EA020512B1 - Способ дифференциального травления трещины подземного пласта - Google Patents
Способ дифференциального травления трещины подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA020512B1 EA020512B1 EA201070965A EA201070965A EA020512B1 EA 020512 B1 EA020512 B1 EA 020512B1 EA 201070965 A EA201070965 A EA 201070965A EA 201070965 A EA201070965 A EA 201070965A EA 020512 B1 EA020512 B1 EA 020512B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- crack
- acid
- fluid
- fracture
- particles
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000005530 etching Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 36
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 10
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 25
- 239000010408 film Substances 0.000 description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 13
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 4
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 4
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 3
- 239000010409 thin film Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 2
- 239000002390 adhesive tape Substances 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004831 Hot glue Substances 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000012812 sealant material Substances 0.000 description 1
- 239000004590 silicone sealant Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- ing And Chemical Polishing (AREA)
- Coating By Spraying Or Casting (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области интенсификации скважин, проходящих через подземные пласты. Разработан способ дифференциальной кислотной обработки подземной трещины, при котором маскирующий материал наносится неоднородным образом на поверхности трещины. Последующая обработка кислотой или химически активной текучей средой создает неоднородный рисунок травления, в значительной степени зависящий от геометрии размещения маскирующего материала, и после смыкания трещины указанные неравности создают несовпадение геометрии смыкающихся поверхностей, что создает в трещине каналы с открытой проводимостью.
Description
(57) Изобретение относится к области интенсификации скважин, проходящих через подземные пласты. Разработан способ дифференциальной кислотной обработки подземной трещины, при котором маскирующий материал наносится неоднородным образом на поверхности трещины. Последующая обработка кислотой или химически активной текучей средой создает неоднородный рисунок травления, в значительной степени зависящий от геометрии размещения маскирующего материала, и после смыкания трещины указанные неравности создают несовпадение геометрии смыкающихся поверхностей, что создает в трещине каналы с открытой проводимостью.
020512 Β1
Изобретение относится к способам интенсификации скважин, проходящих через подземные пласты. В частности, изобретение относится к кислотной обработке и способам предпочтительного травления поверхностей трещин гидравлического разрыва с формированием неоднородного рисунка травления. Этот рисунок травления поверхностей трещин, полученных в результате гидравлического и химического воздействия, имеет геометрию, обеспечивающую проницаемый для жидкости канал от конца трещины к стволу скважины. Благодаря этой улучшенной геометрии, травления можно достигнуть повышенного притока жидкости из пласта к стволу скважины.
Патентный документ И8 20050113263 описывает использование системы, содержащей агент, способный растворять по меньшей мере один компонент пласта, и частицы инертного твердого вещества, которые могут препятствовать взаимодействию растворяющего агента с поверхностью трещин в местах соприкосновения с ними. Эти инертные частицы должны иметь такую форму или обладать способностью деформации с принятием такой формы, которая обеспечивает возможность покрытия этими частицами части поверхности трещины, а не только соприкасаться с указанной поверхностью в точках или по линиям контакта.
В патентном документе И8 20060058197 описываются различные инертные твердые частицы в комбинации с кислотной системой замедленного действия, основным компонентом которой является твердое вещество, являющееся предшественником для образования кислоты.
В публикации \УО 2008143544 описываются способы повышения проницаемости вблизи/между столбиками или образовавшимися зонами расклинивающего наполнителя. Эти идеи предусматривают следующее. Растворяющая жидкость или жидкая среда, содержащая окислитель/разрушитель полимера вводится в сеть расклиненных трещин после их создания. Использование текучей среды на основе кислоты или иной химически активной текучей среды, протравливающей открытую поверхность породы, существующую между/вблизи столбиков расклинивающего агента. Покрытие расклинивающего наполнителя смолой, которая при воздействии напряжений связывает друг с другом частицы традиционного расклинивающего наполнителя, образуя на поверхности трещины маскировочное покрытие или барьер.
