеси и т. п.Other options for suitable organic decomposing additives are organic compounds or mixtures thereof, which sublime at temperatures of from about 0 ° C and higher in the presence of gaseous hydrocarbon streams. Examples of such additives include camphor, naphthalene, benzaldehyde, mixtures thereof, etc.
Возможно также применение солей любых из вышеупомянутых органических разрушающихся добавок.It is also possible to use salts of any of the above organic decomposing additives.
Неорганические разрушающиеся материалы, подходящие для использования в качестве добавок в изобретении, представляют собой неорганические соли, например, хлорид натрия, хлорид калия, карбонат аммония, перхлорат аммония, их смеси и т.п.Inorganic decomposing materials suitable for use as additives in the invention are inorganic salts, for example, sodium chloride, potassium chloride, ammonium carbonate, ammonium perchlorate, mixtures thereof, and the like.
Подходящие разрушающиеся материалы (волокна, макрочастицы, наполнение пропускающих каналов в обсадных трубах или любые из данных материалов) включают в себя полимеры, растворимые в кислотах, щелочах и/или воде, с включением или без включения сравнительно нерастворимых материалов, например не растворимых в воде полимеров, керамик, заполнителей и их комбинаций. Алюминиевые и магниевые пробки являются одним из примеров кислоторастворимых неорганических материалов, которые можно применять в качестве заполнителя пропускающих каналов в обсадных трубах. Композиции, применимые в изобретении, могут содержать водорастворимый неорганический материал, водорастворимый органический материал и их комбинации. Водорастворимый органический материал может содержать водорастворимый полимерный материал, например, но без ограничения, поли(виниловый спирт), поли(оксипропионовую кислоту) и т. п. Водорастворимый полимерный материал может представлять собой либо обычно не растворимый в воде полимер, который превращают в растворимый гидролизом боковых цепей, или с основной цепью полимера, которая может быть гидролизуемой.Suitable degradable materials (fibers, particulates, filling of permeable channels in casing or any of these materials) include polymers soluble in acids, alkalis and / or water, with or without inclusion of relatively insoluble materials, for example, water-insoluble polymers , ceramics, fillers and their combinations. Aluminum and magnesium plugs are one example of acid-soluble inorganic materials that can be used as a filler for permeable channels in casing. Compositions useful in the invention may contain a water-soluble inorganic material, a water-soluble organic material, and combinations thereof. The water-soluble organic material may contain a water-soluble polymeric material, for example, but without limitation, poly (vinyl alcohol), poly (hydroxypropionic acid), etc. The water-soluble polymeric material may be either a usually water-insoluble polymer that is converted into a hydrolysis soluble side chains, or with a polymer backbone that may be hydrolyzable.
Волокнистые пробки и заполнители пропускающих каналов в обсадных трубах растворяются под управляемым пользователем воздействием на них по меньшей мере одного активирующего средства. При этом зоны в стволе скважины, или сам ствол скважины, или ответвления ствола скважины могут подвергаться обработке в течение периодов времени, однозначно назначаемых пользователем. Подходящие активирующие средства включают в себя химические вещества, нагрев, свет, давление или какоенибудь другое активирующее средство или комбинацию активирующих средств, применяемых во множестве различных операций по обработке скважины.The fibrous plugs and aggregates of the permeable channels in the casing pipes dissolve under the user controlled action of at least one activating agent on them. Here, the zones in the wellbore, or the wellbore itself, or the branches of the wellbore may be processed for periods of time uniquely assigned by the user. Suitable activating agents include chemicals, heat, light, pressure, or some other activating agent or combination of activating agents used in a variety of different well treatment operations.
Если активирующее средство представляет собой жидкую композицию, то подходящие волокна, макрочастицы и заполнители обсадных труб, применимые в изобретении, включают в себя водорастворимые материалы, выбранные из водорастворимых неорганических материалов, водорастворимых органических материалов и их комбинаций. Подходящие водорастворимые органические материалы могут быть водорастворимыми натуральными или синтетическими полимерами или гелями. Водорастворимый полимер можно получить из нерастворимого в воде полимера, превращением его в растворимый полимер гидролизом основной цепи, гидролизом боковых цепей или сочетанием данных методов, под воздействием слабокислотной среды. Кроме того, термин «водорастворимый» может подразумевать характеристику рН, зависящую от конкретного применяемого полимера.If the activating agent is a liquid composition, suitable fibers, particulates, and casing fillers useful in the invention include water-soluble materials selected from water-soluble inorganic materials, water-soluble organic materials, and combinations thereof. Suitable water-soluble organic materials can be water-soluble natural or synthetic polymers or gels. Water-soluble polymer can be obtained from a water-insoluble polymer, converting it into a soluble polymer by hydrolysis of the main chain, hydrolysis of the side chains or a combination of these methods, under the influence of a weakly acidic environment. In addition, the term "water soluble" may imply a pH characteristic depending on the particular polymer used.
Подходящие не растворимые в воде полимеры, которые можно превратить в водорастворимые посредством гидролиза боковых цепей в кислой среде, включают в себя полимеры, выбранные из полиакрилатов, полиацетатов и т. п. и их комбинаций.Suitable water-insoluble polymers that can be converted to water-soluble by hydrolysis of the side chains in an acidic medium include polymers selected from polyacrylates, polyacetates, etc., and combinations thereof.
Подходящие водорастворимые полимеры или гели включают в себя полимеры или гели, выбранныеSuitable water soluble polymers or gels include polymers or gels selected
- 7 013276 из поливиниловых соединений, полиакриловых соединений, полиоксикислот и т.п. и их комбинаций.- 7 013276 from polyvinyl compounds, polyacrylic compounds, polyoxyacids, etc. and their combinations.
