EA015181B1 - Способ защиты пласта во время скважинной операции - Google Patents
Способ защиты пласта во время скважинной операции Download PDFInfo
- Publication number
- EA015181B1 EA015181B1 EA200870014A EA200870014A EA015181B1 EA 015181 B1 EA015181 B1 EA 015181B1 EA 200870014 A EA200870014 A EA 200870014A EA 200870014 A EA200870014 A EA 200870014A EA 015181 B1 EA015181 B1 EA 015181B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- destructible
- proppant
- fracturing
- fiber
- acid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 101
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 106
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 35
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 22
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 17
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims description 14
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 14
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 5
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical compound CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001289 polyvinyl ether Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 54
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 45
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 43
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 34
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 25
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 239000011805 ball Substances 0.000 description 10
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 10
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 9
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 6
- -1 polyoxybutyrates Polymers 0.000 description 6
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 6
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 3
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 3
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 125000002877 alkyl aryl group Chemical group 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 101150102885 RGR1 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011033 desalting Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 230000002980 postoperative effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000008646 thermal stress Effects 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
- C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Nonwoven Fabrics (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Processing And Handling Of Plastics And Other Materials For Molding In General (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Предложен способ обработки скважины с образованием временной пробки в трещине, перфорации, стволе скважины или более чем в одном из этих мест в скважине, проходящей сквозь подземный пласт, включающий в себя нагнетание суспензии, содержащей разрушаемый материал, предоставление возможности разрушаемому материалу образовать пробку в перфорации, трещине или в стволе скважины в скважине, проникающей сквозь пласт, выполнение скважинной операции и предоставление возможности разрушаемому материалу разрушиться после выбранного отрезка времени, так что пробка исчезает.
Description
(57) Предложен способ обработки скважины с образованием временной пробки в трещине, перфорации, стволе скважины или более чем в одном из этих мест в скважине, проходящей сквозь подземный пласт, включающий в себя нагнетание суспензии, содержащей разрушаемый материал, предоставление возможности разрушаемому материалу образовать пробку в перфорации, трещине или в стволе скважины в скважине, проникающей сквозь пласт, выполнение скважинной операции и предоставление возможности разрушаемому материалу разрушиться после выбранного отрезка времени, так что пробка исчезает.
Предпосылки создания изобретения
Настоящее изобретение относится к возбуждению скважин, проходящих сквозь подземные пласты. Более конкретно, оно относится к образованию трещин и послеоперационной защите гидравлических разрывов пласта.
Углеводороды (нефть, конденсат и газ) обычно добывают из скважин, которые пробуривают в пластах, содержащих их. По различным причинам, таким как от природы низкая проницаемость коллекторов или повреждение пласта, вызванное бурением и заканчиванием скважины, поток углеводородов в скважину является неприемлемо низким. В этом случае скважину возбуждают, используя, например, гидравлический разрыв пласта, химическое (обычно кислотное) возбуждение или сочетание обоих (называемое кислотным разрывом или кислотной обработкой под давлением выше давления гидравлического разрыва).
Гидравлический разрыв пласта включает в себя нагнетание жидкостей в пласт при высоких давлениях и расходах, так что коллекторная порода ломается и образуется трещина (или сеть трещин). Твердую фазу расклинивающего агента обычно нагнетают в жидкости для разрыва после жидкости для разрыва, не содержащей проппанта, для поддержания трещины (трещин) открытой (открытыми) после того, как давление спадает. При химических (кислотных) обработках пласта для интенсификации притока пропускную способность трещины повышают путем растворения материалов в пласте.
Обычно при гидравлическом и кислотном разрыве сначала вязкую жидкость, называемую жидкостью для разрыва, не содержащей проппанта, нагнетают в пласт для инициирования и распространения трещины. За этим следует нагнетание второй жидкости, которая содержит проппант, для поддержания трещины, открытой после спада давления нагнетания. Гранулированные материалы проппанта могут включать в себя песок, керамическая жидкость содержит кислоту или другой химикат, такой как способствующий образованию хелатов агент, который может растворять часть породы, осуществляя нерегулярное травление поверхности трещины и удаление некоторых минеральных веществ, в результате чего трещина смыкается не полностью, когда нагнетание прекращают. Иногда гидравлический разрыв пласта осуществляют без сильно загущенной жидкости (а именно водой с небольшой добавкой несшитого полимера) для минимизации повреждения, вызываемого полимерами, или затрат на другие загустители.
Когда многочисленные, содержащие углеводороды зоны стимулируют путем гидравлического разрыва пласта или химического стимулирования, желательно обрабатывать многочисленные зоны на многочисленных уровнях. При разрыве многочисленных зон сначала разрывают первую продуктивную зону. Затем жидкость для гидравлического разрыва отклоняют к следующему уровню для разрыва следующей продуктивной зоны. Процесс повторяют до разрыва всех зон. В качестве варианта несколько продуктивных зон могут быть разорваны одновременно, если они расположены близко друг к другу и имеют аналогичные свойства. Отклонение может быть получено различными способами. Обычно используемыми способами для отклонения напряжением/давлением при многочисленных уровнях разрыва являются следующие.
Первым способом является технология с использованием мостовой пробки. Например, рабочий на промысле выполняет перфорации, затем осуществляет разрывы пласта, после чего устанавливает мостовую пробку и затем при необходимости повторяет этот процесс. При установке пакера между разорванными и целевыми зонами этим способом обеспечивается надежная 100%-ная изоляция зоны. Однако этот способ является чрезмерно дорогим. Затраты обусловлены экстенсивными внутрискважинными работами, при которых требуется дополнительное время для перфорирования и установки и последующего извлечения пакера из ствола скважины для каждой продуктивной зоны до и после гидравлического разрыва пласта. К тому же извлечение пакера иногда связано с риском.
Вторым способом является способ с использованием проточной составной мостовой пробки, которая является видоизменением мостовой пробки. Проточная составная мостовая пробка работает как мостовая пробка, когда выше нее имеется более высокое давление, например, во время последующего гидравлического разрыва пласта. Однако, когда более высокое давление имеется под пробкой, например, при протекании в обратном направлении из скважины, проточная составная мостовая пробка позволяет жидкости протекать снизу через пробку. Применение технологии с использованием проточной составной мостовой пробки позволяет жидкости протекать во всех предшествующих разорванных зонах во время заканчивания скважины. Этот способ имеет два преимущества. Во-первых, он значительно сокращает время остановки скважины благодаря обратному течению из каждой трещины на ранней стадии. Вовторых, все ранее обработанные зоны способствуют очистке при каждой новой обработке. После того как скважина закончена, проточная составная мостовая пробка может быть легко выбурена или может быть оставлена в скважине. Подтверждено, что эта технология является надежным способом, который повышает добычу. Основной недостаток заключается в затратах и времени, необходимых для установки пробки.
Третьим способом является технология с использованием песчаных пробок. Она аналогична технологиям с использованием мостовых пробок за исключением того, что вместо устройств используют песчаные пробки. Основная идея заключается в последовательном разрыве нескольких продуктивных зон с помощью различных перфорационных установок и размещении песчаной пробки в конце каждого этапа
- 1 015181 воздействия на пласт для предотвращения потока за пределы пробки, тем самым отклонения поля напряжений в направлении последующих уровней. При этом способе существенно снижаются время и затраты, поскольку извлечение пакера не требуется. Однако вследствие изменений исходных напряжений в пласте не все зоны могут быть разорваны. Кроме того, для размещения проппанта требуется загрузка ствола скважины проппантом, что может привести к низкой эффективности обработки.
Четвертым способом является способ ограниченного проникновения, который является упрощенной технологией, при которой не требуется загрузка ствола скважины песком. Этот способ является более доступным. Способ используют в сочетании, например, с шариковыми уплотнителями для закупоривания уровней или в случае, когда имеется различное число перфораций для разных уровней. Способ ограниченного проникновения в принципе основан на создании искусственного падения давления на расчетном числе перфораций. Исходя из числа перфораций, размера перфораций и скорости нагнетания, рассчитывают падение давления. Затем перепад давления корректируют с учетом числа перфораций, чтобы создать определенное давление на пластовой стороне перфораций, равное давлению образования трещин. Известность точного давления образования трещин для каждого песчаного слоя является существенной частью способа ограниченного проникновения. При реализации программы уплотняющего бурения в пределах стратиграфического продуктивного пласта давление в любом определенном нефтеносном песчаном пласте может изменяться значительно. Регистрация надежных данных давления включает в себя испытание каждой зоны с увеличением времени и затрат на заканчивание. Без знания точных данных обработка может привести к небольшой добыче из некоторых групп перфораций или к отсутствию ее.
Шариковые уплотнители обычно представляют собой небольшие, покрытые резиной шарики, находящиеся во взвешенном состоянии в жидкости для обработки пласта и закачиваемые в скважину вместе с жидкостью для обработки пласта. Шарики переносятся к перфорациям, находящимся в сообщении с высокопроницаемой пластовой зоной. Шариковые уплотнители перекрывают эти перфорации и отклоняют жидкость для обработки пласта в пластовую зону, имеющую более низкую проницаемость. В некоторых случаях присутствие таких шариковых уплотнителей в стволе скважины после обработки создает эксплуатационные проблемы во время извлечения их. Как описано в патенте США № 6380138, выданном Еейу с1 а1., использование разрушаемых шариков может способствовать исключению этих проблем. Шарики, изготовленные из полиэфирного полимера, разрушаются со временем, образуя растворимые олигомеры и позволяя перфорациям открываться повторно.
Пятым способом является технология отклонения наведенным напряжением. Она является просто применением операций гидравлического разрыва на многих уровнях без использования явно выраженной изоляции любого вида, такой как мостовые пробки, уплотнительные перегородки, песчаные пробки или шариковые уплотнители. В технологии отклонения наведенным напряжением сочетаются преимущества технологий ограниченного проникновения и многоуровневого разрыва пласта. Технология включает в себя закачивание в скважину нескольких первичных жидкостей для разрыва и основана на наведенном напряжении, обеспечиваемым более ранней интенсификацией гидравлического разрыва пласта, для отклонения последующего разрыва к желаемой зоне без явно выраженной зональной изоляции. В этом способе наведенное напряжение, являющееся следствием гидравлического разрыва на предшествующих уровнях, действует как входная энергия для эффективного отклонения первичных жидкостей для разрыва к последующим уровням. Процедура отклонения наведенным напряжением может быть использована при необходимости для перфорирования и разрыва многочисленных дискретных продуктивных интервалов путем повторения процессов много раз (см. фиг. 1). Некоторые технологии отклонения наведенным напряжением могут включать в себя способы стимулирования экранирования для содействия отклонению.
Однако для способа отклонения наведенным напряжением требуется хорошее знание коллекторских свойств. Это делает способ отклонения наведенным напряжением трудноповторяемым в областях с изменяющимися свойствами. Для получения максимального отклонения напряжением необходим оптимизированный гидравлический разрыв пласта, основанный на механических свойствах пласта. При этом часто возникает необходимость регистрации данных с использованием средства проектирования, регистрации данных с использованием средства проектирования, такого как Па1аРКАС™ (фирменное наименование 8еЫишЬегдег Теейио1о§у Согр.), и последующей перекомпоновки способа. Это требует времени. В результате в настоящее время отсутствует методология для оправдания использования способа отклонения наведенным напряжением в газовых коллекторах с малой проницаемостью. Поэтому все еще существует необходимость в удобных и надежных способах для отклонения, многоуровневого разрыва или временного уплотнения в скважинных условиях.
Сущность осуществления изобретения
Согласно изобретению создан способ защиты пласта во время скважинной операции, в котором нагнетают суспензию, содержащую разрушаемое волокно, для образования временной пробки по меньшей мере в одном из перфорации, трещины и ствола скважины в скважине, проходящей через, и выполняют скважинную операцию, при этом волокно способно, по меньшей мере, частично разрушаться без обработки другими компонентами суспензии при скважинных условиях для устранения пробки.
- 2 015181
Разрушаемое волокно может содержать по меньшей мере одно из полимера сложного эфира, выбранного предпочтительно из полимера лактида, гликолида, молочной кислоты, полигликолиевой кислоты и смесей их, полимера амида, предпочтительно полиакриламида, поливинилэфира, предпочтительно частично гидролизованного поливинилацетата, или известняковых волокон, или стеклянных волокон.