Патенты И8 6114410, И8 6328105 В1 описывают усовершенствованный расклинивающий наполнитель и способ увеличения проницаемости трещин в подземных пластах. Этот расклинивающий наполнитель содержит смесь частиц, способных к склеиванию друг с другом и удалению. Частицы, способные к склеиванию, могут быть покрыты отверждающейся смолой. Находящиеся в пласте, способные к склеиванию частицы прилипают к находящимся рядом с ними аналогичным частицам, образуя постоянную самоподдерживающуюся матрицу, и удаляемые частицы из данной матрицы обеспечивают условия разрыва. Это увеличивает проницаемость трещин и общую производительность скважины.
Патентный документ И8 20050274523 А1 раскрывает способ обработки подземных скважин, включающий первоначальный ввод в пласт первой текучей среды для гидравлического разрыва с последующим вводом в пласт второй текучей среды для гидравлического разрыва для создания в пласте каналов для текучей среды с повышенной проницаемостью. Используемые жидкости для гидравлического разрыва пласта могут иметь одинаковую плотность, вязкость, рН и другие характеристики. Альтернативно, эти текучие среды могут различаться по плотности, вязкости и рН, что обеспечивает возможность изменения образовавшихся проницаемых каналов. Для дополнительного увеличения проницаемости образовавшихся каналов в одну или обе вводимые текучие среды для гидравлического разрыва также могут добавляться расклинивающие наполнители. Описанные способы помогают в снижении до минимума проблем, связанных с выносом проппанта из трещины в скважину, которые обычно возникают при использовании гидравлического разрыва пласта.
Целью настоящего изобретения является создание способов дифференциального травления поверхностей трещин, обеспечивающих снижение тенденции кислоты или любой химически активной текучей среды к равномерному взаимодействию с поверхностью трещин, в основном, в карбонатных пластах. Настоящие изобретения могут использоваться применительно к любому пласту, который может быть протравлен химически активной текучей средой. Увеличение неравномерности рисунка травления поверхности необходимо для создания проницаемых каналов вдоль поверхностей трещин.
Согласно изобретению создан способ дифференциального травления поверхностей трещин в подземном пласте, при котором размещают маскирующий материал, по существу, равномерно на поверхностях трещины и выполняют их последующую обработку кислотой или химически активной текучей средой с созданием неоднородного рисунка травления на поверхностях трещины, зависящего в значительной степени от аномалий или слабых зон в размещенном маскирующем материале и обеспечивающего при закрытии трещины несовпадение геометрии смыкающихся поверхностей трещины и создания по меньшей мере одного открытого канала для течения текучей среды в трещине.
При осуществлении способа осуществляется обработка поверхностей трещин кислотой.
Маскирующий материал можно размещать на поверхности трещины в виде пленки, по существу, с одинаковой толщиной.
Маскирующий материал может представлять собой текучую среду.
Пленка может образовываться на поверхностях трещины из твердых частиц, которые затем переходят в жидкую фазу.
- 1 020512
Согласно другому варианту создан способ дифференциального травления трещины в подземном пласте, при котором закачивают в трещину изначально нелипкие или неадгезивные частицы материала с помощью текучей среды гидроразрыва или других перемещающих средств, при этом по истечении определенного времени частицы материала проявляют свойства адгезии и взаимодействуют друг с другом или поверхностью трещины с обеспечением неравномерного распределения указанного материала в трещине, и выполняют последующую обработку кислотой или химически активной текучей средой поверхностей трещины, при этом агломерированные частицы материала препятствуют или ограничивают поток кислоты или химически активной текучей среды через них и приводят к обхождению их указанным потоком с созданием неоднородного рисунка травления на поверхностях трещины.
Агломерированные частицы материала могут перемещаться вдоль обрабатываемых поверхностей трещины с меньшей скоростью, чем скорость потока кислоты или химически активной текучей среды.
Агломерированные частицы материала могут внедряться в поверхности трещины под действием напряжения закрытия трещины и/или пластовых температур.