Подходящие поливиниловые соединения включают в себя поливиниловый спирт, поливинилбутираль, поливинилформаль и т.п. и их комбинации. Поливиниловый спирт выпускается компанией Се1апеке СНет1са15. Даллас, шт. Техас, под торговым наименованием Се1уо1. Отдельные марки поливиниловых спиртов Се1уо1 могут различаться по молекулярной массе и степени гидролиза. Молекулярная масса обычно выражается в виде вязкости раствора. Вязкости классифицируют как сверхнизкую, низкую, среднюю и высокую, тогда как степень гидролиза обычно обозначают как сверх, полностью, средне и частично гидролизуемую. Выпускается широкий ассортимент стандартных марок, а также несколько специальных марок, включая поливиниловый спирт для эмульсионной полимеризации, марки с тонкодисперсными частицами и повышенной клейкостью. Поливиниловые спирты Се1уо1 805, 823 и 840 являются улучшенными модификациями марок поливиниловых спиртов стандартной полимеризации, Се1уо1 205, 523 и 540 соответственно. Данные продукты обеспечивают ряд преимуществ при применении для эмульсионной полимеризации, включая повышенную растворимость в воде и сниженное пенообразование. Поливинилбутираль выпускается компанией 8о1ийа 1пс., Сент-Луис, шт. Миссури, под торговым наименованием ВиТУАК. Одной из форм является смола ВиКаг ПЦреткюп ВВ, которая представляет собой стабильную дисперсию пластифицированного поливинилбутираля в воде. Содержание пластификатора составляет 40 ч. на 100 ч. смолы. Дисперсия поддерживается сохранением уровня рН выше 8,0 и может коагулироваться при снижении уровня рН ниже данного уровня. Воздействие на коагулированную модификацию уровнем рН выше 8,0 позволяет диспергировать композицию, что дает механизм управления.Suitable polyvinyl compounds include polyvinyl alcohol, polyvinyl butyral, polyvinyl formal, and the like. and combinations thereof. Polyvinyl alcohol is produced by Се1апека СНет1са15. Dallas, units Texas, under the trade name Ce1uo1. Certain brands of polyvinyl alcohols Ce110 can vary in molecular weight and degree of hydrolysis. Molecular mass is usually expressed as solution viscosity. Viscosities are classified as ultra-low, low, medium and high, whereas the degree of hydrolysis is usually referred to as super, fully, medium and partially hydrolyzable. A wide range of standard grades is available, as well as several special grades, including polyvinyl alcohol for emulsion polymerization, grades with fine particles and high adhesiveness. The polyvinyl alcohols Ce1uo1 805, 823 and 840 are improved modifications of the standard polymerization polyvinyl alcohol grades, Ce1uo1 205, 523 and 540, respectively. These products provide several advantages when used for emulsion polymerization, including increased water solubility and reduced foaming. Polyvinyl butyral is produced by the company 1 ps 1i., St. Louis, pc. Missouri, under the trade name VITUAK. One of the forms is Vykag PCtrekpyup resin, which is a stable dispersion of plasticized polyvinyl butyral in water. The content of the plasticizer is 40 hours per 100 hours of resin. The dispersion is maintained by maintaining the pH above 8.0 and may coagulate as the pH falls below this level. Impact on coagulated modification with a pH level above 8.0 allows dispersing the composition, which gives the control mechanism.
Подходящими полиакриловыми соединениями являются полиакриламиды и т.п. и их комбинации, например Ν,Ν-двузамещенные полиакриламиды и Ν,Ν-двузамещенные полиметакриламиды. Подробное описание физико-химических свойств некоторых из данных полимеров приведено в книге «№а1ет-8о1иЫе 8уп1йейс Ро1утегк: Рторетйек апй Вейауют», РЫйр Мо1упеих, Уо1. I, СКС Ргекк, (1983).Suitable polyacrylic compounds are polyacrylamides and the like. and combinations thereof, for example, Ν, Ν-disubstituted polyacrylamides and,-disubstituted polymethacrylamides. A detailed description of the physicochemical properties of some of these polymers is given in the book “No. 1-8-1 and 8-D 1 1 1 D1 Roytek: Rtoretyek apy Veyayuyut”, RIyr Mo1upeih, Wo1. I, SKS Rgakk, (1983).
Подходящими полиоксикислотами являются полиакриловая кислота, полиалкилакриловая кислота, сополимеры акриламида/акриловой кислоты/метакриловой кислоты, их комбинаций и т.п.Suitable polyoxyacids are polyacrylic acid, polyalkylacrylic acid, acrylamide / acrylic acid / methacrylic acid copolymers, combinations thereof, and the like.
Для формирования волокнистых пробок можно также применять так называемые «многокомпонентные» волокна. Под «многокомпонентными» волокнами понимаются волокна, которые содержат по меньшей мере две разные фазы, области или химических композиции; другими словами, по меньшей мере две области, которые различаются либо физически, либо химически, либо и физически и химически. Поскольку многокомпонентные волокна содержат по меньшей мере две различные области, они могут быть разработаны так, чтобы обладать несколькими полезными свойствами, и данные свойства можно регулировать в более широких пределах, чем свойства волокна из однокомпонентного материала. В качестве одного из многих примеров материал во внутренней основе бикомпонентного волокна с оболочкой можно подбирать для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как внешний слой можно подбирать по его адгезивным качествам. В качестве одного из многих примеров в случае многокомпонентных волокон материал во внутренней основе бикомпонентного волокна с оболочкой можно подбирать для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как внешний слой можно подбирать по его адгезивным качествам. В качестве другого примера бикомпонентное волокно однорядной конфигурации может содержать один компонент, подобранный для обеспечения прочности, гибкости и жесткости, тогда как другой компонент можно подбирать по его адгезивным качествам. Другие подходящие многокомпонентные продукты включают в себя продукты, в которых менее жесткий материал заключен в более жесткую оболочку; продукты, в которых такие полимеры, как РЬА (полиоксипропионовая кислота) и полигликолевая кислота, заключены в оболочку, состоящую из сложного полиэфира, полиамида и/или полиолефинового термопластика, продукты, в которых клей, чувствительный к воздействию, например клей, чувствительный к давлению, температурно-чувствительный клей или клей, чувствительный к влаге, или отверждаемый клей, заключен в разрушающуюся оболочку, например полимерную оболочку; и продукты, в которых один из компонентов выбран для обеспечения клейкости при конкретной температуре в скважине, например температуре в остановленной скважине (ВН8Т), и модуля упругости ниже 3х106 дин/см2 при частоте около 1 Гц, при этом клейкий компонент вложен в разрушающуюся полимерную оболочку.So-called "multicomponent" fibers can also be used to form fiber tubes. By "multicomponent" fibers are meant fibers that contain at least two different phases, regions, or chemical compositions; in other words, at least two areas that differ either physically or chemically, or both physically and chemically. Since multicomponent fibers contain at least two different areas, they can be designed to have several beneficial properties, and these properties can be adjusted over a wider range than the properties of a single-component fiber. As one of many examples, the material in the inner core of a bicomponent sheathed fiber can be selected to provide strength, flexibility, and rigidity, while the outer layer can be selected for its adhesive properties. As one of many examples in the case of multicomponent fibers, the material in the inner base of the bicomponent fiber with the cladding can be selected to provide strength, flexibility and rigidity, while the outer layer can be selected by its adhesive qualities. As another example, a bicomponent fiber of a single-row configuration can contain one component, selected to ensure strength, flexibility, and rigidity, while the other component can be selected for its adhesive qualities. Other suitable multi-component products include products in which a less rigid material is enclosed in a more rigid shell; products in which polymers such as PbA (polyoxypropionic acid) and polyglycolic acid are encased in polyester, polyamide and / or polyolefin thermoplastic, products in which pressure sensitive glue, such as pressure sensitive glue, temperature-sensitive or moisture-sensitive glue, or curable glue, is enclosed in a collapsing shell, for example, a polymeric shell; and products in which one of the components is selected to provide stickiness at a particular temperature in the well, for example, the temperature in the stopped well (VH8T), and the modulus of elasticity below 3x10 6 dyn / cm 2 at a frequency of about 1 Hz, while the adhesive component is embedded in collapsing polymer shell.