Разрушаемое волокно может присутствовать в концентрации не ниже чем 4,8 г/л.
Разрушаемое волокно может представлять собой волокно из полимера молочной кислоты.
Суспензия может дополнительно содержать материал в виде частиц, предпочтительно разрушаемый материал в виде частиц или проппант.
Проппант может содержать частицы, имеющие распределение размеров.
Суспензия может дополнительно содержать добавку для замедления или ускорения разрушения разрушаемого волокна.
Скважинная операция может представлять собой ремонт скважины, установку скважинного оборудования или возбуждение скважины, предпочтительно выбранную из гидравлического разрыва пласта, кислотного разрыва и гидравлического разрыва пласта водой.
При этом гидравлический разрыв пласта или кислотный разрыв может содержать нагнетание жидкости для разрыва без проппанта, содержащей разрушаемое волокно.
Гидравлический разрыв пласта или кислотный разрыв можно применять к нескольким слоям многослойного пласта.
Этап нагнетания суспензии можно выполнять в конце разрыва слоя.
При осуществлении способа обработку можно использовать для изоляции области, выбранной из трещины, продуктивной зоны и части ствола скважины, при этом часть ствола скважины находится под давлением выше пластового давления.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из нижеследующего описания и сопровождающих чертежей.
Краткое описание чертежей
На чертежах изображено следующее:
фиг. 1 изображает схематический вид, иллюстрирующий технологию отклонения наведенным напряжением, используемую в предшествующем уровне техники;
фиг. 2 - диаграмму, иллюстрирующую избыточное давление, необходимое для разрыва продуктивной зоны, в зависимости от глубины и расстояния между продуктивными зонами;
фиг. 3 - график, иллюстрирующий избыточное давление до 1500 фунт/кв.дюйм (10,34 МПа) вследствие разности напряжений между продуктивной зоной и глинистым сланцем на месте естественного залегания;
фиг. 4 - диаграмму, иллюстрирующую разложение пробок, выполненных из волокон полимера молочной кислоты, имеющих различные молекулярные массы (о котором свидетельствует быстрое возрастание расхода через пробки), при 250°Г (121°С) и при 1000 и 2500 фунт/кв.дюйм (6,89 и 17,24 МПа) согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 5 - диаграмму, иллюстрирующую разложение пробок, выполненных из волокон полимера молочной кислоты, имеющих молекулярную массу примерно 128000, о котором свидетельствует быстрое возрастание расхода потока через пробки, в присутствии керосина при 250°Г (121°С) и при 1000 и 2500 фунт/кв.дюйм (6,89 и 17,24 МПа) согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 6 - диаграмму, иллюстрирующую разложение пробок, выполненных из разрушаемых материалов и проппанта, о котором свидетельствует быстрое возрастание расхода через пробки, в присутствии керосина при 250°Г (121°С) и 2500 фунт/кв.дюйм (17,24 МПа) согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 7 - схематический вид, иллюстрирующий закупоривание и блокирование проппанта в трещине согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 8 - схематический вид, иллюстрирующий закупоривание перфорации согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 9 - схематический вид, иллюстрирующий закупоривание ствола скважины согласно одному осуществлению изобретения;
фиг. 10 - схематический вид, иллюстрирующий закупоривание ствола скважины с использованием разрушаемого материала и других материалов (таких как песок) согласно одному осуществлению изобретения.
Подробное описание осуществления изобретения
Осуществления изобретения относятся к способам для временной блокировки стволов скважин, перфораций или трещин пласта с тем, чтобы другая работа (например, разрыв других зон, операции по увеличению дебита скважины, ремонт скважины, установка скважинного оборудования и т.д.) могла быть выполнена более эффективно или без повреждения существующих трещин. Временная блокировка достигается с использованием разрушаемых материалов, которые будут разрушаться в пределах заданного периода времени. Применительно к разрыву пласта технологии изобретения аналогичны способам отклонения наведенным напряжением, которые в настоящее время используют на территории США.
- 3 015181
В прошлом разрушаемые материалы использовали для регулирования утечки и для отклонения жидкости. Примеры включают в себя каменную соль, фракционированную каменную соль, хлопья бензойной кислоты, восковые шарики, восковые таблетки, растворимый в нефти полимерный материал и т.д. Однако эти материалы использовали при размерах и формах, рассчитанных на образование фильтрационных корок на стволе скважины или поверхностях трещин, они не могут быть использованы для закупоривания стволов скважин, перфораций или трещин.
Согласно осуществлениям изобретения используют различные разрушаемые материалы. Такие материалы включают в себя неорганические волокна, например известковые или стеклянные, но более употребительными являются полимеры или сополимеры сложных эфиров, амидов или других подобных материалов. Они могут быть частично гидролизованными в местах неосновной цепи. Примеры включают в себя полиоксиалканаты, полиамиды, поликапролактоны, полиоксибутираты, полиэтилентерефталаты, поливиниловые спирты, поливинилацетат, частично гидролизованный поливинилацетат и сополимеры этих материалов. Полимеры или сополимеры сложных эфиров включают в себя, например, замещенный и незамещенный лактиды, гликолид, полимер молочной кислоты и полигликолиевую кислоту. Полимеры или сополимеры амидов могут включать в себя, например, полиакриламиды. Кроме того, используют материалы, которые растворяются в соответствующий момент времени при встречающихся условиях, например полиолы, содержащие три или большее количество гидроксильных групп. Полиолы, используемые в настоящем изобретении, представляют собой полимерные полиолы, способные растворяться при нагревании, обессоливании или сочетании их, и состоят, по существу, из гидроксилзамещенных атомов углерода в полимерной цепи, отделенной от смежных гидроксилзамещенных атомов углерода по меньшей мере одним атомом углерода в полимерной цепи. Иначе говоря, предпочтительно, чтобы используемые полиолы были, по существу, без смежных гидроксильных заместителей. Согласно одному осуществлению полиолы имеют среднемассовую молекулярную массу от более чем 5000 до 500000 или более высокую и от 10000 до 200000 согласно другому осуществлению. Если желательно, для дополнительного сдерживания или задержки растворимости полиолы могут быть гидрофобно модифицированы путем, например, включения гидрокарбиловых заместителей, таких как алкил, арил, алкиларил или алкилариловые составляющие и/или боковые цепи, имеющие от 2 до 30 атомов углерода. Кроме того, полиолы могут быть модифицированы с включением карбоновой кислоты, тиола, парафина, кремневодорода, серной кислоты, ацетоацетилата, полиэтиленоксида, четвертичного амина или катионных мономеров. Согласно одному осуществлению полиол представляет собой замещенный или незамещенный поливиниловый спирт, который может быть получен, по меньшей мере, частичным гидролизом поливинилового материала-предшественника с эфирными заместителями. Хотя это является обычным, но не необходимым, разрушение может быть облегчено или ускорено с помощью промывочного раствора, содержащего соответствующий растворитель, или промывочного раствора, который изменяет рН или соленость. Кроме того, разрушение может быть облегчено повышением температуры, когда, например, обработку осуществляют до нагнетания в пласт пара. Ниже при использовании термина разрушаемый будут учитываться все эти соответствующим образом растворяемые материалы.
Чтобы образовывать временные пробки или мосты, эти материалы обычно используют при высоких концентрациях (например, больше 60 фунт/1000 галлон (больше 7,2 г/л)). Концентрации могут быть более низкими, если волокнистая суспензия может терять воду, которую концентрируют волокна. Максимальные концентрации этих материалов, которые могут быть использованы, могут ограничиваться имеющимся оборудованием для введения поверхностной добавки и смешивания компонентов.
Эти разрушаемые или растворяемые материалы могут быть в любой форме, например в виде порошка, частиц, шариков, стружки или волокон. Согласно предпочтительным осуществлениям эти материалы могут использоваться в виде волокон. Волокна могут иметь длину от около 2 до около 25 мм, предпочтительно от около 3 до около 18 мм. Обычно волокна имеют денье от около 0,1 до около 20 (от около 0,1 г до около 20 г на 9000 м), предпочтительно от около 0,15 до около 6 (от около 0,15 г до около 6 г на 9000 м). Предпочтительно, чтобы волокна разрушались в скважинных условиях в течение отрезка времени, который является достаточным для выполнения выбранной операции.
Хотя способы изобретения могут быть использованы при разрыве пласта, операциях по увеличению дебита скважины и работах других видов, в нижеследующем описании для ясности гидравлический разрыв пласта будет использоваться в качестве примера для иллюстрации осуществлений изобретения. Кроме того, для примера будет предполагаться, что последовательные гидравлические разрывы пласта начинаются с забоя вертикальной скважины или дистального конца горизонтальной скважины и продолжается к устью скважины. Конечно, в зависимости профиля напряжения возможны другие последовательности. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что этим примером не предполагается ограничение объема изобретения гидравлическим разрывом пласта. Вместо этого способы изобретения также могут быть использованы при других работах, таких как временное закупоривание трещин или стволов скважин.
Некоторые осуществления изобретения относятся к временной блокировке ранее образованных трещин для разрыва других зон. В применении для многоуровневого разрыва в конце операции по гидравлическому разрыву пласта закачивают разрушаемый или растворяемый материал для временного за
- 4 015181 купоривания законченной трещины. Временная пробка блокирует проппанты в трещине, делая их неподвижными и вызывая значительное возрастание напряжения и отклонение в нижних зонах с помощью значительного повышения результирующего давления, обусловленного высокой вероятностью перекрывания проппанта разрушаемыми материалами. В соответствии с вариантом способа изобретения разрушаемый материал, который может создавать временный пакер, закачивают после этапов нагнетания проппанта для временного закупоривания трещины путем закупоривания перфораций. Согласно другому варианту пробку образуют в стволе скважины для закупоривания перфораций, ведущих в трещину. Согласно еще одному осуществлению пробку образуют в более чем одном из этих мест. В случае такой системы трещина является защищенной, и последующие операции по гидравлическому разрыву пласта, обычно вверх по стволу скважины, могут быть выполнены без необходимости проведения внутрискважинных работ с использованием спускаемого на кабеле инструмента. Разрушаемый материал со временем будет растворяться и открывать трещину. Разрушаемый материал может иметь различные свойства, формы и содержания. Распад или разложение материала может инициироваться химически, нагревом или механически. Эти способы могут быть осуществлены посредством любого подходящего оборудования, известного в данной области техники, включая колонну гибких труб, которую устанавливают в скважину для образования новых перфораций кумулятивным перфорированием. Эти способы изобретения аналогичны способам отклонения наведенным напряжением, которые в настоящее время используют на территории США. Однако способ отклонения при помощи разрушаемых материалов согласно осуществлениям изобретения может обеспечить намного большее и более надежное отклонение напряжением.
Разрушаемые материалы использовали при других скважинных работах, таких, какие раскрыты в заявке № 11/156966 (АШЬетд с1 а1.) на патент США, поданной 20 июня 2005 г. под названием ЭсдгабаЫс ПЬсг 8у81сш8 ίοτ δΐίιηιιίαΐίοη. Эта заявка переуступлена правопреемнику настоящего изобретения. Разрушаемые материалы, которые могут быть использованы согласно осуществлениям изобретения, могут состоять из различных химических композиций при условии, что они могут разрушаться в пределах заданного периода времени при скважинных условиях, которые могут включать в себя температуры до 350°Е (около 180°С) или более высокие и давления до 20000 фунтов/дюйм2 (137,9 МПа) или более высокие. Как отмечалось выше, некоторые осуществления изобретения относятся к отклонению при помощи разрушаемого материала, а другие осуществления относятся к закупориванию существующих трещин, перфораций или стволов скважин. Ниже будут описаны желательные свойства разрушаемых материалов в соответствии с этими назначениями, т.е. в качестве агентов отклонения напряжением или в качестве уплотнителей перфораций, трещин или стволов скважин.
Разрушаемые материалы в качестве агентов отклонения.