Частицы материала могут приобретать адгезивные свойства через определенный интервал времени после их перемещения через перфорации в трещину.
Частицы материала могут иметь форму пластин, шариков, полосок, волокон или их комбинаций.
Частицы материала могут иметь слой или покрытие из клейкого и неклейкого материала, нанесенного поверх сердцевины частицы.
Частицы материала могут приобретать адгезивные свойства благодаря химическим или физическим изменениям или переходам на поверхностях частиц. Указанные изменения или переходы на поверхностях частиц могут вызываться различными механизмами, включающими в себя, по меньшей мере, одно из тепла, давления, кинетики растворения, скорости сдвига, трения и добавки химического агента.
Подробное описание изобретения
При кислотных обработках зон гидроразрыва кислота закачивается в гидравлический разрыв, предпочтительно, по всей длине структуры трещины (т.е. от ствола скважины до конца трещины). Кислотные жидкости обычно закачиваются в карбонатные породы. Цель этих обработок заключается в создании в породе таких неравномерностей, которые при смыкании противоположных поверхностей трещин обеспечивают несовпадение геометрии смыкающихся поверхностей. При отсутствии влияния прочих факторов дифференциальное травление обычно является результатом локальных неоднородностей в исходной породе пласта. Необходимо, чтобы получаемая новая геометрия стенок трещины обеспечивала канал для прохождения добываемой текучей среды или вводимых жидкостей, что также возможно вдоль трещины.
Основной проблемой, возникающей при кислотных обработках зон гидроразрыва, являются скорости реакции кислоты с породой. Взаимодействие кислоты с породой часто протекает равномерно, особенно, в ограниченных областях разрыва. В этом случае получаемый рисунок травления является недостаточно неравномерным для формирования после смыкания трещины проницаемых каналов, проходящих вдоль ее поверхности. Это часто происходит в том случае, когда скорость доставки кислоты к поверхности трещины намного ниже скорости взаимодействия кислоты с породой. Для частичного снятия или снижения до минимума этих проблем предпринимались попытки использования нескольких способов. Один из этих способов заключается во временной изоляции активной кислоты от взаимодействия с породой. Это может быть осуществлено различными способами, такими как эмульгирование или инкапсулирование кислоты с ее последующим освобождением, производимым позднее в том месте, где это необходимо. Второй способ заключается в задержке процесса образования кислоты. Было описано несколько систем для образования кислоты в трещине после их введения в скважину. Третий способ предусматривает закачивание некислотных и кислотных жидкостей, которые при течении образуют языки взаимопроникновения, тем самым создавая неравномерные рисунки травления.
В последних опубликованных патентных заявках компании Шлюмбергер Текноложди И820050113263, и820060058197 раскрыты изобретения, целью которых было получение неоднородной структуры при кислотной обработке гидроразрыва за счет использования инертных маскирующих агентов. Целью дополнительных изобретений, представленных в этих документах, является дополнение и усовершенствование идей, выраженных в этих патентных заявках. В частности, в формуле изобретения упомянутых выше патентных заявок отсутствует четкое описание способов осуществления данного изобретения.
Первый вариант осуществления изобретения относится к использованию в качестве маскирующих агентов инертных частиц, способных вдавливаться в породу пласта или образовывать на поверхности породы пленку или осадок. В поданных ранее заявках инертная частица описывается как имеющая такую форму, структуру или свойства, которые обеспечивали бы их соответствие одной или обеим поверхностям трещины и подавление взаимодействия кислоты с породой в тех местах, в которых форма частицы соответствует форме поверхности трещины. Эти маскирующие агенты неравномерно распределяются в трещине, покрывая часть ее поверхностей и предотвращая взаимодействие кислоты с участками поверхности трещины, которые покрыты маскирующим агентом. Не прореагировавшие с кислотой участки поверхностей трещины образуют небольшие выступы, которые при смыкании подвергшейся травлению трещины способны удерживать ее в открытом состоянии. Открытая поверхность трещины обладает
- 2 020512 практически бесконечной проницаемостью. Иллюстрация этого принципа показана на фиг. 1. В этом варианте маскирующий материал, позволивший создать столбчатую (опорную) структуру, может остаться на своих местах или может раствориться. Это же будет справедливо для всех остальных маскирующих агентов, перечисленных в данном описании. В предыдущем описании обычно подразумевалось, что маскирующий материал представляет собой твердую инертную частицу, которая в процессе создания кислой среды остается на поверхности трещины.