Некоторые жидкие композиции, пригодные при формировании волокнистых пробок в соответствии с изобретением, могут содержать расклинивающий наполнитель. Способы в соответствии с настоящим аспектом изобретения включают в себя способы, в которых расклинивающий наполнитель объединяется с жидкой композицией до и/или во время закачивания жидкой композиции в ствол скважины. Другие способы в соответствии с изобретением включают в себя способы, в которых закачивание заключается в том, что нагнетают жидкую композицию в ствол скважины под давлением, либо с расклинивающим наполнителем в жидкой композиции, либо без него.Some liquid compositions suitable for forming fibrous stoppers in accordance with the invention may contain proppant. Methods in accordance with the present aspect of the invention include methods in which the proppant is combined with the liquid composition prior to and / or during the injection of the liquid composition into the wellbore. Other methods in accordance with the invention include methods in which the injection is that the liquid composition is injected into the wellbore under pressure, either with a proppant in the liquid composition, or without it.
При желании расклинивающий наполнитель можно нагнетать в пласт либо в сочетании с композициями в соответствии с изобретением, либо с объединением их в пласте. Как показано выше, расклинивающий наполнитель предназначен для «удерживания от смыкания» стенок вблизи гидроразрыва в подземном пласте, чтобы гидроразрыв не смыкался силами, которые действуют в пласте. Стенки вблизиIf desired, the proppant can be injected into the formation either in combination with compositions in accordance with the invention, or by combining them in the formation. As shown above, the proppant is designed to “keep from closing” the walls near the hydraulic fracture in the subterranean formation, so that the hydraulic fracture does not close by the forces that act in the formation. Wall near
- 8 013276 гидроразрыва полезно «удерживать от смыкания», чтобы пласт можно было эксплуатировать, обычно, для извлечения нефти или природного газа. Как правило, жидкие композиции, многокомпонентные продукты в них, способы и системы в соответствии с изобретением удовлетворительно работают с любым известным расклинивающим наполнителем, но могут быть особенно эффективными при использовании самого дешевого расклинивающего наполнителя, кремнистого песка. Полагают, что при более высоких напряжениях частицы песка разрушаются с формированием мелких фракций, которые в таком случае могут закупоривать пласт, что ослабляет его проницаемость и имеет следствием дорогие операции чистки скважин или даже ликвидацию скважины. Данная проблема описана в патенте США № 3929191. Спеченный боксит также применялся как расклинивающий наполнитель и может быть предпочтительнее, чем кремнистый песок, вследствие его способности выдерживать более высокие напряжения без разрушения. Однако спеченный боксит может быть менее желательным, чем кремнистый песок, в качестве расклинивающего наполнителя, поскольку спеченный боксит значительно дороже и, обычно, менее доступен. Применение спеченного боксита в качестве расклинивающего наполнителя описано в патенте США № 4068718.- 8 013276 fracturing is useful to "keep from closing", so that the reservoir can be exploited, usually, to extract oil or natural gas. As a rule, liquid compositions, multicomponent products in them, methods and systems in accordance with the invention work satisfactorily with any known proppant, but can be particularly effective when using the cheapest proppant, siliceous sand. At higher stresses, it is believed that the sand particles are destroyed with the formation of fine fractions, which in this case can clog the formation, which weakens its permeability and results in expensive well cleaning operations or even the elimination of the well. This problem is described in US Pat. No. 3,929,191. Sintered bauxite has also been used as a proppant and may be preferable to siliceous sand, due to its ability to withstand higher stresses without breaking. However, sintered bauxite may be less desirable than siliceous sand as a proppant, since sintered bauxite is much more expensive and is usually less available. The use of sintered bauxite as a proppant is described in US Pat. No. 4,068,718.