В случае многоуровневого разрыва с отклонением напряжением это напряжение должно превышать давление разрыва, и при этом результирующее давление повышается в течение последующих этапов. Напряжение или давление отклонения для последующих уровней разрыва может быть результатом по меньшей мере четырех механизмов: повышения нормального напряжения в зависимости от глубины; сопротивления трению при забивке труб; временного избыточного давления нагнетания в результате разрыва (результирующего давления) и повышенного напряжения на проппантах. Каждый из этих факторов будет детально проанализирован. (Еще одним механизмом отклонения напряжением, который, как и следовало ожидать, встречается при любой работе с использованием полимера в качестве загустителя, является концентрация полимерного геля, обусловленная потерями жидкости, но он не будет рассматриваться в дальнейшем.)
В реальных условиях напряжение пласта может возникать в результате действий напряжения перекрывающих пород, теплового напряжения и тектонических напряжений. Типовая оценка повышения давления гидравлического разрыва составляет 0,62 фунт/кв.дюйм на фут (14 кПа/м). Это означает, что идентичные породы с нормальным градиентом давления имеют 620 фунт/кв.дюйм (4,27 МПа) отклоняющей силы на каждые 1000 фут (304,8 м) разобщения. Однако на самом деле распределение давлений гидравлического разрыва не является равномерным (обычно оно является функцией литологии и порового давления рассматриваемых слоев) и не изменяется линейно в зависимости от глубины. В связи с этим часто бывает необходимо пополнять систему дополнительной энергией, чтобы гарантировать, что технология отклонения наведенным напряжением будет работать соответствующим образом.
Сопротивление трению при забивке труб снижает забойное давление с глубиной. Это оказывает положительное влияние на отклонение напряжением. Однако даже при высоких расходах (и поэтому при высоком трении) потери давления на трение обычно не превышают 1000 фунт/кв.дюйм на каждые 1000 фут (22,6 кПа/м). (На практике в лучшем случае потери давления на трение (например, при очень вязких жидкостях) не будут выше, чем 1000 фунт/кв.дюйм на каждые 1000 фут (6,90 МПа на каждые 304,8 м)). Существующая тенденция заключается в использовании небольшой загрузки полимера в жидкости для гидравлического разрыва. Такие жидкости для гидравлического разрыва должны иметь небольшую вязкость и, следовательно, низкие потери давления на трение. В результате потери давления на трение не будут играть важной роли при выполнении обычной операции по гидравлическому разрыву пласта с использованием способов отклонения наведенным напряжением. (В случае способа ограниченного поступления ограниченным числом перфораций создаются искусственные потери давления на тре
- 5 015181 ние, но обусловленные не жидкостью, а скорее вследствие ограниченного числа перфораций.)
Избыточное давление нагнетания при гидравлическом разрыве вытекает из необходимости преодолевать давление разрыва, чтобы инициировать процесс гидравлического разрыва. Давление разрыва обычно на 5-10% выше, чем давление распространения трещины, которое является примерно таким же, как напряжение смыкания трещины. Типичные значения градиентов давления гидравлического разрыва составляют 0,1-0,2 фунт/кв.дюйм на фут (2,26-4,53 кПа/м) на глубине около 10000 фут (3048 м). Это означает, что целесообразно иметь значительное избыточное результирующее давление в первой (нижней) трещине, чтобы превзойти давление разрыва верхней зоны. Однако, чтобы быть полезным, избыточное давление нагнетания в первую трещину не должно сбрасываться посредством обратного потока.
На фиг. 2 показан график избыточных давлений, обычно необходимых для разрыва пласта на различных глубинах (кривая 21 для 5000 фут (1524 м); кривая 22 для 6000 фут (1829 м) и кривая 23 для 7000 фут (2134 м). На этом графике предполагается, что градиент давления при гидравлическом разрыве составляет 0,65 фунт/кв.дюйм на фут (14,7 кПа/м), тогда как градиент прорыва бурового раствора в пласт составляет 0,75 фунт/кв.дюйм на фут (17 кПа). Из фиг. 2 очевидно, что чем глубже находятся продуктивные зоны, тем выше необходимые избыточные давления для данного расстояния между продуктивными песками. Например, если первая трещина была образована на 7500 фут (2286 м) и следующая на 7000 фут (2134 м), то необходимое избыточное давление в первой трещине составляет приблизительно 370 фунт/кв.дюйм (2551 кПа), см. кривую 23. В случае малопроницаемых газовых пластов необходимое избыточное давление может быть до 2000 фунт/кв.дюйм (13,8 МПа) на глубинах больше, чем 10000 фут (3048 м). Для всех этих данных предполагаются идентичными литология и поровые давления. Изменения каждого из них могут влиять на кривые.
Когда после гидравлического разрыва накачивание прекращают, трещины будут смыкаться на проппанте, который вошел в трещины. Обычная промышленная практика оценивания напряжения, вызывающего смыкание трещины на проппанте, заключается в вычитании динамического забойного давления из оцененного в реальных условиях напряжения подвергнутого гидравлическому разрыву продуктивного интервала. Однако было показано, что вследствие влияния ограничивающих слоев напряжение, вызывающее смыкание трещины на проппанте, может быть значительно выше, чем ожидаемое. См. 8ейиЪаг1й е1 а1. ипбег81апбт§ ргорраи! е1о8иге зйезз, 8РЕ 37489, 8РЕ Ргобиейоп Орегайоиз 8утрозшт, Ок1айота Сйу, ОК, ϋ8Ά, Магсй 9-11, 1997. Обычно трещина не распространяется в пределах целевого песчаника, окаймляющего верхний и нижний глинистые сланцы, где напряжение, вызывающее смыкание трещины, является более высоким. Перепад напряжения между песком в продуктивной зоне и песком на границах может изменяться от 500 до 2500 фунт/кв.дюйм (от 3,44 до 17,2 МПа). Толщина продуктивного интервала может изменяться от 20 до 200 фут (от 6,1 до 61 м). На основании этих значений было показано, что избыточное давление смыкания трещины может изменяться от 300 фунт/кв.дюйм (от 2,1 МПа) при толщине продуктивного песка 200 фут (61 м) до 1500 фунт/кв.дюйм (до 10,34 МПа) при толщине продуктивного песка 20 фут (6,1 м) в предположении перепада давления на месте залегания, составляющего 1500 фунт/кв.дюйм (10,34 МПа) на границах песка и глинистого сланца (см. фиг. 3). Это избыточное напряжение на границах песка и глинистого сланца может оказывать отрицательное влияние на удельную проводимость трещин, но оно оказывает положительное влияние на отклонение напряжением. Следует отметить, что этот механизм является в значительной степени независимым от механизмов 1-3 из четырех механизмов, перечисленных выше, поскольку смыкание трещины не происходит до тех пор, пока избыточное давление нагнетания в трещине не будет полностью сброшено в результате фильтрационной утечки или с помощью обратного потока. Поэтому этот механизм может считаться обособленным от других трех механизмов.
Взаимосвязь первых трех механизмов отклонения может быть лучше понята путем анализа их с помощью аналитических выражений. Во-первых, предположим, что разрывают первый продуктивный песчаный пласт и имеют временное избыточное давление Δ1 (в фунт/кв.дюйм) нагнетания, избыточное давление Δ1 нагнетания является достаточным для отклонения ко второму уровню, существует повышение нормального напряжения в зависимости от глубины в виде 0,65 фунт/кв.дюйм на фут (14,7 кПа/м) и потери давления на трение жидкости для гидравлического разрыва пласта составляют 500 фунт/кв.дюйм на каждые 1000 фут (11,3 кПа/м).
При этих предположениях основные уравнения могут быть записаны в следующем виде:
для первой зоны
Рз+РН51_РГг1^<Тт1п1 + А1 . (1) для второй зоны
Рз+Рн32~Р?г2~ σπύη2=Δ2 , ( 2 ) где рз представляет собой давление на поверхности;
рн81 является гидростатическим давлением для ΐ-й зоны;
рй1 представляет собой потери ΐ-го давления на трение;
σπιιι, является напряжением в месте образования;
- 6 015181
Δ2 представляет собой результирующее давление во второй зоне. При подстановке уравнения (2) в (1) получаем
или
Дг+Арнз^А^Аргг+Аахпхпг (4) где Ар обозначает р1-р2.
Правой частью неравенства (4) описываются позитивные механизмы изоляции или наведенных напряжений, тогда как левая часть представляет собой необходимое избыточное давление. При предположениях, перечисленных выше, ΔρΗ8=50 фунт/кв.дюйм на 100 фут (11,3 кПа/м), Δρ1Γ 50 фунт/кв.дюйм на 100 фут (11,3 кПа/м) и Δσω;η=65 фунт/кв.дюйм на 100 фут (14,7 кПа/м). Подставляя эти значения в неравенство (4) для интервала 500 фут (152,4 м) получаем
Δ!>Δ2-325 фунтов/дюйм2 (2,24 кПа). (5)
Неравенство (5) свидетельствует о том, что, если результирующее давление в первой трещине полностью сброшено (вследствие обратного потока или фильтрационной утечки), то будет существовать избыточное давление 325 фунт/кв.дюйм (2,24 кПа) для отклонения к следующему уровню. В случае твердых пород с низкой проницаемостью типичное значение для результирующего давления может изменяться от 1000 до 2000 фунт/кв.дюйм (от 6,9 до 13,8 МПа). Это означает, что в случае обратного потока первого уровня коэффициент безопасности отклонения наведенным напряжением может быть легко превышен.
Приведенным выше описанием иллюстрируется, что, хотя технологии отклонения наведенным напряжением могут обеспечивать эффективное отклонение в некоторых пластах, эти технологии могут не работать в других пластах. К сожалению, за исключением измерения в реальных условиях напряжения каждой продуктивной зоны, подлежащей разрыву, нет надежного пути прогнозирования, какие пласты являются пригодными для технологий отклонения наведенным напряжением. Согласно осуществлениям изобретения предлагаются более надежные способы отклонения путем добавления разрушаемых материалов для повышения результирующего напряжения продуктивной зоны, которая только что была подвергнута гидравлическому разрыву.
Согласно осуществлениям изобретения для получения более высокого результирующего давления в первой трещине высокие концентрации специальных разрушаемых материалов используют в заключительной части гидравлических разрывов пласта. Разрушаемые материалы могут быть волокнами, порошками или любыми другими формами. Лабораторные и промысловые эксперименты показали, что при высоких концентрациях волокон, суспензия проппанта и волокон может образовывать мост. В результате обрабатываемая трещина может экранироваться. Это будет приводить к значительному повышению результирующего давления и к оптимальному размещению проппанта вблизи ствола скважины. Такая процедура может быть названа экранированием задней части трещины. Кроме того, исследования показали, что закупоривание волокнами представляет собой сложное явление, для которого требуется специальное моделирование, чтобы надлежащим образом выполнить такую операцию. В заявке № 10/214817 на патент США, поданной 8 августа 2002 г. Вопеу е! а1., раскрыты способы и композиции, предназначенные для осуществления концевого экранирования трещин. Эта заявка переуступлена правопреемнику настоящего изобретения.
С другой стороны, если избыточное давление нагнетания в первой трещине спадает (например, вследствие фильтрационной утечки или обратного потока), включается четвертый механизм из механизмов, перечисленных выше (а именно постепенно нарастающее напряжение на проппантах). На фиг. 3 показано, что возрастающее напряжение на проппантах может с успехом заменять избыточные давления нагнетания, описанные выше, если одновременно разрывают несколько тонких продуктивных зон на первом этапе гидравлического разрыва.
Из приведенного выше описания следует, что в случае малопроницаемых газовых пластов имеются две возможности выбора для обеспечения напряжения, достаточного для отклонения: сохранение высокого результирующего избыточного давления нагнетания в первом продуктивном песчаном пласте, то есть предотвращение или минимизация обратного потока; расчет на высокое, постепенно нарастающее напряжение на проппанте, то есть на незамедлительный обратный поток после первого этапа. Вторая возможность выбора (основанная на постепенно нарастающем напряжении на проппантах) будет выгодной, если разрывают несколько тонких продуктивных зон при значительной разности напряжений непосредственно между песками и глинистыми сланцами.