На фиг. 2Ά-2Ό показан вид сбоку трещины гидроразрыва.
На фиг. 2А инертный маскирующий материал неравномерно распределен в трещине.
На фиг. 2В трещина смыкается, что приводит к сжатию инертного материала.
На фиг. 2С трещина подвергается гидравлическому давлению химически активной жидкостью (показана стрелкой). Большая часть инертного маскирующего материала смещается со своего первоначального положения, проталкивается дальше вниз по трещине. Некоторое количество маскирующего агента остается позади. В области I этот остаток маскирующего агента проник в породу. В области II этот остаток оставил после себя на поверхности породы лишь тонкую пленку. В области III вообще не осталось никаких следов маскирующего агента.
На фиг. 2Ό остаток маскирующего агента в областях I и II защищает поверхность породы от химически активной текучей средой (стрелки). На участках, покрытых маскирующим агентом, поверхность породы остается в исходном состоянии. В области III происходит равномерное травление породы химически активной жидкостью.
На фиг. 2Е при смыкании трещины защищенные области I и II представляют собой выступы и играют роль опор (распорок), удерживающих трещину в открытом состоянии. В области III, где происходило равномерное травление породы, трещина смыкается.
Как показано на фиг. 2, могут действовать несколько сценариев, согласно которым основное количество маскирующего материала может быть вынесено или удалено из трещины иным способом, однако небольшая часть этого материала, запрессованная в поверхность породы или оставившая после себя тонкую пленку, обеспечивает достаточную защиту от травления для таких участков. В этом процессе образования пленки или напрессованного осадка поверхность маскирующего агента может подвергаться фазовому изменению (переход из твердого состояния в жидкость и, возможно, снова в твердое состояние).
Второй вариант осуществления изобретения относится к использованию текучей среды, из которой на поверхность трещины осаждается относительно равномерная пленка. Ее можно сравнить с фильтрационной коркой, однако, ее основное назначение состоит не в предотвращении потерь (фильтрации) текучей среды. Такая пленка создает барьер, ограничивающий влияние кислоты на расположенную под пленкой материнскую породу. Вследствие трудностей, связанных с нанесением полностью равномерной пленки, эта структура, очевидно, будет иметь естественные дефекты или слабые зоны, через которые будет проникать кислота. Так как проникновение кислоты происходит в определенных местах, то порода, расположенная под слабой пленкой начнет растворяться. При условии контролируемой продолжительности воздействия кислоты это может привести к неравномерному травлению породы, в результате которого образуются столбчатые структуры. Более подробно эта ситуация проиллюстрирована на фиг. 3.
На фиг. 3А-3Е показан вид сбоку трещины гидроразрыва.
На фиг. ЗА показано, что трещина гидроразрыва сохраняет открытую конфигурацию за счет применения стандартной текучей среды для гидроразрыва.
На фиг. ЗВ показано, что в зону гидроразрыва закачивается вторая текучая среда, показанная стрелками, которая оставляет после себя на поверхности трещины относительно равномерную пленку или осадок.
На фиг. ЗС показано, что в зону гидроразрыва закачивается химически активная текучая среда, показанная стрелками. В дефектных или слабых областях пленки кислота начнет проникать через этот слой и взаимодействовать с расположенной под ним материнской породой.
На фиг. 3Ό показано, что трещина промывается промывочной текучей средой или текучей средой для гидроразрыва пласта, показанной стрелками. На поверхности может остаться пленка желтого цвета или же эта пленка могла быть удалена.