Другие подходящие расклинивающие наполнители описаны в патентах США №№ 6406789; 6582819 и 6632527. Как поясняется в патенте 6406789, в настоящее время применяют расклинивающие материалы, т.е. расклинивающие наполнители, трех разных типов. Расклинивающий наполнитель первого типа представляет собой спеченные керамические гранулы/частицы, обычно оксид алюминия, оксид кремния или боксит, часто с глинистыми вяжущими веществами или с содержащимися в композиции твердыми веществами, например карбидом кремния (например, патент США № 4977116, выданный Рампфу с соавторами (РитрГ с1 а1.), европейские патенты 0087852, 0102761 или 0207668). Керамические частицы неудобны тем, что спекание требуется производить при высоких температурах, что имеет следствием высокие затраты на энергию. Расклинивающий наполнитель второго типа изготовлен из составляющих большую группу известных расклинивающих материалов из природных, относительно крупных песков, частицы которых являются грубо сферическими, так что они могут допускать значительный поток (иначе называемых «песками для гидроразрыва») (см. патент США № 5188175). Расклинивающий наполнитель третьего типа содержит образцы типа один и типа два, которые могут быть покрыты слоем синтетической смолы (патенты США № 5420174, 5218038, 5639806, 5420174, 5218038 и 5639806); европейский патент № 0542397). Как поясняется в настоящей заявке, в некоторых ситуациях гидроразрыва предварительно отвержденные расклинивающие наполнители в скважине будут выноситься обратным потоком из гидроразрыва, особенно, во время очистки скважины или добычи в нефтегазовых скважинах. Часть расклинивающего наполнителя может выноситься из зон, подвергнутых разрыву, и в ствол скважины текучими средами, добываемыми из скважины. Такой перенос известен как обратный поток. Вынос расклинивающего наполнителя обратным потоком из гидроразрыва не желателен и, до некоторой степени, регулировался в некоторых случаях применением расклинивающего наполнителя с покрытием из отверждаемой смолы, которая будет закрепляться и отверждаться под землей. Расклинивающие наполнители с покрытием из фенольной смолы уже некоторое время выпускаются промышленно и применяются для описанной цели. Таким образом, отверждаемые расклинивающие наполнители с покрытием из смолы можно применять для «защиты» гидроразрывов от описанного обратного потока. Покрытие из смолы на отверждаемых расклинивающих наполнителях не является сколько-нибудь значительно сшитым или отвержденным перед закачиванием в нефтяную или газовую скважину. Наоборот, покрытие предназначено для сшивания под действием напряжений и температур, присутствующих во внутрискважинном пласте. Такие условия вынуждают частицы расклинивающего наполнителя сцепляться с образованием трехмерной матрицы, предотвращающей обратный поток расклинивающего наполнителя. Упомянутые расклинивающие наполнители с покрытиями из отверждаемых фенольных смол лучше всего работают в средах, в которых температуры являются достаточно высокими для закрепления и отверждения фенольных смол. Однако условия в геологических формациях изменяются в широких пределах. В глубине некоторых газовых/нефтяных скважин присутствуют высокая температура (>180°Р (82°С)) и высокое давление (>6000 фунт/кв.дюйм (41 МПа)). В таких условиях большинство отверждаемых расклинивающих наполнителей может эффективно отверждаться. Кроме того, расклинивающие наполнители, применяемые в таких скважинах, должны быть термически и физически стабильными, т.е. не подвергаться ощутимому разрушению при данных температурах и давлениях. Отверждаемые смолы содержат смолы, которые отверждаются исключительно в подземном пласте, и смолы, которые частично отверждаются перед закачиванием в подземный пласт, и остальное отверждение которых происходит в подземном пласте. Многие неглубокие скважины часто имеют внутрискважинные температуры ниже, чем 130°Р (54°С) или даже ниже, чем 100°Р (38°С).Other suitable proppants are described in US Pat. No. 6,406,789; 6,582,819 and 6,632,527. As explained in patent 6,406,789, proppant materials are currently used, i.e. three different types of proppants. The first type of proppant is sintered ceramic granules / particles, usually alumina, silica or bauxite, often with clay binders or containing solids in the composition, such as silicon carbide (eg, US Pat. No. 4,977,116 issued to Rampf et al. German G1 A1.), European Patents 0087852, 0102761 or 0207668). Ceramic particles are inconvenient because sintering is required at high temperatures, which results in high energy costs. The second type of proppant is made of a large group of known proppant materials from natural, relatively coarse sands, the particles of which are roughly spherical, so that they can allow significant flow (otherwise known as "fracturing sands") (see US Pat. No. 5,188,175). The third type of proppant contains specimens of type one and type two, which can be coated with a layer of synthetic resin (US Pat. Nos. 5,420174, 5218038, 5639806, 5420174, 5218038 and 5639806); European Patent No. 0542397). As explained in this application, in some fracturing situations, pre-cured proppants in a well will be reverse flow from the fracture, especially during well cleaning or production in oil and gas wells. Part of the proppant may be carried out of the fractured zones and into the wellbore by fluids produced from the well. Such a transfer is known as reverse flow. Backflow of the proppant from the fracture is not desirable and, to some extent, regulated in some cases by the use of a proppant coated with a curable resin that will be fixed and cured underground. Phenolic resin coated proppants have been commercially available for some time and have been used for the purpose described. Thus, curable resin-coated proppants can be used to “protect” hydraulic fractures from the described reverse flow. The resin coating on curable proppants is not significantly stitched or cured before being pumped into an oil or gas well. On the contrary, the coating is intended for crosslinking under the action of stresses and temperatures present in the downhole formation. Such conditions force the proppant particles to adhere to form a three-dimensional matrix that prevents reverse proppant flow. The mentioned proppants with coatings of curable phenolic resins work best in environments where temperatures are high enough to fix and cure the phenolic resins. However, conditions in geological formations vary widely. Some gas / oil wells contain a high temperature (> 180 ° P (82 ° C)) and high pressure (> 6000 psi (41 MPa)). Under such conditions, most curable proppants can be effectively cured. In addition, the proppants used in such wells must be thermally and physically stable, i.e. not be subject to appreciable destruction at given temperatures and pressures. Curable resins contain resins that cure exclusively in the subterranean formation, and resins that partially cure prior to injection into the subterranean formation, and the rest of which is cured in the subterranean formation. Many shallow wells often have downhole temperatures lower than 130 ° P (54 ° C) or even lower than 100 ° P (38 ° C).