Из приведенного выше описания также следует, что высокие концентрации разрушаемых материалов в заключительной части обработки могут быть использованы для подкрепления проппантов (то есть для снижения скорости осаждения во время и после обработок и для уменьшения обратного потока проппанта) и обеспечения более высокого результирующего избыточного давления нагнетания на предшествующих уровнях.
Кроме того, из приведенного выше описания также следует, что являются желательными соответствующие расчет и лабораторные эксперименты для гарантии того, что способы отклонения при помощи
- 7 015181 разрушаемых материалов согласно осуществлениям изобретения будут работать надлежащим образом. В дополнение к расчету и лабораторным экспериментам моделирование также может быть использовано для расчета параметров, необходимых для отклонения при помощи разрушаемых материалов. В данной области техники известны различные способы моделирования, предназначенные для планирования различных работ в скважинных условиях, такие, как моделирование возбуждения скважины, заканчивания скважины и т.д. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что любой из таких способов моделирования может быть использован совместно со способами отклонения при помощи разрушаемых материалов согласно изобретению.
Разрушаемые материалы в качестве уплотнителей.
Некоторые осуществления изобретения относятся к использованию разрушаемых материалов в качестве уплотнителей для временного блокирования перфораций, трещин или стволов скважин, так что другие операции могут быть выполнены без помехи со стороны существующих трещин или повреждения их. Когда разрушаемые материалы используют в качестве уплотнителей стволов скважин, перфораций или трещин, все из описанных выше механизмов для отклонения также являются применимыми. К тому же после этапов нагнетания проппантов разрушаемый материал, например, в виде волокон, в высоких концентрациях (например, больше 60 фунт/1000 галлон ( больше 7,2 г/л)) может быть закачан для временного закупоривания ствола скважины, перфораций или трещин сетками волокон и для отклонения к последующим уровням.
Выполнен ряд лабораторных экспериментов по образованию и испытанию волокнистых пробок. Испытания показали, что пробки диаметром 1 см и длиной 2 см могут противостоять давлению 2500 фунт/кв.дюйм (17,2 МПа) и при этом в зависимости от состава пробок в течение 2-4 ч при 250°Р (121°С). На фиг. 4 показаны долговечности волокнистых пробок, выполненных из полимеров молочной кислоты, имеющих различные молекулярные массы. Как показано на фиг. 4, волокнистые пробки с более высокой молекулярной массой имеют более высокие долговечности в условиях проведения испытаний (250°Р (121°С); 1000 фунт/кв.дюйм (6,9 МПа)). Например, пробка, имеющая полимер с молекулярной массой 77600, имеет долговечность несколько часов, тогда как пробки, выполненные из полимеров с более высокой молекулярной массой, имеют более высокие долговечности (до 6 ч).
В дополнение к применению полимеров с более высокими молекулярными массами долговечности пробок также можно повысить, используя замедлители, которые предохраняют полимеры от разрушения. Например, для полимеров молочной кислоты основным механизмом разрушения является гидролиз. При добавлении гидрофобного агента к полимеру (или к пробке), например, в виде покрытия скорости гидролиза будут снижаться. В результате, как показано при исследовании разложения пробок, выполненных из полимера молочной кислоты, имеющего молекулярную массу —1280000, в процессе которого осуществлялось быстрое увеличение потока через пробки в присутствии керосина при 250°Р (121°С), при 1000 и 2500 фунт/кв.дюйм (6,89 и 17,24 МПа), долговечности полимеров (следовательно, долговечности пробок) будут повышаться. Таким образом, можно регулировать долговечности пробок, приводя их в соответствие с назначением операций.
В некоторых осуществлениях изобретения используют разрушаемые волокнистые пробки, описанные выше. В других осуществлениях изобретения используют пробки, которые образуют из разрушаемых волокон и другого материала, такого как твердая фаза проппанта, других частиц (например песка) или разрушаемых поглотителей (таких как полимер молочной кислоты - сополимер акриламида). Включение поглощающего вещества может способствовать заполнению пор внутри пробки и делает ее прочнее. Использование соответствующих полимерно-покрытых проппантов или не покрытых полимером проппантов с небольшими размерами зерен дает вполне удовлетворительные результаты: как показано на фиг. 5, пробки из полимерно-покрытого проппанта (ППП) и волокна способны противостоять перепаду давления 2500 фунт/кв.дюйм (17,2 МПа) при 250°Р (121°С) в течение нескольких часов.
Согласно некоторым осуществлениям изобретения разрушаемые материалы применяют в сочетании со способами повышения содержания твердой фазы суспензии, используя технологию распределения частиц по размерам. При правильно выбранном многомодальном распределении размеров частиц более мелкие частицы заполняют поровые пространства между более крупными частицами, в результате чего для суспензии требуется меньше воды. В типичных распределениях используют два или три отдельных диапазона размеров частиц. Так получают суспензию с улучшенными реологическими свойствами и хорошим набором таких свойств, как проницаемость и прочность. Поэтому в некоторых осуществлениях изобретения используют проппанты с различными размерами частиц вместо полимернопокрытых проппантов. В случае этих осуществлений составы проппантов могут быть оптимизированы для достижения достаточной удельной проводимости пробок после того, как волокна разрушаются.
При использовании такой методики (то есть многомодального распределения размеров частиц) могут быть получены различные комбинации временных уплотнителей перфораций с хорошими свойствами. Поскольку разрушаемые или растворяемые материалы, такие как полимерное волокно молочной кислоты, могут быть выбраны из условия совместимости с пластовыми флюидами, и их долговечности в скважине могут быть легко изменены (например, путем добавления замедлителей для повышения долговечностей их), такая методика является очень привлекательной в технологии отклонения при помощи
- 8 015181 разрушаемых материалов.
При планировании многочисленных операций по гидравлическому разрыву особое внимание следует обращать на следующее.
Химические продукты (разрушаемые материалы) могут быть чувствительными к окружающей среде, вследствие чего могут быть проблемы с растворением и осаждением. Предпочтительно, чтобы уплотнитель оставался в пласте или стволе скважины в течение достаточно продолжительного периода времени (например, 3-6 ч). Продолжительность пребывания должна быть достаточно большой для выполнения операций на каротажном кабеле для перфорирования следующего продуктивного песчаного пласта, осуществления последующего гидравлического разрыва (разрывов) и смыкания трещины на проппанте до того, как он полностью осядет, с получением наилучшей удельной проводимости трещины. В случае малопроницаемых газовых пластов с небольшой фильтрационной утечкой это может быть проблемой.
Уплотнители из разрушаемых материалов должны делать невозможным обратный поток. В результате трещина будет находиться под избыточным давлением нагнетания в течение намного более длительного периода времени. Это является благоприятным для отклонения. Однако в пластах с низкой фильтрационной утечкой продолжительность остановки скважины становится слишком большой, что может приводить к оседанию проппанта. В этом случае для содействия суспендированию проппанта в трещине может быть использовано прерывание обратного потока после нагнетания разрушаемых материалов.
Поэтому между этими двумя факторами должен быть сделан компромисс. Согласно осуществлениям изобретения предпочтительно, чтобы долговечности химических продуктов в стволе скважине и трещине были не меньше чем 2-3 ч. С другой стороны, предпочтительно, чтобы их долговечности не превышали определенного предела для получения обратного потока из пластов при предельно низкой фильтрационной утечке. Это свидетельствует о том, что надлежащий выбор вида уплотнителя и добавок является важным.
Рассмотрим более подробно механизмы действия уплотнителя из разрушаемого материала. Предположим, что разрывают первый продуктивный песчаный пласт и имеют временное избыточное давление Αι нагнетания (фунт/кв.дюйм), уплотняющая способность материала составляет рМ8=1000 фунт/кв.дюйм (6,9 МПа), наведенное напряжение является достаточным для отклонения к последующему уровню, существует повышение нормального напряжения в зависимости от глубины, составляющее 0,65 фунт/кв.дюйм на фут (14,7 кПа/м), потери давления на трение жидкости при гидравлическом разрыва составляют 500 фунт/кв.дюйм на 1000 фут (11,3 кПа/м) и перепад гидростатического давления составляет 500 фунт/кв.дюйм (3,45 МПа).
При этих предположениях основное уравнение (4) может быть переписано в виде А2+Арда<А1+АрГг+Аат1П+рда. (6)
При разнесении уровней на 500 фут (152,4 м) это даст
А!>А2-1325 фунтов/дюйм2 (9,1 МПа). (7)
С учетом того, что при наличии уплотнителя отсутствует обратный поток, то есть большая часть избыточного давления Α1 нагнетания будет сохраняться в первой трещине, становится ясно, что уплотнитель из разрушаемого материала может быть хорошим отклоняющим средством, обеспечивающим избыточное давление до или выше чем 2000 фунт/кв.дюйм (13,8 МПа).
Из приведенного выше описания очевидно, что хорошая осведомленность о свойствах пласта и пластового флюида имеет большое значение для использования способов отклонения при помощи разрушаемых материалов надлежащим образом в случае выполнения многочисленных гидравлических разрывов. Следующие параметры являются важными для учета при оптимизации работы по отклонению при помощи разрушаемых материалов: профиль напряжения на месте проведения работ; перепад напряжения на месте проведения работ между продуктивным песчаным пластом и глинистыми сланцами; состав пластового флюида и его совместимость с разрушаемым материалом и проппант, сохраняющийся в трещине. Некоторые из этих параметров могут стать доступными в результате скважинных измерений, тогда как другие не могут стать доступными. Как отмечалось выше, согласно осуществлениям изобретения можно использовать способ моделирования для оптимизации работы по отклонению при помощи разрушаемых материалов. Любые недоступные параметры могут быть оптимизированы путем использования подходящего способа моделирования, известного в данной области техники.
Как показано в приведенном выше описании, в осуществлениях изобретения используют разрушаемый материал для временного блокирования перфорации, трещины или ствола скважины, так что работа может выполняться в других зонах. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения в конце гидравлического разрыва пласта разрушаемый материал закачивают в высокой концентрации для временного закупоривания законченной трещины и для запирания проппанта в трещине, что делает его неподвижным и вызывает значительное напряжение и отклонение от нижних зон посредством значительного повышения результирующего давления, обусловленного более высокой вероятностью закупоривания проппанта. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения разрушаемый материал, который может создавать временный пакер, закачивают после этапов нагнетания проппанта для вре
- 9 015181 менного закупоривания перфораций, связанных с трещиной, или для временного закупоривания ствола скважины вблизи этих перфораций. Таким способом защищают трещину, и последующий гидравлический разрыв вверх по стволу скважины может быть выполнен без проведения внутрискважинных работ с использованием спускаемого на канате инструмента.
Разрушаемые материалы будут растворяться со временем и откупоривать трещину. Разрушаемые материалы могут иметь различные свойства, формы и составы. Распад или разложение материалов можно инициировать химически, повышенной температурой или механически. Способы изобретения могут быть осуществлены с помощью любого подходящего оборудования, используемого в отрасли промышленности, такого как колонна гибких труб, которую без труда устанавливают в скважине для образования новых перфораций с помощью кумулятивных зарядов. Хотя способы изобретения, по существу, являются аналогичными технологии отклонения наведенным напряжением, способами отклонения при помощи разрушаемых материалов согласно изобретению гарантируется намного более сильное и более надежное отклонение напряжением.
На фиг. 7 показана схема способа согласно некоторым осуществлениям изобретения. В соответствии с этим способом разрушаемый материал/химикат добавляют в заключительной части этапов нагнетания проппанта для инициирования перекрывания проппанта. Добавление материала значительно повышает вероятность перекрывания проппанта в трещине, образованной на более раннем этапе (показанной в виде продуктивной зоны 1). После того как перекрывание проппанта произошло, проппант блокируется в трещине, что предотвращает обратный поток и способствует поддержанию напряжения, вызванного избыточным давлением нагнетания, в продуктивной зоне 1 (показанного справа пунктирной линией профиля давления). Кроме того, перекрывание проппанта может инициировать экранирование вблизи ствола скважины, которое, в свою очередь, может значительно повысить избыточное давление нагнетания на трещину в продуктивной зоне 1. Напряжение в продуктивной зоне 1, вызванное избыточным давлением нагнетания, будет отклонять жидкости для гидравлического разрыва к следующей продуктивной зоне, подлежащей разрыву (показанной в виде продуктивной зоны 2).