На фиг. 3Е показано, что трещина смыкается. Рисунок травления может быть неоднородным и не соответствовать рисунку другой стороны трещины, при этом формируются высокие и низкие участки. Образующаяся структура имеет небольшие каналы, которые остаются открытыми даже после приложения закрывающего напряжения к поверхности породы.
В рамках настоящего изобретения также должен учитываться тот факт, что равномерно нанесенное твердое вещество также служит для достижения этой цели. При таком сценарии твердое вещество может быть помещено в трещину, а затем под воздействием тепла и давления оно с течением времени может быть превращено в жидкость.
Третий вариант осуществления изобретения относится к использованию частиц, способных самостоятельно слипаться (агломерировать) с целью изменения характеристик потока жидкости в трещине. Этот материал закачивается в виде частиц относительно небольшого размера (частицы в виде волокон, полосок, пластинок, шариков и т.п.), которые могут пройти через отверстия перфорации в обсадной тру- 3 020512 бе. Но после прохождения через отверстия этот материал подвергается превращению, которое способствует агломерации частиц материала. Процесс агломерации может быть скорректирован путем изменения ряда параметров (температура, химический состав рабочей текучей среды, время, давление, и т.д.).
Один из возможных способов использования этих самостоятельно агломерирующих полосок, обеспечивающих изменение направления потока кислоты, показан на фиг. 4.
На фиг. 4 показан вид ствола скважины, отверстия и трещины гидроразрыва, созданной при осуществлении способов, приведенных в данном описании.
На фиг. 4А серым цветом показаны области, подвергшиеся воздействию стандартной текучей среды для гидроразрыва. Области структур, показанные черным цветом, показывают частицы твердого материала. В этом варианте указанным материалом являются полоски или волокна с соответствующим покрытием. Эти волокна подаются в ствол скважины и проходят через отверстия в виде отдельных частиц. После прохождения через отверстия частицы начинают слипаться и образовывать агломераты. Количество и размер агломерировавшего материала может изменяться.
На фиг. 4В химически активная текучая среда закачивается в трещину, как показано стрелками. В зоне, прилегающей к стволу скважины, текучая среда равномерно проходит черед трещину. Однако в местах соприкосновения с агломератами материала происходит затруднение течения текучей среды. Предпочтительным является прохождение потока вокруг этих агломератов, а не через них.
На фиг. 4С показана геометрия поверхностей трещины, получаемая после завершения обработки. Поверхность трещины протравлена во многих местах, что показано заштрихованной областью. Однако вблизи мест осаждения агломерированного материала степень травления породы меньше (черный цвет). Затем эти структуры играют роль опор, поддерживающих трещину и поддерживающих ее в открытом состоянии.
Необходимо, чтобы эти агломераты частиц могли застревать или хотя бы перемещаться со скоростью, меньшей, чем скорость основной (несущей) жидкости. Тогда это создает условия для прохождения потока жидкостей вокруг, а не через этот агломерированный материал. Если химически активная текучая среда проходит через трещину, содержащую такие структуры, то геометрия поверхности, получаемая в пределах этих агломератов, должна создавать участки меньшего травления в виде выступов и бугорков (участки породы, на которых воздействие кислоты было меньшим, чем на других участках). Далее эти выступы могут служить в качестве опор, сохраняющих сомкнувшуюся трещину в открытом состоянии.
Примеры
1) Эксперимент для первого варианта осуществления изобретения.
Поверхность блока известняка ОпЛапа ЫтеЧопе) размером 17,8x7,6x1,9 см была селективно покрыта тонкой пленкой силиконового материала-герметика (теплостойкий герметик 03-1566 компании Ωο\υ). Этот материал обильно наносился на выбранные участки поверхности материала, после чего был удален путем соскабливания. Нанесение и удаление этого герметика производится несколько раз (последовательно). После этого поверхность блока легко протиралась рукой с целью удаления возможно большего количества материала-герметика.