Вследствие широкого разброса геологических характеристик разных нефтяных и газовых скважин никакой единственный расклинивающий наполнитель не обладает всеми свойствами, которые могут удовлетворять всем эксплуатационным требованиям в различных условиях. Решение о том, применять ли предварительно отвержденный или отверждаемый расклинивающий наполнитель или оба, принимается на основании опыта и знаний, как известно специалисту в данной области техники. В ходе применения расклинивающий наполнитель взвешен в жидкости для гидроразрыва. Следовательно, взаимодейстDue to the wide variation of the geological characteristics of different oil and gas wells, no single proppant has all the properties that can satisfy all operational requirements in different conditions. The decision whether to use pre-cured or curable proppant, or both, is made based on experience and knowledge, as is known to the person skilled in the art. During use, the proppant is suspended in the fracturing fluid. Therefore, the interaction
- 9 013276 вие расклинивающего наполнителя и жидкости будет сильно влиять на стабильность жидкости, в которой взвешен расклинивающий наполнитель. Жидкость должна оставаться вязкой и способной переносить расклинивающий наполнитель к гидроразрыву и осаждать его в надлежащих местах для применения. Однако если жидкость преждевременно теряет способность к переносу, то расклинивающий наполнитель может быть осажден в ненадлежащих местах гидроразрыва или ствола скважины. Из-за этого может потребоваться интенсивная чистка ствола скважины и удаление неправильно отложенного расклинивающего наполнителя. Важно также, чтобы жидкость деэмульгировалась (претерпевала снижение вязкости) через подходящее время после надлежащего отложения расклинивающего наполнителя. После того как расклинивающий наполнитель отложен в гидроразрыве, жидкость должна стать менее вязкой вследствие действия деэмульгаторов (понизителей вязкости), присутствующих в жидкости. Это позволяет сблизиться несвязанным и отверждаемым частицам расклинивающего наполнителя, что обеспечивает плотный контакт частиц и приводит к плотной набивке расклинивающего наполнителя после отверждения. Отсутствие подобного контакта будет иметь следствием намного менее плотную набивку расклинивающего наполнителя. Вместо вязкой жидкости можно применить пену для переноса расклинивающего наполнителя к гидроразрыву и осаждения расклинивающего наполнителя в надлежащих местах для применения. Пена является стабильной пеной, которая может содержать расклинивающий наполнитель в виде взвеси, пока он не откладывается в гидроразрыве, и при этом происходит гашение пены. Кроме пены или вязкой жидкости в соответствующих случаях можно применить другие средства для переноса расклинивающего наполнителя в гидроразрыв. Кроме того, в скважине можно применить материал в виде частиц с покрытием из смолы, например песок для «борьбы с выносом песка». В таком случае применения цилиндрическую конструкцию заполняют расклинивающими наполнителями, например материалом в виде частиц с покрытием из смолы, и спускают в ствол скважины для выполнения функции фильтра или сетчатого фильтра, регулирующего или исключающего обратный поток песка, других расклинивающих наполнителей или частиц подземного пласта. Цилиндрическая конструкция обычно представляет собой кольцевую конструкцию, содержащую внутреннюю и внешнюю стенки, выполненные из сетки. Размер ячеек сетчатого фильтра сетки должен быть достаточным для удерживания материала в виде частиц с покрытием из смолы внутри цилиндрической конструкции и сквозного пропуска флюидов в пласт.- 9 013276 The projection of the proppant and the fluid will greatly affect the stability of the fluid in which the proppant is weighed. The fluid must remain viscous and able to transfer the proppant to the hydraulic fracture and precipitate it in the proper places for use. However, if the fluid prematurely loses its ability to transfer, the proppant may be deposited in inappropriate locations of the fracture or borehole. Because of this, it may require intensive cleaning of the wellbore and removal of improperly deferred proppant. It is also important that the fluid emulsifies (undergoes a decrease in viscosity) at a suitable time after proper deposition of the proppant. After the proppant is deposited in a hydraulic fracture, the fluid should become less viscous due to the action of the demulsifiers (viscosity reducing agents) present in the fluid. This allows uncoupled and curable proppant particles to come closer, which ensures tight contact of the particles and leads to dense packing of the proppant after curing. The absence of such a contact will result in a much less dense packing of the proppant. Instead of a viscous fluid, a foam can be used to transfer the proppant to the fracture and precipitate the proppant in the proper places for use. The foam is a stable foam that may contain a proppant as a slurry, until it is deposited in a hydraulic fracture, and the foam is extinguished. In addition to foam or viscous fluid, other means can be used in appropriate cases to transfer proppant to hydraulic fracturing. In addition, a resin-coated particulate material can be used in the well, for example, sand to “combat sand removal”. In such a case of application, the cylindrical structure is filled with proppants, for example, resin-coated particles, and lowered into the wellbore to act as a filter or screen filter that regulates or eliminates backflow of sand, other proppants or subterranean formation particles. The cylindrical design is usually an annular structure containing the inner and outer walls, made of mesh. The mesh size of the mesh filter should be sufficient to hold the material in the form of particles with a resin coating inside a cylindrical structure and pass through fluids into the formation.
В некоторых вариантах осуществления применяемые частицы могут иметь одинаковое распределение по крупности; в других вариантах осуществления - различное распределение по крупности, например бимодальное, трехмодальное и более модальное. В других вариантах осуществления макрочастицы могут быть полимерными и могут быть предназначены для сохранения своей формы вплоть до требуемой температуры, при превышении которой частицы деформируются. Например, множество микросфер может деформироваться с созданием, по существу, сплошного покрытия на волокнах. Другие полимерные микросферы могут содержать по меньшей мере один углеводород, например относительно низкомолекулярные нормальные, разветвленные или циклические алканы, алкены, алкины и т.п., а также ароматические соединения, например толуол, ксилол, стирол, дивинилбензол и т.п. Некоторые из упомянутых соединений, например стирол и дивинилбензол, могут взаимодействовать с образованием олигомера в полимерной микросфере. Микросферы могут обладать по меньшей мере двумя из упомянутых свойств, объединенными в одной микросфере; например, одна микросфера может проявлять кислотную функцию, обладать некоторой степенью упругости и иметь бимодальное распределение по крупности. Кроме того, в любой отдельной частице расклинивающего наполнителя микросферы могут быть, по существу, идентичными или изменяться в широких пределах по составу и свойствам.In some embodiments, the implementation of the particles used can have the same size distribution; in other embodiments, the implementation is a different size distribution, for example, bimodal, trimodal and more modal. In other embodiments, the implementation of the particulates can be polymeric and can be designed to maintain its shape up to the desired temperature, above which the particles are deformed. For example, a multitude of microspheres can be deformed to create a substantially continuous coating on the fibers. Other polymeric microspheres may contain at least one hydrocarbon, for example, relatively low molecular weight normal, branched or cyclic alkanes, alkenes, alkynes, and the like, as well as aromatics, for example toluene, xylene, styrene, divinylbenzene, and the like. Some of these compounds, such as styrene and divinylbenzene, can interact with the formation of the oligomer in the polymer microsphere. Microspheres may have at least two of the mentioned properties combined in one microsphere; for example, one microsphere may exhibit an acid function, have some degree of elasticity, and have a bimodal size distribution. In addition, in any single particle of proppant, the microspheres may be substantially identical or vary widely in composition and properties.
Жидкие композиции, пригодные для способов в соответствии с изобретением, могут применяться вместе с любыми и/или использовать любые из многих обработок скважин или заканчиваний скважин. В целях настоящего описания термины «заканчивание скважины» и «заканчивание» применяются в значении имен существительных, кроме случаев ссылки на операцию заканчивания. Заканчивания скважин в соответствии с настоящим изобретением включают себя, но без ограничения, заканчивания с обсаживанием ствола, заканчивания скважин, дающих смесь продукции из нескольких интервалов, гидроразрыв, заканчивания с установкой гибких насосно-компрессорных труб, заканчивания скважин в двух интервалах, заканчивания высокотемпературных скважин, заканчивания высоконапорных скважин, заканчивания высокотемпературных/высоконапорных скважин, многопластовые заканчивания скважин, заканчивания скважин, выдающих нефть без кислотной обработки, гидроразрыва и применения насосов, заканчивания скважин с механизированной эксплуатацией, заканчивания скважин с частичным падением напора, заканчивания скважин с первичной добычей, беструбные заканчивания скважин и т.п.Liquid compositions suitable for the methods of the invention may be used with any and / or any of many well treatments or well completions. For the purposes of the present description, the terms “well completion” and “completion” are used in the meaning of nouns, except when referring to the completion operation. Well completion in accordance with the present invention includes, but not limited to, completion with lining, completion, producing a mixture of products from several intervals, hydraulic fracturing, completion with installation of flexible tubing, completion of wells in two intervals, completion of high-temperature wells, high-pressure well completion, high-temperature / high-pressure well completion, multi-layer well completion, well-producing oil wells lot processing, hydraulic fracturing and use of pumps, completion of wells with mechanized operation, completion of wells with partial pressure drop, completion of wells with primary production, tubeless completion of wells, etc.
Когда жидкость с конкретным контролируемыми уровнем рН и температурой закачивают в скважину, то волокнистые пробки испытывают воздействие жидкости и начинают разрушаться, в зависимости от композиции и выбранной жидкости. Разрушение можно регулировать по времени для достижения ускоренного разрушения, например в течение нескольких секунд или минут, или в течение более длительных периодов времени, например часов или суток. Например, композицию, применимую в изобретении, содержащую волокна, которые растворяются при температуре выше температуры продуктивного пласта, можно применять для образования волокнистой пробки и впоследствии подвергать воздействиюWhen a fluid with a specific controlled pH level and temperature is pumped into the well, the fibrous plugs are affected by the fluid and begin to break down, depending on the composition and the fluid chosen. Destruction can be adjusted in time to achieve accelerated destruction, for example within a few seconds or minutes, or for longer periods of time, such as hours or days. For example, a composition useful in the invention, containing fibers that dissolve at a temperature above the temperature of the reservoir, can be used to form a fibrous plug and subsequently exposed to
- 10 013276 жидкости, закачиваемой с поверхности и имеющей температуру выше температуры продуктивного пласта. В других операциях обработки скважин, возможно, потребуется обратное. Тогда волокнистой пробке можно дать возможность нагреться до температуры закачиваемой жидкости в слое, в котором происходит обработка, что обеспечивает возможность разрушения волокнистой пробки.- 10 013276 of the fluid injected from the surface and having a temperature above the temperature of the reservoir. In other well treatment operations, the opposite may be required. Then the fibrous tube can be given the opportunity to heat up to the temperature of the injected fluid in the layer in which the treatment takes place, which makes it possible to destroy the fibrous tube.
Как отмечено ранее, в композицию, дозируемую из желонки нагнетательного объемного типа, можно вводить ингредиенты, способствующие закупориванию волокнистыми пробками, например вспениваемые неорганические или органические материалы. Примерами вспениваемых материалов являются вспучивающиеся материалы, при этом термин «вспучивающийся» относится к материалу, который расширяется при нагревании до более чем приблизительно 100°С, хотя температура, при которой вспучивается конкретный вспучивающийся материал, зависит от композиции данного материала. Один пригодный вспучивающийся материал содержит неводную, неограниченно податливую, не содержащую галогенов, вспучивающуюся замазку, содержащую смесь вспучивающегося материала, резины и невулканизированного каучука, при этом резина и невулканизированный каучук совместно обеспечивают замазку со значением пластичности по меньшей мере 4 мм (предпочтительно по меньшей мере 4,5 мм; еще предпочтительнее по меньшей мере 5 мм и даже более предпочтительно по меньшей мере 6 мм). Кроме того, замазка, по меньшей мере, не содержит (т.е. содержит менее чем 0,25 мас.%) вулканизирующего средства для каучука. Упомянутые замазки описаны в патенте США № 5578671, принадлежащему компании М1иие8о!а Μίηίη§ апй МапиГасШппд Сотрапу, 8ΐ. Раи1, шт. Миннесота. В описанных вспучивающихся композициях каучук можно выбирать из натурального каучука, бутилкаучуков, полибутадиеновых каучуков, синтетических изопреновых каучуков, бутадиенстирольных каучуков, этиленакриловых каучуков, нитрилакрильных каучуков, уретановых каучуков, этиленвинилацетатных каучуков и их комбинаций; и невулканизированный каучук можно выбирать из невулканизированного натурального каучука, невулканизированных бутилкаучуков, невулканизированных полибутадиеновых каучуков, невулканизированных синтетических изопреновых каучуков, невулканизированных бутадиенстирольных каучуков, невулканизированных этиленакриловых каучуков, невулканизированных нитрилакрильных каучуков, невулканизированных уретановых каучуков, невулканизированных этиленвинилацетатных каучуков и их комбинаций. Другие вспучивающиеся композиции описаны в патентах США №№ 4273879; 4952615 и 5175197.As noted previously, ingredients that promote clogging by fibrous plugs, such as foaming inorganic or organic materials, can be added to the composition that is metered from the volute of the injection volumetric type. Examples of expandable materials are intumescent materials, the term "intumescent" refers to a material that expands when heated to more than about 100 ° C, although the temperature at which a particular intumescent material expands depends on the composition of the material. One suitable intumescent material contains a non-aqueous, infinitely compliant, halogen-free, intumescent putty, containing a mixture of intumescent material, rubber and uncured rubber, with rubber and uncured rubber together providing a putty with a plasticity value of at least 4 mm (preferably at least 4 , 5 mm; more preferably at least 5 mm and even more preferably at least 6 mm). In addition, the putty, at least, does not contain (i.e., contains less than 0.25% by weight) rubber curing agent. The above-mentioned putties are described in US Pat. No. 5,578,671, owned by the company Mliie8o! Rai1, pieces Minnesota. The disclosed intumescent compositions rubber may be selected from natural rubber, butyl rubbers, polybutadiene rubbers, synthetic isoprene rubbers, styrene butadiene rubbers, ethylene acrylic rubbers, nitrilakrilnyh rubbers, urethane rubbers, ethylene-vinyl acetate rubbers, and combinations thereof; unvulcanised lithium Other intumescent compositions are described in US Pat. Nos. 4,273,879; 4,952,615 and 5,175,197.
Термин «продуктивный пласт» может охватывать месторождения углеводородов, достижимые посредством по меньшей мере одного ствола скважины. Термин «скважина» или «ствол скважины» охватывает обсаженные, обсаженные и зацементированные или необсаженные стволы скважин и может представлять любой тип скважины, включая, но без ограничения, действующую эксплуатационную скважину, экспериментальную скважину, разведочную скважину и т.п. Стволы скважин могут быть вертикальными, горизонтальными, направленными под любым углом между вертикалью и горизонталью, искривленными или неискривленными и их комбинациями, например, вертикальной скважиной с невертикальной составляющей.The term “reservoir” may encompass hydrocarbon deposits achievable through at least one wellbore. The term “well” or “wellbore” encompasses a cased, cased, and cemented or uncased boreholes and can represent any type of well, including, but not limited to, an operating production well, an experimental well, an exploration well, and the like. Boreholes can be vertical, horizontal, directed at any angle between the vertical and horizontal, curved or undeformed, and their combinations, for example, a vertical well with a non-vertical component.
Должно быть очевидно специалистам в данной области техники, настоящее изобретение можно легко реализовать в других специальных модификациях, не выходящих за пределы его существа или существенных характеристик. Поэтому настоящие варианты осуществления следует считать просто наглядными, а не ограничивающими, и объем изобретения обозначен формулой изобретения, а не вышеприведенным описанием, и, следовательно, предполагается, что все изменения, которые будут внесены в пределах значения и области эквивалентности формулы изобретения, охватываются формулой изобретения. Выше приведено подробное описание только нескольких примерных вариантов осуществления настоящего изобретения, однако, специалистам в данной области техники будет очевидно, что примерные варианты осуществления допускают многочисленные модификации, не отклоняющиеся существенно от новаторских идей и преимуществ настоящего изобретения. Соответственно, предполагается, что все подобные модификации не выходят за пределы объема настоящего изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения. Хотя вышеописанные примеры настоящего изобретения относятся к способам и устройствам для операций со спусканием на кабеле, специалисту в данной области техники понятно, что настоящее изобретение равным образом применимо к операциям со спусканием на гибких насосно-компрессорных трубах или талевом канате. Например, желонку объемного нагнетательного типа в соответствии с настоящим изобретением можно закрепить к гидроструйной головке, установленной на гибких насосно-компрессорных трубах, и применять при воздействии на несколько продуктивных интервалов, когда либо зоны уже перфорированы, либо гидроструйная головка применяется для операций струйного перфорирования.It should be obvious to experts in the field of technology, the present invention can be easily implemented in other special modifications, not beyond its essence or essential characteristics. Therefore, the present embodiments should be considered merely illustrative and not limiting, and the scope of the invention is indicated by the claims, and not by the above description, and therefore it is assumed that all changes that will be made within the meaning and scope of the claims, are covered by the claims . The above is a detailed description of only a few exemplary embodiments of the present invention, however, it will be obvious to those skilled in the art that exemplary embodiments allow numerous modifications that do not substantially deviate from the innovative ideas and advantages of the present invention. Accordingly, it is assumed that all such modifications are within the scope of the present invention, as defined by the following claims. Although the examples of the present invention described above relate to methods and devices for cable running operations, it is clear to a person skilled in the art that the present invention is equally applicable to running on flexible tubing or a pulley. For example, a volumetric injection-type flap in accordance with the present invention can be attached to a hydraulic jet head mounted on flexible tubing, and applied when exposed to several productive intervals when either the zones are already perforated or the hydraulic jet head is used for jetting operations.
Claims (18)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US89008507P | 2007-02-15 | 2007-02-15 | |
| US11/857,859 US20080196896A1 (en) | 2007-02-15 | 2007-09-19 | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800339A1 EA200800339A1 (en) | 2008-08-29 |
| EA013276B1 true EA013276B1 (en) | 2010-04-30 |
Family
ID=39705662
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800339A EA013276B1 (en) | 2007-02-15 | 2008-02-14 | Method and apparatus for fiber-based diversion |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080196896A1 (en) |
| AR (1) | AR065347A1 (en) |
| EA (1) | EA013276B1 (en) |
| MX (1) | MX2008001985A (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445338C1 (en) * | 2010-07-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealing composition for insulation work in well |
Families Citing this family (68)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7810567B2 (en) * | 2007-06-27 | 2010-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of producing flow-through passages in casing, and methods of using such casing |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| 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 |
| MX2010006487A (en) * | 2007-12-14 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Bv | Methods of contacting and/or treating a subterranean formation. |
| US9212535B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US8002050B2 (en) * | 2008-05-06 | 2011-08-23 | Frazier W Lynn | Completion technique and treatment of drilled solids |
| US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
| WO2011149597A1 (en) | 2010-05-26 | 2011-12-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Assembly and method for multi-zone fracture stimulation of a reservoir using autonomous tubular units |
| US20160257872A9 (en) | 2010-09-17 | 2016-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Solid state dispersion |
| EA029863B1 (en) | 2010-12-17 | 2018-05-31 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Autonomous downhole conveyance system |
| CA2819372C (en) | 2010-12-17 | 2017-07-18 | Krishnan Kumaran | Method for automatic control and positioning of autonomous downhole tools |
| US10808497B2 (en) * | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US8905133B2 (en) * | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| WO2012161854A2 (en) | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Safety system for autonomous downhole tool |
| RU2480571C2 (en) * | 2011-08-02 | 2013-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Георесурс" | Device to install bridges in wells |
| WO2013085412A1 (en) * | 2011-12-09 | 2013-06-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment with high solids content fluids |
| CA2861787C (en) * | 2011-12-28 | 2021-02-23 | Schlumberger Canada Limited | Degradable composite materials and uses |
| WO2014077948A1 (en) | 2012-11-13 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
| US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
| US20140151043A1 (en) | 2012-12-03 | 2014-06-05 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized fluids in well treatment |
| US10202833B2 (en) | 2013-03-15 | 2019-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing with exothermic reaction |
| US9523268B2 (en) | 2013-08-23 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity |
| US9631468B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US9587477B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-03-07 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with untethered and/or autonomous device |
| US9410413B2 (en) * | 2013-10-18 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Well system with annular space around casing for a treatment operation |
| US10557335B2 (en) | 2014-01-24 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Gas fracturing method and system |
| AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
| RU2541983C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| WO2016028256A1 (en) * | 2014-08-18 | 2016-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Polymer brushes in diverting agents for use in subterranean formations |
| RU2551586C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to intensify well operation |
| US10781679B2 (en) | 2014-11-06 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fractures treatment |
| WO2016077359A1 (en) | 2014-11-14 | 2016-05-19 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment |
| US9810051B2 (en) * | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US11136461B2 (en) * | 2014-12-22 | 2021-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable composite structures |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
| US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
| US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US20160333680A1 (en) * | 2015-05-12 | 2016-11-17 | Schlumberger Technology Corporation | Well re-fracturing method |
| US10030471B2 (en) | 2015-07-02 | 2018-07-24 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| AU2016297438B2 (en) | 2015-07-21 | 2020-08-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| WO2017062086A1 (en) | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | In situ solid organic pillar placement in fracture networks |
| US20190119552A1 (en) * | 2015-11-02 | 2019-04-25 | The Board Of Regents Of The University Of Texas Sytem | Acid soluble diverting agents for refracturing applications |
| US10337270B2 (en) * | 2015-12-16 | 2019-07-02 | Neo Products, LLC | Select fire system and method of using same |
| US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| WO2017218720A1 (en) | 2016-06-17 | 2017-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | In situ formed inorganic solids in fracture networks |
| WO2018111749A1 (en) | 2016-12-13 | 2018-06-21 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| CA3058511C (en) | 2017-04-25 | 2022-08-23 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
| WO2018200698A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
| US11332992B2 (en) | 2017-10-26 | 2022-05-17 | Non-Explosive Oilfield Products, Llc | Downhole placement tool with fluid actuator and method of using same |
| US10954771B2 (en) | 2017-11-20 | 2021-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods of initiating energetic reactions for reservoir stimulation |
| CN112576232A (en) * | 2020-12-28 | 2021-03-30 | 徐世杰 | Horizontal well horizontal section fracturing matched fast electric setting and perforating process |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3461960A (en) * | 1967-05-08 | 1969-08-19 | Ernest B Wilson | Method and apparatus for depositing cement in a well |
| SU775295A1 (en) * | 1979-01-08 | 1980-10-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Plugging material |
| RU2049908C1 (en) * | 1991-05-23 | 1995-12-10 | Кузнецов Эдуард Брониславич | Method for placing cement bridging plugs in wells and device for its realization |
| RU2069736C1 (en) * | 1992-09-30 | 1996-11-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for supply of reagents to oil-gas well |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2788072A (en) * | 1952-02-13 | 1957-04-09 | Pan American Petroleum Corp | Method of fracturing a well formation |
| US2838117A (en) * | 1953-05-22 | 1958-06-10 | Pan American Petroleum Corp | Fracturing formations at selected elevations |
| US3170517A (en) * | 1962-11-13 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Fracturing formation and stimulation of wells |
| US3379251A (en) * | 1965-10-22 | 1968-04-23 | Dresser Ind | Dump bailer |
| US5507345A (en) * | 1994-11-23 | 1996-04-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for sub-surface fluid shut-off |
| US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
-
2007
- 2007-09-19 US US11/857,859 patent/US20080196896A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-02-11 MX MX2008001985A patent/MX2008001985A/en not_active Application Discontinuation
- 2008-02-14 EA EA200800339A patent/EA013276B1/en not_active IP Right Cessation
- 2008-02-14 AR ARP080100630A patent/AR065347A1/en unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3461960A (en) * | 1967-05-08 | 1969-08-19 | Ernest B Wilson | Method and apparatus for depositing cement in a well |
| SU775295A1 (en) * | 1979-01-08 | 1980-10-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Plugging material |
| RU2049908C1 (en) * | 1991-05-23 | 1995-12-10 | Кузнецов Эдуард Брониславич | Method for placing cement bridging plugs in wells and device for its realization |
| RU2069736C1 (en) * | 1992-09-30 | 1996-11-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for supply of reagents to oil-gas well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Spravochnik po prostrelochno-vzryvnoy apparature. Pod. red. L.Ya. FRIDLYANDERA. M.: Nedra, 1983, s. 85 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2445338C1 (en) * | 2010-07-28 | 2012-03-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Sealing composition for insulation work in well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2008001985A (en) | 2009-02-25 |
| EA200800339A1 (en) | 2008-08-29 |
| US20080196896A1 (en) | 2008-08-21 |
| AR065347A1 (en) | 2009-06-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013276B1 (en) | Method and apparatus for fiber-based diversion | |
| RU2398959C2 (en) | Procedure for stimutation of underground producing reservoir including multitude of producing intervals (versions) | |
| RU2405920C2 (en) | Method for formation of packings in multiple perforation channels in casing string of well bore | |
| US7882894B2 (en) | Methods for completing and stimulating a well bore | |
| US5131472A (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
| CA2615972C (en) | Methods and apparatus for completing a well | |
| US8074715B2 (en) | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries | |
| RU2666566C2 (en) | Methods of minimizing excessive extension of propping agent under hydraulic fracturing treatment | |
| CA2694074A1 (en) | Hydrocarbon sweep into horizontal transverse fractured wells | |
| CA2725305A1 (en) | Fracturing method for subterranean reservoirs | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US20180320498A1 (en) | Enhancing propped complex fracture networks | |
| US11667828B2 (en) | Multi-grade diverting particulates | |
| WO2019221693A1 (en) | Pelletized diverting agents using degradable polymers | |
| US20190309217A1 (en) | Amaranth grain particulates for diversion applications | |
| WO2019088999A1 (en) | Diversion using solid particulates | |
| US11578252B2 (en) | Composite diverting particulates | |
| RU2464410C1 (en) | Method of stabilisation of producing formation with unstable rocks |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| 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): RU |