Как отмечалось выше, добавляемые разрушаемые материалы могут иметь различные формы (например, могут быть частицами или волокнами). Предпочтительно осуществлять выбор размеров добавок на основании ширины трещины, они должны быть меньше, чем раскрытия трещин для прохождения в трещины. К тому же разрушаемый материал должен противостоять пластовым условиям в течение заданного отрезка времени (например, в течение 3-6 ч), то есть требования по совместимости должны удовлетворяться.
На фиг. 8 показан другой способ согласно одному осуществлению изобретения. В этом способе разрушаемый материал закачивают при высокой концентрации после этапов закачивания проппанта. Химикат, как и проппант, закупоривает перфорации, создавая временное уплотнение. Как показано выше, в зависимости от пластовых условий временное уплотнение (или пробка), образованное из разрушаемого материала, может противостоять перепаду давления свыше 2500 фунт/кв.дюйм (17,2 МПа) при 250°Р (121°С) в течение нескольких часов (см. фиг. 4 и 5). Согласно предпочтительным осуществлениям уплотнение или пробка состоит только из одного или нескольких разрушаемых материалов. Однако, поскольку существует опасность излишней закачки проппанта в трещину, то в некоторых случаях может быть целесообразно стимулировать экранирование заднего конца трещины путем добавления специального химиката или материала (вызывающего закупоривание материала, такого как стеклянные волокна) в конце этапов закачивания проппанта. Уплотняющие или вызывающие закупоривание материалы могут отличаться от разрушаемых материалов. В соответствии с этими осуществлениями изобретения оба материала должны быть совместимыми с пластовыми флюидами в течение заданных отрезков времени.
На фиг. 9 показан еще один способ согласно одному осуществлению изобретения. В соответствии с этим способом временная мостовая пробка может быть образована в стволе скважины. Временный мост образуют из разрушаемого материала. В этом способе уплотнение распространено на ствол скважины, чтобы позаботиться о защите предшествующей трещины от повторного разрыва (повторного открывания существующей трещины).
Аналогично способу, показанному на фиг. 7, может быть стимулировано экранирование заднего конца трещины. Хотя некоторое количество песка может иметься в перфорациях и стволе скважины вследствие стимулирования экранирования заднего конца трещины, количество песка в стволе скважины будет намного меньше, чем при использовании технического решения с песчаной пробкой. В действительности к осуществлениям изобретения относятся все сочетания и комбинации частично или полностью закупоренных стволов скважин, перфораций и трещин.
На фиг. 10 показан еще один способ согласно одному осуществлению изобретения. В этом способе разрушаемый материал закачивают вместе с проппантом в конце гидравлического разрыва пласта, чтобы создать составную пробку в перфорациях и/или стволе скважине. Стимулированное экранирование заднего конца трещины не является необходимым. В этом случае может быть получено наилучшее отклонение уровня. Разрушаемые материалы должны выбираться так, чтобы они сохранялись целыми несколько часов в стволе скважины. Возможный недостаток осуществления заключается в выносе песка из материала в ствол скважины в продолжение существования обратного потока, когда уплотнительный матери
- 10 015181 ал выносится.
Как отмечалось выше, способы изобретения, в которых образуют временные мосты или уплотнения в перфорациях, трещине (трещинах), стволе скважины или в любом сочетании из них, используют для последующего гидравлического разрыва или для других работ, выполняемых в стволе скважины. Согласно некоторым осуществлениям изобретения после того, как временное уплотнение образовано, вместо последующего гидравлического разрыва скважину можно подвергнуть различным обработкам. Например, ствол скважины может быть отремонтирован (кислотными обработками) или может быть выполнена установка электрического погружного насоса. Закупоривающий агент может быть выбран достаточно длительно существующим для защиты пласта на протяжении ожидаемого периода времени выполнения последующей скважинной операции.
Таким образом, в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения трещину временно закупоривают или блокируют разрушаемым материалом. Разрушаемый материал используют для временной защиты трещины от повреждения жидкостью для ремонта скважин при последующих работах или для временной защиты скважинного оборудования от повреждения обратным потоком из трещины. Выбор разрушаемых материалов зависит от ожидаемого повреждения, забойных условий и периодов времени, в течение которых необходима защита.
В соответствии с осуществлениями изобретения предпочтительно, чтобы разрушаемые материалы были совместимыми с жидкостями для гидравлического разрыва, имеющими различные рН, и с соляными растворами, содержащими соли в различных концентрациях (такие как хлорид натрия №1С1. хлорид кальция СаС12, бромид натрия №Вг хлорид калия КС1 и другие). Разрушаемые материалы должны быть совместимыми с как можно более широкими диапазонами температур. Предпочтительно, чтобы разрушаемые материалы были совместимыми с температурами выше 32°Р (0°С). Разрушаемые материалы должны быть совместимыми с утяжеленными соляными растворами, а также с растворами для заканчивания скважины.
В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения химикаты различных видов могут быть закачаны для ускорения или задержки разложения разрушаемых материалов (см. выше). Примеры замедлителей могут включать в себя гидрофобный материал любого вида (например, керосин, нефть, дизельное топливо, полимеры, поверхностно-активные вещества и т.д.), которые могут покрывать поверхности разрушаемых материалов для замедления взаимодействий их с водой. В случае полиолов, таких как, например, частично гидролизованный поливинилацетат, в раствор могут быть включены, например, соли, при большой ионной силе снижается растворимость таких материалов. Примеры ускорителей могут включать в себя любые жидкости с высоким или низким рН (например, растворы каустической соды или кислоты), которые будут ускорять разложение разрушаемых материалов.
Как отмечалось выше, способы изобретения, предназначенные для отклонения или закупоривания трещин пласта с использованием разрушаемых материалов, могут быть основаны на результатах, полученных моделированием. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что различные технические средства моделирования пласта являются доступными применительно к гидравлическому разрыву пласта, такие как имитатор РтасСАЭЕ™ от БсЫишЬетдет и способы, раскрытые в патенте США № 6876959, выданном Р1егсе е! а1., который переуступлен правопреемнику настоящего изобретения. Другое доступное программное обеспечение включает в себя, например, псевдотрехмерные имитаторы гидравлического разрыва пласта и планарные трехмерные имитаторы гидравлического разрыва (в том числе СОНРЕК™ от Бйт-ЬаЬ и Матайои 011 Со.). Осуществления изобретения не ограничиваются никаким конкретным способом моделирования.
В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения моделирование используют для имитации отклонения наведенным напряжением к представляющему интерес пласту. Соответственно выбирают виды и количества используемых жидкостей и продолжительности и скорости закачивания, необходимые для выполнения работы по гидравлическому разрыву пласта.
Осуществлениями настоящего изобретения предоставляются эффективные способы получения отклоняющего напряжения/давлений для многоуровневого гидравлического разрыва. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что эти способы могут быть применены в скважине любого типа, в том числе в вертикальных, искривленных или горизонтальных скважинах, и с открытым или обсаженным стволом.
Хотя в приведенном выше описании для иллюстрации осуществлений изобретений использовался гидравлический разрыв пласта, специалисту в данной области техники должно быть понятно, что способы изобретения также могут быть использованы при разрывах пласта других видов, включая разрыв водой с реагентом для снижения поверхностного натяжения (или гидравлический разрыв пласта с использованием воды) и кислотный разрыв. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что различные способы кислотного разрыва могут быть применены совместно с осуществлениями изобретения, включая способы создания кислотного забоя скважины (с использованием кислотной эмульсии, капсулированной кислоты или твердокислотного предшественника). Например, в заявке № 10/605784 на патент США, поданной 27 октября 2003 г. 81111 е1 а1., раскрыто использование твердокислотных предше
- 11 015181 ственников для обеспечения управляемого выделения кислоты путем гидролиза или растворения. Эта заявка переуступлена правопреемнику настоящего изобретения.
В соответствии с одним осуществлением изобретения разрушаемые материалы могут быть использованы при кислотном разрыве. Разрушаемые материалы образуют временные преграды в зонах с высокой проницаемостью для отклонения кислотного разрыва к зонам, нуждающимся в воздействиях на пласт. При кислотном разрыве можно использовать, например, твердокислотный предшественник. Твердокислотный предшественник может быть лактидом, гликолидом, полимером молочной кислоты, полигликолиевой кислотой, сополимером полиуксусной кислоты и полигликолиевой кислоты, сополимером гликолевой кислоты и других составляющих, содержащих гидроксильную группу, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, сополимером молочной кислоты и других составляющих, содержащих гидроксильную группу, карбоновую кислоту или оксикарбоновую кислоту, или смесь из предшествующих. Твердая кислота может быть смешана со вторым твердым веществом, которое реагирует с кислотой, что повышает скорость растворения и гидролиза твердокислотного предшественника.
Кроме того, чтобы получать желаемые эффекты или выполнять другую работу, осуществления изобретения также могут быть использованы для временного закупоривания трещин или ствола скважины. Например, способы изобретения могут быть использованы для временной остановки скважины после гидравлического разрыва пласта с тем, чтобы напряжение в трещинах могло спасть. С этой целью продолжительность действия закупоривания обычно является небольшой, например около 0,5 ч. Можно выбирать надлежащий разрушаемый материал так, чтобы получать желаемую продолжительность. Разрушаемые пробки согласно осуществлениям изобретения также могут быть использованы в качестве заглушающих пуль для временного закупоривания перфораций или трещин.
Согласно осуществлениям изобретения добавление разрушаемых материалов может быть осуществлено с помощью существующего оборудования. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что различные способы, применяемые в данной области техники, могут быть приспособлены для использования совместно со способами изобретения. Например, разрушаемые материалы могут быть смешаны с проппантами в смесительных установках. Добавлением химикатов (разрушаемых материалов или других добавок) можно управлять с помощью модифицированного загрузочного устройства или оборудования для промывочной жидкости. В качестве альтернативы также можно размещать разрушаемые материалы в стволе скважины с помощью колонны гибких труб. Аналогичным образом колонну гибких труб также можно использовать для нагнетания (добавления) замедлителей или ускорителей. Кроме того, можно размещать разрушаемые материалы через колонну гибких труб или насоснокомпрессорную колонну при одновременном разрыве кольцевого пространства между колонной гибких труб и обсадной колонной. Для осуществления закупоривания разрушаемые материалы должны быть смешаны с проппантом или должны просто следовать в обсадную колонну после проппанта.
Кроме того, способы изобретения можно сочетать со способами применения волокон для содействия транспортировке проппанта, например, при разрывах водой с реагентом для снижения поверхностного натяжения, описанных, например, в заявке № 11/156966 на патент США под названием ЭедгабаЫе ПЬсг 5у51сш5 Гог 811ти1а11оп, поданной 20 июня 2005 г., переуступленной правопреемнику настоящей заявки. Кроме того, способы настоящего изобретения могут быть применены для обработок, при которых волокна также используют в свободных от проппанта жидкостях, например в жидкостях для гидравлического разрыва пласта, не содержащих проппанта, или для предотвращения утечки жидкости в природные трещины, как описано, например, в заявке № 11/206898 на патент США под названием МеШобк Гог соШгоШпд Пшб 1о8§, поданной 18 августа 2005 г., переуступленной правопреемнику настоящей заявки. Предпочтительно использовать одно и то же волокно на всех этапах этих комбинированных обработок. Для примера, одно и то же разрушаемое волокно используют в растворе, не содержащем проппанта, на этапе гидравлического разрыва пласта и/или в жидкости для гидравлического разрыва пласта на основном этапе для содействия транспортировке проппанта, и в заключительной части стадии для отклонения при содействии разрушаемого материала.
Следует отметить, что для содействия экранированию скорость закачивания может быть снижена в заключительной части этапа гидравлического разрыва, например, волокон и проппанта при гидравлическом разрыве или волокон при кислотном разрыве. Следует также отметить, что первая трещина будет находиться в наиболее слабой части пласта, которая может быть в конце устья скважины, дальнем конце или где-либо между, и слои могут быть разорваны в любой последовательности. Если одна или несколько пробок находятся в стволе скважины, а не в трещинах, то в продолжение разрыва потребуется удалить одну или несколько пробок.
Хотя изобретение было описано применительно к ограниченному числу осуществлений, специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что могут быть разработаны другие осуществления, которые не выходят за объем изобретения, раскрытый в настоящей заявке. В соответствии с этим объем изобретения должен ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (12)
1. Способ защиты пласта во время скважинной операции, в котором нагнетают суспензию, содержащую разрушаемое волокно, для образования временной пробки по меньшей мере в одном из перфорации, трещины и ствола скважины в скважине, проходящей через, и выполняют скважинную операцию, при этом волокно способно, по меньшей мере, частично разрушаться без обработки другими компонентами суспензии при скважинных условиях для устранения пробки.
2. Способ по п.1, в котором разрушаемое волокно содержит по меньшей мере одно из полимера сложного эфира, выбранного предпочтительно из полимера лактида, гликолида, молочной кислоты, полигликолиевой кислоты и смесей их, полимера амида, предпочтительно полиакриламида, поливинилэфира, предпочтительно частично гидролизованного поливинилацетата, или известняковых волокон, или стеклянных волокон.
3. Способ по п.1 или 2, в котором разрушаемое волокно присутствует в концентрации не ниже чем 4,8 г/л.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором разрушаемое волокно представляет собой волокно из полимера молочной кислоты.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором суспензия дополнительно содержит материал в виде частиц, предпочтительно разрушаемый материал в виде частиц или проппант.
6. Способ по п.5, в котором проппант содержит частицы, имеющие распределение размеров.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором суспензия дополнительно содержит добавку для замедления или ускорения разрушения разрушаемого волокна.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором скважинная операция представляет собой ремонт скважины, установку скважинного оборудования или возбуждение скважины, предпочтительно выбранную из гидравлического разрыва пласта, кислотного разрыва и гидравлического разрыва пласта водой.
9. Способ по п.8, в котором гидравлический разрыв пласта или кислотный разрыв включает нагнетание жидкости для разрыва без проппанта, содержащей разрушаемое волокно.
10. Способ по п.8, в котором гидравлический разрыв пласта или кислотный разрыв применяют к нескольким слоям многослойного пласта.
11. Способ по п.10, в котором этап нагнетания суспензии выполняют в конце разрыва слоя.
12. Способ по любому из предшествующих пунктов, который используют для изоляции области, выбранной из трещины, продуктивной зоны и части ствола скважины, при этом часть ствола скважины находится под давлением выше пластового давления.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/294,983 US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2005-12-05 | Degradable material assisted diversion or isolation |
PCT/IB2006/054462 WO2007066254A2 (en) | 2005-12-05 | 2006-11-27 | Degradable material assisted diversion or isolation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200870014A1 EA200870014A1 (ru) | 2009-12-30 |
EA015181B1 true EA015181B1 (ru) | 2011-06-30 |
Family
ID=38123280
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200870014A EA015181B1 (ru) | 2005-12-05 | 2006-11-27 | Способ защиты пласта во время скважинной операции |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7380600B2 (ru) |
CN (2) | CN101351523A (ru) |
AR (1) | AR057963A1 (ru) |
CA (1) | CA2632442C (ru) |
EA (1) | EA015181B1 (ru) |
WO (1) | WO2007066254A2 (ru) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483209C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
RU2663847C2 (ru) * | 2014-07-02 | 2018-08-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Система и способ для моделирования и планирования сетей трещен импульсного разрыва пласта |
RU2677514C2 (ru) * | 2014-11-26 | 2019-01-17 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обработка скважины |
RU2679202C2 (ru) * | 2014-11-14 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки скважины |
Families Citing this family (280)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
US9109429B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Engineered powder compact composite material |
US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
US8403037B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9101978B2 (en) | 2002-12-08 | 2015-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal compact |
US9079246B2 (en) | 2009-12-08 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a nanomatrix powder metal compact |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | 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 |
RU2330931C2 (ru) | 2006-09-22 | 2008-08-10 | Schlumberger Technology B.V. | Устройство, выполняющее функцию пакера или временной пробки |
US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
US7686080B2 (en) * | 2006-11-09 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acid-generating fluid loss control additives and associated methods |
US7786051B2 (en) * | 2006-12-07 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations |
US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
US8757259B2 (en) | 2006-12-08 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
US7935662B2 (en) | 2006-12-12 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | System, method, and apparatus for injection well clean-up operations |
US8485265B2 (en) | 2006-12-20 | 2013-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Smart actuation materials triggered by degradation in oilfield environments and methods of use |
US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
US8726991B2 (en) * | 2007-03-02 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Circulated degradable material assisted diversion |
US8695708B2 (en) * | 2007-03-26 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method for treating subterranean formation with degradable material |
US7938185B2 (en) * | 2007-05-04 | 2011-05-10 | Bp Corporation North America Inc. | Fracture stimulation of layered reservoirs |
US8936082B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry systems 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 |
US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
US9080440B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-07-14 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
US8490699B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods |
US7789146B2 (en) * | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
US8496056B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
US7580796B2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-08-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for evaluating and treating previously-fractured subterranean formations |
US8121790B2 (en) * | 2007-11-27 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | Combining reservoir modeling with downhole sensors and inductive coupling |
US8714244B2 (en) | 2007-12-18 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation through fracturing while drilling |
JP5101324B2 (ja) * | 2008-02-07 | 2012-12-19 | 日立建機株式会社 | 建設機械のNOx低減装置の配設構造 |
US8797037B2 (en) | 2008-04-11 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature |
US8841914B2 (en) | 2008-04-11 | 2014-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Electrolocation apparatus and methods for providing information about one or more subterranean feature |
US20090272545A1 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for use of pressure actuated collapsing capsules suspended in a thermally expanding fluid in a subterranean containment space |
WO2009135073A2 (en) * | 2008-04-30 | 2009-11-05 | Altarock Energy, Inc. | System and method for aquifer geo-cooling |
US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
EA201071348A1 (ru) * | 2008-05-22 | 2011-06-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способы регулирования притока текучей среды в многозонных интервалах |
HUE028944T2 (en) * | 2008-07-07 | 2017-01-30 | Altarock Energy Inc | Artificial Earth Systems and Reservoir Optimization |
EP2143874A1 (en) * | 2008-07-11 | 2010-01-13 | Welltec A/S | Sealing arrangement and sealing method |
EP2334904A1 (en) * | 2008-08-08 | 2011-06-22 | Altarock Energy, Inc. | Method for testing an engineered geothermal system using one stimulated well |
US8678081B1 (en) | 2008-08-15 | 2014-03-25 | Exelis, Inc. | Combination anvil and coupler for bridge and fracture plugs |
US8267177B1 (en) | 2008-08-15 | 2012-09-18 | Exelis Inc. | Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs |
US8091639B2 (en) * | 2008-08-20 | 2012-01-10 | University Of Utah Research Foundation | Geothermal well diversion agent formed from in situ decomposition of carbonyls at high temperature |
CN102159791A (zh) * | 2008-08-21 | 2011-08-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂支撑剂 |
CA2741084A1 (en) | 2008-10-24 | 2010-04-29 | Schlumberger Canada Limited | Fracture clean-up by electro-osmosis |
US8016040B2 (en) * | 2008-11-26 | 2011-09-13 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
RU2393331C9 (ru) * | 2008-12-29 | 2010-12-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ формирования изолирующей пробки |
US7971644B2 (en) * | 2009-01-20 | 2011-07-05 | Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss additive and breaking agent |
US8757260B2 (en) * | 2009-02-11 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable perforation balls and associated methods of use in subterranean applications |
US20100243242A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Boney Curtis L | Method for completing tight oil and gas reservoirs |
US8276670B2 (en) * | 2009-04-27 | 2012-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole dissolvable plug |
CN101550333B (zh) * | 2009-05-20 | 2011-01-26 | 大庆开发区东油新技术有限公司 | 一种用于解除聚表剂驱堵塞的新型复合表面活性降解剂 |
AU2010259936A1 (en) * | 2009-06-12 | 2012-02-02 | Altarock Energy, Inc. | An injection-backflow technique for measuring fracture surface area adjacent to a wellbore |
US9151125B2 (en) * | 2009-07-16 | 2015-10-06 | Altarock Energy, Inc. | Temporary fluid diversion agents for use in geothermal well applications |
US8826984B2 (en) * | 2009-07-17 | 2014-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus of heat dissipaters for electronic components in downhole tools |
US8697612B2 (en) * | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
US9023770B2 (en) * | 2009-07-30 | 2015-05-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
US8853137B2 (en) * | 2009-07-30 | 2014-10-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
US20110168395A1 (en) * | 2009-07-30 | 2011-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of Fluid Loss Control and Fluid Diversion in Subterranean Formations |
US20110029293A1 (en) * | 2009-08-03 | 2011-02-03 | Susan Petty | Method For Modeling Fracture Network, And Fracture Network Growth During Stimulation In Subsurface Formations |
US8141637B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-03-27 | Schlumberger Technology Corporation | Manipulation of flow underground |
US8113290B2 (en) * | 2009-09-09 | 2012-02-14 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable connector guard |
EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
RU2009137265A (ru) * | 2009-10-09 | 2011-04-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ формирования изолирующей пробки |
US8522872B2 (en) * | 2009-10-14 | 2013-09-03 | University Of Utah Research Foundation | In situ decomposition of carbonyls at high temperature for fixing incomplete and failed well seals |
US8286705B2 (en) | 2009-11-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for treating a subterranean formation using diversion |
US9243475B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Extruded powder metal compact |
US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
US9127515B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix carbon composite |
US8528633B2 (en) | 2009-12-08 | 2013-09-10 | Baker Hughes Incorporated | Dissolvable tool and method |
US9227243B2 (en) | 2009-12-08 | 2016-01-05 | Baker Hughes Incorporated | Method of making a powder metal compact |
PL400952A1 (pl) | 2009-12-09 | 2013-05-27 | Schlumberger Technology B.V. | Sposób powiekszania obszaru szczelinowania |
NZ600961A (en) | 2010-02-20 | 2014-11-28 | Baker Hughes Inc | Apparatus and methods for providing information about one or more subterranean variables |
US8424610B2 (en) * | 2010-03-05 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Flow control arrangement and method |
US9033044B2 (en) * | 2010-03-15 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Method and materials for proppant fracturing with telescoping flow conduit technology |
US8662172B2 (en) | 2010-04-12 | 2014-03-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to gravel pack a well using expanding materials |
AU2011252819A1 (en) * | 2010-05-14 | 2012-12-06 | Chemical Delivery Systems, Inc. | Materials and methods for temporarily obstructing portions of drilled wells |
US9022112B2 (en) | 2010-05-20 | 2015-05-05 | Schlumberger Technology Corporation | Chelant based system and polylactide resin for acid diversion |
US8936095B2 (en) | 2010-05-28 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of magnetic particle delivery for oil and gas wells |
US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
US8511381B2 (en) * | 2010-06-30 | 2013-08-20 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurry methods and systems |
US9187977B2 (en) | 2010-07-22 | 2015-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for stimulating a multi-zone well |
WO2012011993A1 (en) | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8490690B2 (en) * | 2010-09-21 | 2013-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective control of flow through a well screen |
DK2450416T3 (da) | 2010-10-13 | 2013-11-25 | Schlumberger Technology Bv Stbv | Fremgangsmåder og sammensætninger til suspension af fluider i en brøndboring |
US9090955B2 (en) | 2010-10-27 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Nanomatrix powder metal composite |
US8579023B1 (en) | 2010-10-29 | 2013-11-12 | Exelis Inc. | Composite downhole tool with ratchet locking mechanism |
US8607870B2 (en) | 2010-11-19 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well |
US20120193092A1 (en) * | 2011-01-31 | 2012-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for tracking the location of fracturing fluid in a subterranean formation |
US8631876B2 (en) | 2011-04-28 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Method of making and using a functionally gradient composite tool |
US9080098B2 (en) | 2011-04-28 | 2015-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Functionally gradient composite article |
US8770276B1 (en) | 2011-04-28 | 2014-07-08 | Exelis, Inc. | Downhole tool with cones and slips |
US8905133B2 (en) | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
US20120285695A1 (en) * | 2011-05-11 | 2012-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Destructible containers for downhole material and chemical delivery |
US10808497B2 (en) | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
US20140130591A1 (en) | 2011-06-13 | 2014-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and Apparatus for Determining Downhole Parameters |
US9139928B2 (en) | 2011-06-17 | 2015-09-22 | Baker Hughes Incorporated | Corrodible downhole article and method of removing the article from downhole environment |
US20120329683A1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-12-27 | Nicolas Droger | Degradable fiber systems for well treatments and their use |
US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
US9643250B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9833838B2 (en) | 2011-07-29 | 2017-12-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle |
US9057242B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-06-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of controlling corrosion rate in downhole article, and downhole article having controlled corrosion rate |
US9033055B2 (en) | 2011-08-17 | 2015-05-19 | Baker Hughes Incorporated | Selectively degradable passage restriction and method |
US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
US9856547B2 (en) | 2011-08-30 | 2018-01-02 | Bakers Hughes, A Ge Company, Llc | Nanostructured powder metal compact |
US9109269B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-08-18 | Baker Hughes Incorporated | Magnesium alloy powder metal compact |
US9643144B2 (en) | 2011-09-02 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Method to generate and disperse nanostructures in a composite material |
US9347119B2 (en) | 2011-09-03 | 2016-05-24 | Baker Hughes Incorporated | Degradable high shock impedance material |
US9133695B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-09-15 | Baker Hughes Incorporated | Degradable shaped charge and perforating gun system |
US9187990B2 (en) | 2011-09-03 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Method of using a degradable shaped charge and perforating gun system |
WO2013050989A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Schlumberger Technology B.V. | Testing while fracturing while drilling |
CN102391844B (zh) * | 2011-10-16 | 2013-06-12 | 天津科技大学 | 一种铬革屑钻井堵漏材料 |
US8720556B2 (en) * | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
MX2014006713A (es) * | 2011-12-09 | 2014-07-24 | Schlumberger Technology Bv | Tratamiento de pozo con fluidos con alto contenido de sólidos. |
CN109456580A (zh) | 2011-12-28 | 2019-03-12 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解复合材料及其用途 |
MX2014007816A (es) * | 2011-12-28 | 2014-09-01 | Schlumberger Technology Bv | Materiales degradables de multiples componentes y su uso. |
US9279306B2 (en) * | 2012-01-11 | 2016-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Performing multi-stage well operations |
US8967276B2 (en) * | 2012-01-18 | 2015-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
US8857513B2 (en) * | 2012-01-20 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Refracturing method for plug and perforate wells |
US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
US8789596B2 (en) * | 2012-01-27 | 2014-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing efficiency in a hydraulic fracturing operation |
US9016388B2 (en) * | 2012-02-03 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Wiper plug elements and methods of stimulating a wellbore environment |
US9068428B2 (en) | 2012-02-13 | 2015-06-30 | Baker Hughes Incorporated | Selectively corrodible downhole article and method of use |
WO2013133824A1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-09-12 | Abt Sciences Llc | Thermally induced liquidizing downhole tool |
US9863228B2 (en) | 2012-03-08 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
JPWO2013161755A1 (ja) * | 2012-04-27 | 2015-12-24 | 株式会社クレハ | ポリグリコール酸樹脂短繊維及び坑井処理流体 |
CN104136570A (zh) | 2012-04-27 | 2014-11-05 | 株式会社吴羽 | 坑井处理流体用聚乙醇酸树脂短纤维 |
WO2013162002A1 (ja) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 株式会社クレハ | ポリエステル樹脂組成物およびその成形体 |
US9605508B2 (en) | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
US8997859B1 (en) | 2012-05-11 | 2015-04-07 | Exelis, Inc. | Downhole tool with fluted anvil |
AU2013272915B2 (en) | 2012-06-07 | 2015-12-10 | Kureha Corporation | Member for hydrocarbon resource collection downhole tool |
US9574418B2 (en) | 2012-07-10 | 2017-02-21 | Kureha Corporation | Downhole tool member for hydrocarbon resource recovery |
GB2503903B (en) * | 2012-07-11 | 2015-08-26 | Schlumberger Holdings | Fracture monitoring and characterisation |
CN102748001B (zh) * | 2012-07-24 | 2015-06-17 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 连续油管水力喷砂射孔填砂分层压裂工艺 |
US9879503B2 (en) * | 2012-09-19 | 2018-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating long-interval and high-contrast permeability subterranean formations with diverting fluids |
US10240436B2 (en) | 2012-09-20 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation |
WO2014066144A1 (en) * | 2012-10-24 | 2014-05-01 | Oxane Materials, Inc. | Immobile proppants |
US9410076B2 (en) | 2012-10-25 | 2016-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US9702238B2 (en) | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
US8714249B1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US9951266B2 (en) | 2012-10-26 | 2018-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanded wellbore servicing materials and methods of making and using same |
US20140129296A1 (en) * | 2012-11-07 | 2014-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for offering and procuring well services |
US9528354B2 (en) | 2012-11-14 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool positioning system and method |
JP6249965B2 (ja) * | 2013-01-18 | 2017-12-20 | 株式会社クレハ | 坑井処理流体材料およびそれを含有する坑井処理流体 |
US10526531B2 (en) * | 2013-03-15 | 2020-01-07 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for increasing fracture conductivity |
JP6327946B2 (ja) | 2013-05-31 | 2018-05-23 | 株式会社クレハ | 分解性材料から形成されるマンドレルを備える坑井掘削用プラグ |
CA2917042C (en) | 2013-07-01 | 2020-06-09 | Conocophillips Company | Fusible alloy plug in flow control device |
US9605519B2 (en) | 2013-07-24 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Non-ballistic tubular perforating system and method |
US9388335B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Pickering emulsion treatment fluid |
US9816339B2 (en) | 2013-09-03 | 2017-11-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Plug reception assembly and method of reducing restriction in a borehole |
CN105683330B (zh) * | 2013-09-11 | 2019-01-22 | 沙特阿拉伯石油公司 | 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂 |
CA2919534C (en) * | 2013-09-16 | 2018-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
US9441455B2 (en) | 2013-09-27 | 2016-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Cement masking system and method thereof |
US9410398B2 (en) * | 2013-09-27 | 2016-08-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole system having compressable and expandable member to cover port and method of displacing cement using member |
CN103590804B (zh) * | 2013-10-22 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 稠油蒸汽吞吐井暂堵增能处理方法 |
FR3013055B1 (fr) * | 2013-11-14 | 2020-05-15 | Arkema France | Composition fluide pour la stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz |
US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
CN104695923A (zh) * | 2013-12-05 | 2015-06-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 采用可溶球实现水平井分段多簇压裂的方法 |
RO131646A2 (ro) * | 2013-12-10 | 2017-01-30 | Schlumberger Technology B.V. | Sistem şi metodă de tratare a formaţiunii subterane cu o compoziţie de deviere |
US9410394B2 (en) | 2013-12-11 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments |
CN103725274B (zh) * | 2013-12-27 | 2016-01-20 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 耐高压可控降解化学成型的流体桥塞及其制备方法和用途 |
JP6359888B2 (ja) | 2013-12-27 | 2018-07-18 | 株式会社クレハ | ダウンホールツール用の拡径可能な環状の分解性シール部材、及び坑井掘削用プラグ、並びに坑井掘削方法 |
CA2932730C (en) * | 2014-01-09 | 2019-04-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation |
AR099425A1 (es) * | 2014-02-19 | 2016-07-20 | Shell Int Research | Método para proveer fracturas múltiples en una formación |
US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
US20170268088A1 (en) | 2014-02-21 | 2017-09-21 | Terves Inc. | High Conductivity Magnesium Alloy |
WO2015127177A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Manufacture of controlled rate dissolving materials |
CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
CN103806889B (zh) * | 2014-03-04 | 2016-08-17 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 无限级化学分层压裂或酸化的方法 |
CN106030023B (zh) | 2014-03-07 | 2019-07-30 | 株式会社吴羽 | 钻井工具用分解性橡胶构件、分解性密封构件、分解性保护构件、钻井工具、以及钻井方法 |
JP6363362B2 (ja) | 2014-03-11 | 2018-07-25 | 株式会社クレハ | 炭化水素資源回収用ダウンホールツール部材 |
US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
MX2016013503A (es) | 2014-04-15 | 2017-01-23 | Schlumberger Technology Bv | Fluido de tratamiento. |
CN106460133B (zh) | 2014-04-18 | 2019-06-18 | 特维斯股份有限公司 | 用于受控速率溶解工具的电化活性的原位形成的颗粒 |
AU2014393400B2 (en) * | 2014-05-07 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective acidizing of a subterranean formation |
US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
US10526868B2 (en) | 2014-08-14 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with varying fabrication methods |
CA2952007C (en) * | 2014-08-14 | 2018-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable wellbore isolation devices with varying degradation rates |
CN105350948B (zh) * | 2014-08-22 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 页岩气水平井分段压裂方法和页岩气水平井完井方法 |
BR112017000687B1 (pt) | 2014-08-28 | 2021-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ferramenta de fundo de poço, método, e, sistema de utilização de uma ferramenta de fundo de poço |
EP3201429B1 (en) * | 2014-10-03 | 2018-12-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
CA2963374C (en) | 2014-10-06 | 2022-01-25 | Schlumberger Canada Limited | Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles |
US10012069B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique |
WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
WO2016076747A1 (en) * | 2014-11-14 | 2016-05-19 | Schlumberger Canada Limited | Chemical assisted selective diversion during multistage well treatments |
JP6451250B2 (ja) | 2014-11-19 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 水圧破砕法を利用しての地下資源の採掘方法及び水圧破砕に用いる流体に添加される加水分解性ブロッキング剤 |
US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
US20160168968A1 (en) * | 2014-12-10 | 2016-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling fracture geometry with the use of shrinkable materials |
US9910026B2 (en) | 2015-01-21 | 2018-03-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | High temperature tracers for downhole detection of produced water |
CN104624633B (zh) * | 2015-01-30 | 2017-09-12 | 浙江博世华环保科技有限公司 | 一种污染场地原位注药修复方法 |
CN104624623B (zh) * | 2015-01-30 | 2017-09-12 | 浙江博世华环保科技有限公司 | 一种污染场地原位抽提修复方法 |
US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
US9845658B1 (en) | 2015-04-17 | 2017-12-19 | Albany International Corp. | Lightweight, easily drillable or millable slip for composite frac, bridge and drop ball plugs |
US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | 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 |
US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | 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 |
US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | 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 |
US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | 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 |
US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | 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 |
US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
WO2016175876A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow cotrol in subterranean wells |
CN106285596A (zh) * | 2015-05-27 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 油页岩原位采油方法 |
CN106285597B (zh) * | 2015-05-27 | 2019-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 油页岩原位采油方法 |
US10174568B2 (en) * | 2015-06-02 | 2019-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for treating a subterranean well |
RU2609514C2 (ru) * | 2015-07-08 | 2017-02-02 | Александр Витальевич Кудряшов | Способ формирования блокирующей пробки в скважине |
MX2018000871A (es) | 2015-07-21 | 2018-06-22 | Thru Tubing Solutions Inc | Despliegue de dispositivo de obturacion. |
US11761295B2 (en) | 2015-07-21 | 2023-09-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
US10221637B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-03-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing dissolvable tools via liquid-solid state molding |
CN105086973A (zh) * | 2015-09-02 | 2015-11-25 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 修井液用自分解暂堵剂及其使用方法 |
US20180252082A1 (en) * | 2015-09-18 | 2018-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of degrading polymer composites in aqueous fluids using catalysts |
US10287867B2 (en) * | 2015-09-23 | 2019-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
WO2017058245A1 (en) * | 2015-10-02 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling well bashing |
US10221649B2 (en) * | 2015-11-03 | 2019-03-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for intelligent diversion design and application |
MX2018005522A (es) | 2015-11-03 | 2018-12-19 | Weatherford Tech Holdings Llc | Sistemas y metodos para evaluar y optimizar eficiencia de estimulacion utilizando desviadores. |
US20170159404A1 (en) * | 2015-11-25 | 2017-06-08 | Frederic D. Sewell | Hydraulic Fracturing with Strong, Lightweight, Low Profile Diverters |
US10016810B2 (en) | 2015-12-14 | 2018-07-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of manufacturing degradable tools using a galvanic carrier and tools manufactured thereof |
US11795377B2 (en) | 2015-12-21 | 2023-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof |
CN105647496A (zh) * | 2016-01-30 | 2016-06-08 | 张向南 | 一种可发性生物高分子暂堵调剖剂及其制备方法 |
US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US10415382B2 (en) | 2016-05-03 | 2019-09-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for establishing well performance during plug mill-out or cleanout/workover operations |
US10422220B2 (en) | 2016-05-03 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method and systems for analysis of hydraulically-fractured reservoirs |
US10534107B2 (en) * | 2016-05-13 | 2020-01-14 | Gas Sensing Technology Corp. | Gross mineralogy and petrology using Raman spectroscopy |
US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
US10161235B2 (en) | 2016-06-03 | 2018-12-25 | Enhanced Production, Inc. | Hydraulic fracturing in highly heterogeneous formations by resisting formation and/or sealing micro-fractures |
US11345847B2 (en) | 2016-08-01 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid |
US10316611B2 (en) | 2016-08-24 | 2019-06-11 | Kevin David Wutherich | Hybrid bridge plug |
CN106194145B (zh) * | 2016-09-27 | 2020-02-07 | 西南石油大学 | 一种多级暂堵深度网络酸压方法 |
EP3526305A4 (en) | 2016-10-11 | 2020-05-27 | Eastman Chemical Company | FIBER CONFIGURATIONS FOR WELLBORE TREATMENT COMPOSITIONS |
US10280698B2 (en) | 2016-10-24 | 2019-05-07 | General Electric Company | Well restimulation downhole assembly |
US11428087B2 (en) * | 2016-10-27 | 2022-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically controlled propellant materials for subterranean zonal isolation and diversion |
CN106833598A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可降解压裂支撑剂及其制备方法 |
WO2018111749A1 (en) | 2016-12-13 | 2018-06-21 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
US11131174B2 (en) | 2017-01-13 | 2021-09-28 | Bp Corporation North America Inc. | Hydraulic fracturing systems and methods |
CN106948795B (zh) * | 2017-03-30 | 2019-09-06 | 中国石油大学(北京) | 一种多分支水平井闭式循环开发水热型地热的方法 |
CN106845043A (zh) * | 2017-04-07 | 2017-06-13 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂工艺流程及设计方法 |
US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | 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 |
WO2018226113A1 (ru) * | 2017-06-09 | 2018-12-13 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины |
US10465484B2 (en) | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
WO2019156676A1 (en) * | 2018-02-09 | 2019-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of ensuring and enhancing conductivity in microfractures |
CN108505982A (zh) * | 2018-02-27 | 2018-09-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 |
WO2019195478A1 (en) | 2018-04-03 | 2019-10-10 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant-fiber schedule for far field diversion |
CN108841367A (zh) * | 2018-05-31 | 2018-11-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 可降解化学桥塞组合物及其注入方法 |
CN110724506B (zh) * | 2018-07-16 | 2022-01-14 | 长江大学 | 一种裂缝油藏胶结纤维颗粒架桥剂及其制备方法 |
CN110305652A (zh) * | 2018-09-13 | 2019-10-08 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 压裂用复合暂堵剂及其制备方法 |
US11053762B2 (en) | 2018-09-20 | 2021-07-06 | Conocophillips Company | Dissolvable thread tape and plugs for wells |
US11168538B2 (en) * | 2018-11-05 | 2021-11-09 | Cenovus Energy Inc. | Process for producing fluids from a hydrocarbon-bearing formation |
CN109652054B (zh) * | 2018-12-29 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油溶水粘型堵水压裂支撑剂及制备方法 |
CN110529089B (zh) * | 2019-09-20 | 2020-04-28 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 一种裸眼水平井重复压裂方法 |
US11932807B2 (en) | 2019-10-11 | 2024-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and compositions using dissolvable gelled materials for diversion |
CN110846014B (zh) * | 2019-12-04 | 2022-04-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种用于低压气井中的低伤害压井液及配置方法 |
CN110984907A (zh) * | 2019-12-23 | 2020-04-10 | 南智(重庆)能源技术有限公司 | 基于低渗漏暂堵工艺的修井方法 |
CN111155965B (zh) * | 2020-03-10 | 2022-03-18 | 中国石油天然气集团有限公司 | 暂堵剂在裂缝内暂堵效果动态实验评估方法 |
CN113528102A (zh) * | 2020-04-17 | 2021-10-22 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种可完全降解的钻井液用封堵剂及其制备方法 |
CN111502593B (zh) * | 2020-06-17 | 2020-11-06 | 西南石油大学 | 一种缝内暂堵转向压裂相变暂堵剂用量确定方法 |
CN111980652B (zh) * | 2020-08-25 | 2021-09-21 | 中国石油大学(北京) | 缝内暂堵剂类型、尺寸组合及用量确定方法 |
CN112302612A (zh) * | 2020-10-23 | 2021-02-02 | 长江大学 | 同步植入驱油剂的功能性滑溜水暂堵转向体积压裂方法 |
US20220282591A1 (en) * | 2021-03-02 | 2022-09-08 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Frac diverter and method |
CN113279723B (zh) * | 2021-07-09 | 2022-07-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种页岩油压裂人工裂缝缝内暂堵方法 |
CN116218493A (zh) * | 2021-12-06 | 2023-06-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可溶液体桥塞、制备方法及水平井分段堵水方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030060374A1 (en) * | 2001-09-26 | 2003-03-27 | Cooke Claude E. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US20050000690A1 (en) * | 2003-06-04 | 2005-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture Plugging |
US20050230107A1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-10-20 | Mcdaniel Billy W | Methods of well stimulation during drilling operations |
US20060169453A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Kickoff plugs comprising a self-degrading cement in subterranean well bores |
Family Cites Families (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
US3998272A (en) * | 1975-04-21 | 1976-12-21 | Union Oil Company Of California | Method of acidizing wells |
US4387769A (en) * | 1981-08-10 | 1983-06-14 | Exxon Production Research Co. | Method for reducing the permeability of subterranean formations |
US4716964A (en) * | 1981-08-10 | 1988-01-05 | Exxon Production Research Company | Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion |
US4715967A (en) * | 1985-12-27 | 1987-12-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations |
US4986355A (en) * | 1989-05-18 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker |
CN1041321C (zh) * | 1991-02-11 | 1998-12-23 | 大庆石油管理局井下作业公司 | 水溶性地层暂堵剂及其制备方法 |
US6716964B1 (en) * | 1997-12-12 | 2004-04-06 | Saint Louis University | CtIP, a novel protein that interacts with CtBP and uses therefor |
US5990051A (en) * | 1998-04-06 | 1999-11-23 | Fairmount Minerals, Inc. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers |
US6419019B1 (en) * | 1998-11-19 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets |
US6025304A (en) * | 1998-12-15 | 2000-02-15 | Marathon Oil Company | Permeability or fluid mobility reduction treatment for a hydrocarbon-bearing formation using a dual molecular weight polymer gel |
US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
US6380138B1 (en) * | 1999-04-06 | 2002-04-30 | Fairmount Minerals Ltd. | Injection molded degradable casing perforation ball sealers fluid loss additive and method of use |
US6837309B2 (en) * | 2001-09-11 | 2005-01-04 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and fluid compositions designed to cause tip screenouts |
MXPA05003835A (es) * | 2002-10-28 | 2005-06-22 | Schlumberger Technology Bv | Deposito de solidos de autodestruccion. |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
US7114567B2 (en) * | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
CN100494624C (zh) * | 2003-06-18 | 2009-06-03 | 长庆石油勘探局工程技术研究院 | 一种产生多缝水力压裂工艺 |
US7172022B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-02-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing degradable materials and methods of cementing in subterranean formations |
WO2006014951A2 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well |
CN1597837A (zh) * | 2004-08-05 | 2005-03-23 | 北京卓辰基业技术开发有限公司 | 水溶性压裂酸化暂堵剂 |
US20060032633A1 (en) | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
US7350572B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
US7273099B2 (en) * | 2004-12-03 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
US7677312B2 (en) * | 2007-07-30 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable cement compositions containing degrading materials and methods of cementing in wellbores |
-
2005
- 2005-12-05 US US11/294,983 patent/US7380600B2/en active Active
-
2006
- 2006-11-27 WO PCT/IB2006/054462 patent/WO2007066254A2/en active Application Filing
- 2006-11-27 CA CA2632442A patent/CA2632442C/en active Active
- 2006-11-27 EA EA200870014A patent/EA015181B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-11-27 CN CNA2006800458901A patent/CN101351523A/zh active Pending
- 2006-11-27 CN CN201310276469.3A patent/CN103352683B/zh active Active
- 2006-12-04 AR ARP060105346A patent/AR057963A1/es active IP Right Grant
-
2008
- 2008-08-08 US US12/126,501 patent/US8167043B2/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20030060374A1 (en) * | 2001-09-26 | 2003-03-27 | Cooke Claude E. | Method and materials for hydraulic fracturing of wells |
US20050000690A1 (en) * | 2003-06-04 | 2005-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture Plugging |
US20040261993A1 (en) * | 2003-06-27 | 2004-12-30 | Nguyen Philip D. | Permeable cement and sand control methods utilizing permeable cement in subterranean well bores |
US20050230107A1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-10-20 | Mcdaniel Billy W | Methods of well stimulation during drilling operations |
US20060169453A1 (en) * | 2005-02-01 | 2006-08-03 | Savery Mark R | Kickoff plugs comprising a self-degrading cement in subterranean well bores |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2483209C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
RU2663847C2 (ru) * | 2014-07-02 | 2018-08-10 | Везерфорд Текнолоджи Холдингз, ЛЛК | Система и способ для моделирования и планирования сетей трещен импульсного разрыва пласта |
US10132147B2 (en) | 2014-07-02 | 2018-11-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | System and method for modeling and design of pulse fracturing networks |
RU2679202C2 (ru) * | 2014-11-14 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки скважины |
RU2677514C2 (ru) * | 2014-11-26 | 2019-01-17 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Обработка скважины |
RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AR057963A1 (es) | 2007-12-26 |
US20060113077A1 (en) | 2006-06-01 |
CN101351523A (zh) | 2009-01-21 |
US7380600B2 (en) | 2008-06-03 |
CA2632442C (en) | 2010-03-23 |
EA200870014A1 (ru) | 2009-12-30 |
CN103352683B (zh) | 2018-01-26 |
US8167043B2 (en) | 2012-05-01 |
CA2632442A1 (en) | 2007-06-14 |
CN103352683A (zh) | 2013-10-16 |
WO2007066254A2 (en) | 2007-06-14 |
US20080289823A1 (en) | 2008-11-27 |
WO2007066254A3 (en) | 2007-10-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA015181B1 (ru) | Способ защиты пласта во время скважинной операции | |
US7775278B2 (en) | Degradable material assisted diversion or isolation | |
CA2679662C (en) | Circulated degradable material assisted diversion | |
RU2640618C2 (ru) | Способ обработки скважины с отведением с помощью способного разлагаться материала | |
US8074715B2 (en) | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries | |
RU2666566C2 (ru) | Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта | |
US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
Hayavi et al. | Application of polymeric relative permeability modifiers for water control purposes: Opportunities and challenges | |
Thabet et al. | Changing the game in the stimulation of thick carbonate gas reservoirs | |
Bruist | Better performance of Gulf Coast wells | |
Bist et al. | Diverting agents in the oil and gas industry: A comprehensive analysis of their origins, types, and applications | |
Krueger | Advances in well completion and stimulation during JPT's first quarter century | |
CA3112252A1 (en) | Wellbore treatment fluids comprising composite diverting particulates | |
Sabaa et al. | Effective zonal isolation using organic crosslinked polymer maximized production of mature fields | |
Pandey | Well Stimulation Techniques | |
CA2944340A1 (en) | Compositons and methods for curing lost circulation | |
Pirayesh | Application of fracturing technology in improving volumetric sweep efficiency in enhanced oil recovery schemes |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
QB4A | Registration of a licence in a contracting state |