После этого в течение примерно 5 мин блок подвергался воздействию 37%-ного раствора НС1 при комнатной температуре и атмосферном давлении. Травление поверхности известняка происходило неравномерно с преимущественным травлением в зонах, не покрытых защитным материалом-герметиком. Поверхность блока в обработанных герметиком зонах была заметно менее шероховатой.
2) Эксперимент для второго варианта осуществления изобретения.
Поверхности блоков известняка (ПзПтапа Ыше81опе) размером 8,5х4,1х2,6 см были покрыты толстым слоем стандартного термоклея (сополимер этиленвинилацетата). После этого блоки были прижаты друг к другу, нагреты до 80°С и оставлены в этом состоянии в течение нескольких дней. После этого блоки были извлечены из печки и отделены друг от друга. Избыток клея удалялся с поверхности каменных блоков путем соскабливания. Этот процесс был повторен с целью получения равномерного покрытия. Один из блоков с равномерно нанесенным покрытием был погружен примерно на 5 мин в концентрированный раствор НС1 (37%). После извлечения из раствора было замечено, что рисунок травления поверхности является неравномерным, а в некоторых участках, на которых клей все еще присутствовал, травление поверхности было минимальным.
3) Эксперимент для третьего варианта осуществления изобретения.
Пленка на основе полимолочной кислоты была нанесена на поверхность из тефлона 2 (фиг. 5). После этого эта пленка, используемая в качестве подложки, была помещена между двумя слоями клейкого материала (в этом случае это была двусторонняя клейкая лента). Затем эта подложка с приклеенной к ней клейкой лентой была покрыта либо глюкозой, либо карбонатом кальция. Было установлено, что при погружении в воду полосок с покрытием из глюкозы происходило растворение слоя глюкозы, после чего поверхность полосок снова становилась клейкой. Полоски, покрытые карбонатом кальция, сохраняли покрытие даже после их погружения в воду.
При добавлении некоторого количества покрытых глюкозой тестовых полосок в текучую среду гидроразрыва в течение 15 с происходило образование агломератов из слипшихся полосок. Однако при
- 4 020512 добавлении в аналогичную текучую среду раствор похожих полосок, покрытых карбонатом кальция, образования агломератов из многослойных полосок не наблюдалось. После 10 мин перемешивания в раствор был добавлен 1 мл уксусной кислоты, кислота необходима для травления покрытия из карбоната кальция. Полученный раствор перемешивался еще в течение 5 мин, при этом слипания полосок не наблюдалось. Затем в этот же раствор было дополнительно введено еще 3 мл уксусной кислоты. Через две минуты после последнего добавления кислоты полоски клейкого материала начали прилипать друг к другу, образуя агломерированную массу.
Claims (4)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ дифференциального травления поверхностей трещин в подземном пласте, при котором размещают маскирующий материал равномерно на поверхностях трещины и выполняют их последующую обработку кислотой или химически активной текучей средой с созданием неоднородного рисунка травления на поверхностях трещины, обусловленного в значительной степени аномалиями или слабыми зонами в размещенном маскирующем материале и обеспечивающего при закрытии трещины несовпадение геометрии смыкающихся поверхностей трещины, и создание по меньшей мере одного открытого канала для перемещения текучей среды в трещине.
- 2. Способ по п.1, в котором маскирующий материал размещают на поверхности трещины в виде пленки с одинаковой толщиной.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором маскирующий материал представляет собой текучую среду.
- 4. Способ по п.2, в котором пленка образуется на поверхностях трещины из твердых частиц, которые затем переходят в жидкую фазу.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/RU2008/000089 WO2009104978A1 (en) | 2008-02-19 | 2008-02-19 | A method of differential etching of the subterranean fracture |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201070965A1 EA201070965A1 (ru) | 2011-02-28 |
EA020512B1 true EA020512B1 (ru) | 2014-11-28 |
Family
ID=40985727
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201070965A EA020512B1 (ru) | 2008-02-19 | 2008-02-19 | Способ дифференциального травления трещины подземного пласта |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
CA (1) | CA2712229C (ru) |
EA (1) | EA020512B1 (ru) |
GB (1) | GB2469784B (ru) |
MX (1) | MX2010008737A (ru) |
WO (1) | WO2009104978A1 (ru) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11124690B2 (en) | 2018-09-21 | 2021-09-21 | Conocophillips Company | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6328105B1 (en) * | 1998-07-17 | 2001-12-11 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
US20030106690A1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-06-12 | Boney Curtis L. | Methods for controlling screenouts |
US6632527B1 (en) * | 1998-07-22 | 2003-10-14 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
WO2006032833A1 (en) * | 2004-09-20 | 2006-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20080182761A1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-07-31 | Bj Services Company | Fracture Acidizing Method Utilitzing Reactive Fluids and Deformable Particulates |
-
2008
- 2008-02-19 CA CA2712229A patent/CA2712229C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-02-19 MX MX2010008737A patent/MX2010008737A/es active IP Right Grant
- 2008-02-19 EA EA201070965A patent/EA020512B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-02-19 WO PCT/RU2008/000089 patent/WO2009104978A1/en active Application Filing
- 2008-02-19 GB GB1014900.3A patent/GB2469784B/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6328105B1 (en) * | 1998-07-17 | 2001-12-11 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
US6632527B1 (en) * | 1998-07-22 | 2003-10-14 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
US20030106690A1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-06-12 | Boney Curtis L. | Methods for controlling screenouts |
US20050113263A1 (en) * | 2002-10-28 | 2005-05-26 | Brown J. E. | Differential etching in acid fracturing |
WO2006032833A1 (en) * | 2004-09-20 | 2006-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201070965A1 (ru) | 2011-02-28 |
GB2469784B (en) | 2012-12-19 |
WO2009104978A1 (en) | 2009-08-27 |
GB2469784A (en) | 2010-10-27 |
CA2712229A1 (en) | 2009-08-27 |
MX2010008737A (es) | 2010-08-31 |
CA2712229C (en) | 2013-01-22 |
GB201014900D0 (en) | 2010-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10989030B2 (en) | Synthetic sweet spots in tight formations by injection of nano encapsulated reactants | |
US7673686B2 (en) | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control | |
US8479816B2 (en) | Method of improving the conductivity of a fracture in the space between proppant pillars | |
US7681644B2 (en) | Managing lost returns in a wellbore | |
AU2014374459B2 (en) | Generating and enhancing microfracture conductivity | |
RU2016118283A (ru) | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке | |
US8857515B2 (en) | Silica control agents for use in subterranean treatment fluids | |
US20110312858A1 (en) | Composition and methods for oilfield application | |
CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
CA2655348C (en) | Methods for allowing multiple fractures to be formed in a subterranean formation from an open hole well | |
CA2920182C (en) | Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations | |
US20070007009A1 (en) | Methods of well stimulation and completion | |
WO2016076747A1 (en) | Chemical assisted selective diversion during multistage well treatments | |
NL8401385A (nl) | Werkwijze voor het winnen van koolwaterstoffen uit een ondergrondse formatie. | |
MX2013005237A (es) | Metodos para dar mantenimiento a pozos subterraneos. | |
EA020512B1 (ru) | Способ дифференциального травления трещины подземного пласта | |
Nguyen et al. | Maintain well productivity through inhibiting scale formation and controlling fines migration | |
US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
US9334713B2 (en) | Produced sand gravel pack process | |
GB2493299A (en) | A method of differential etching of the subterranean fracture | |
US20160264834A1 (en) | Controlling degradation rates of diverting agents | |
CA2724078A1 (en) | Well repair using swellable material in a remedial matrix | |
Liang et al. | Maintaining production of frac-packed wells by inhibiting scale buildup and fines migration | |
US11225599B2 (en) | Fiber surface finishing |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |