EA027037B1 - Method of treating a subterranean formation - Google Patents
Method of treating a subterranean formation Download PDFInfo
- Publication number
- EA027037B1 EA027037B1 EA201000792A EA201000792A EA027037B1 EA 027037 B1 EA027037 B1 EA 027037B1 EA 201000792 A EA201000792 A EA 201000792A EA 201000792 A EA201000792 A EA 201000792A EA 027037 B1 EA027037 B1 EA 027037B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- component
- fibers
- proppant
- well
- core
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 107
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 115
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 95
- 238000009739 binding Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 173
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 37
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims description 15
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 11
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 11
- 239000011258 core-shell material Substances 0.000 claims description 10
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 claims description 5
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 14
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 14
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 76
- 239000000463 material Substances 0.000 description 52
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 49
- 239000000047 product Substances 0.000 description 33
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 27
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 25
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 21
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 21
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 20
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 19
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 14
- 238000001723 curing Methods 0.000 description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 12
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 8
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 8
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 8
- -1 proppant Substances 0.000 description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 7
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 7
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 7
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 5
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 5
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 5
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 5
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 5
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 5
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 5
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 5
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 5
- 239000004820 Pressure-sensitive adhesive Substances 0.000 description 4
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical compound CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N limonene Chemical compound CC(=C)C1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 4
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 4
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 4
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 4
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 4
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 4
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 4
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 4
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 4
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 3
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 3
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 3
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 3
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- PRBHEGAFLDMLAL-GQCTYLIASA-N (4e)-hexa-1,4-diene Chemical compound C\C=C\CC=C PRBHEGAFLDMLAL-GQCTYLIASA-N 0.000 description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 2
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 2
- 229920000914 Metallic fiber Polymers 0.000 description 2
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 229920001903 high density polyethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004700 high-density polyethylene Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 description 2
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000004137 mechanical activation Methods 0.000 description 2
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 2
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 2
- 229920001281 polyalkylene Polymers 0.000 description 2
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 description 2
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- GRWFGVWFFZKLTI-UHFFFAOYSA-N rac-alpha-Pinene Natural products CC1=CCC2C(C)(C)C1C2 GRWFGVWFFZKLTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 229920001897 terpolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000007725 thermal activation Methods 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- WTARULDDTDQWMU-RKDXNWHRSA-N (+)-β-pinene Chemical compound C1[C@H]2C(C)(C)[C@@H]1CCC2=C WTARULDDTDQWMU-RKDXNWHRSA-N 0.000 description 1
- WTARULDDTDQWMU-IUCAKERBSA-N (-)-Nopinene Natural products C1[C@@H]2C(C)(C)[C@H]1CCC2=C WTARULDDTDQWMU-IUCAKERBSA-N 0.000 description 1
- GRWFGVWFFZKLTI-IUCAKERBSA-N 1S,5S-(-)-alpha-Pinene Natural products CC1=CC[C@@H]2C(C)(C)[C@H]1C2 GRWFGVWFFZKLTI-IUCAKERBSA-N 0.000 description 1
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002972 Acrylic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 239000004640 Melamine resin Substances 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- WTARULDDTDQWMU-UHFFFAOYSA-N Pseudopinene Natural products C1C2C(C)(C)C1CCC2=C WTARULDDTDQWMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 description 1
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006087 Silane Coupling Agent Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- XCPQUQHBVVXMRQ-UHFFFAOYSA-N alpha-Fenchene Natural products C1CC2C(=C)CC1C2(C)C XCPQUQHBVVXMRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MVNCAPSFBDBCGF-UHFFFAOYSA-N alpha-pinene Natural products CC1=CCC23C1CC2C3(C)C MVNCAPSFBDBCGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 description 1
- 239000004760 aramid Substances 0.000 description 1
- 229920006231 aramid fiber Polymers 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229930006722 beta-pinene Natural products 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 229910002106 crystalline ceramic Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011222 crystalline ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000006092 crystalline glass-ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 229920006332 epoxy adhesive Polymers 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000013305 flexible fiber Substances 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- LCWMKIHBLJLORW-UHFFFAOYSA-N gamma-carene Natural products C1CC(=C)CC2C(C)(C)C21 LCWMKIHBLJLORW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920000554 ionomer Polymers 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 235000001510 limonene Nutrition 0.000 description 1
- 229940087305 limonene Drugs 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002557 mineral fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011490 mineral wool Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N phenol group Chemical group C1(=CC=CC=C1)O ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006069 physical mixture Substances 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001083 polybutene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 150000003097 polyterpenes Chemical class 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 210000001991 scapula Anatomy 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 description 1
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000057 synthetic resin Substances 0.000 description 1
- 150000003505 terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009941 weaving Methods 0.000 description 1
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- 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
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
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)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Nonwoven Fabrics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Multicomponent Fibers (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Chemical Or Physical Treatment Of Fibers (AREA)
Abstract
Description
Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Сущность данного изобретения относится к добыче углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, сущность изобретения относится к способам использования композиций флюида для добычи углеводородов из подземных пластов.The essence of this invention relates to the production of hydrocarbons from underground formations. More specifically, the invention relates to methods for using fluid compositions to produce hydrocarbons from subterranean formations.
Нежелательный перенос или обратный вынос твердой фазы пласта в виде мелких частиц в процессе добычи нефти или других пластовых флюидов из подземного пласта может представлять проблему для промышленной эксплуатации. Например, твердые частицы, переносимые из пласта, могут сужать поток в стволе скважине, ограничивая или полностью останавливая добычу пластового флюида. Кроме того, переносимые твердые частицы могут существенно увеличивать жидкостное трение, тем самым повышая требования к насосному оборудованию, и могут приводить к значительному износу эксплуатационного оборудования, особенно насосов и уплотнений, используемых в процессе добычи. И, наконец, необходимо отделять нежелательную твердую фазу, содержащуюся в добываемом продукте, чтобы обеспечить его промышленное использование.Unwanted transfer or reverse removal of the solid phase of the formation in the form of small particles during the production of oil or other formation fluids from the underground formation can be a problem for industrial operation. For example, solids transported from the formation can narrow the flow in the wellbore, restricting or completely stopping production of the formation fluid. In addition, the transported solid particles can significantly increase fluid friction, thereby increasing the requirements for pumping equipment, and can lead to significant deterioration of production equipment, especially pumps and seals used in the production process. And finally, it is necessary to separate the unwanted solid phase contained in the produced product in order to ensure its industrial use.
В некоторых случаях нежелательный обратный вынос частиц может происходить не из-за характеристик пласта, таких как недостаточное закрепление, а из-за обратного выноса проппанта, используемого в операции гидравлического разрыва пласта (ГРП). Когда происходит обратный вынос проппанта, частицы проппанта становятся нежелательными примесями наподобие любых нежелательных твердых частиц пласта, так как они могут вызывать те же эксплуатационные проблемы.In some cases, undesired particle backflow may not be due to formation characteristics, such as inadequate anchorage, but because of proppant backflow used in hydraulic fracturing (Fracturing) operations. When proppant backflow occurs, proppant particles become undesirable impurities like any unwanted solid particles in the formation, as they can cause the same operational problems.
Чтобы решить проблему переноса или обратного выноса нежелательных частиц, были разработаны многочисленные методики и композиции. Например, в рыхлых пластах общепринятой практикой является использование фильтрующего слоя гравия в зоне около забоя скважины, препятствующего переносу частиц рыхлого пласта в скважинные флюиды. Обычно операции так называемой гравийной засыпки включают закачивание и размещение некоторого количества гравия и/или песка, соответствующего по размеру номеру сита от 10 до 60 (согласно американской система стандартных сит), в рыхлый пласт рядом с забоем скважины. В других случаях частицы гравия или проппанта могут подвергаться связыванию для образования пористой матрицы, таким образом облегчая отфильтровывание и удержание массы несвязанных частиц, переносимых в призабойную зону. Иногда частицы гравия или проппанта покрывают полимером, частично отвержденным или отверждаемым на месте посредством химического связующего вещества. В других случаях на частицы гравия наносились связующие вещества для образования пористой матрицы.Numerous techniques and compositions have been developed to solve the problem of transporting or re-transporting unwanted particles. For example, in loose formations, it is common practice to use a filter layer of gravel in the area near the bottom of the well, which prevents the transfer of particles of the loose formation into the well fluids. Typically, operations of so-called gravel backfill include pumping and placing a certain amount of gravel and / or sand, corresponding in size to a sieve number from 10 to 60 (according to the American standard sieve system), into a loose formation near the bottom of the well. In other cases, gravel or proppant particles can be bound to form a porous matrix, thereby facilitating the filtering and retention of the mass of unbound particles transported to the bottomhole zone. Sometimes gravel or proppant particles are coated with a polymer partially cured or in place cured by a chemical binder. In other cases, binders were applied to the gravel particles to form a porous matrix.
Будет очевидным, что гравийная засыпка может оказаться дорогостоящей и сложной операцией и, к сожалению, не полностью исключает образование частиц пласта. Кроме того, некоторые скважины нестабильны, и потому не могут подвергаться гравийной засыпке.It will be apparent that gravel filling can be an expensive and complex operation and, unfortunately, does not completely preclude formation of formation particles. In addition, some wells are unstable, and therefore cannot be subjected to gravel backfill.
Патенты США №№ 5330095; 5439055; 5501275 и 5782300 дают другой подход к проблеме снижения обратного выноса частиц. В этих патентах представлена информация по использованию волокон и других материалов, надлежащим образом диспергированных в пористой массе, для предотвращения обратного выноса частиц. Используемые материалы включают, но не ограничиваются следующими материалами: стекловолокно, керамика, углеволокно, полимеры, а также пластинки из стекла, металла и полимеров. Однако, насколько известно в настоящее время, многокомпонентные волокна не использовались и не предлагались к использованию в каких-либо применениях для обслуживания скважин. Под многокомпонентными волокнами мы подразумеваем волокна, которые имеют две или более различных фаз, областей или химических составов; другими словами, две или более областей, которые различаются физически или химически или физически и химически. Так как многокомпонентные волокна имеют по меньшей мере две различные области, то их можно моделировать для получения нескольких полезных свойств, а эти свойства можно привести в соответствие с потребностями в большей степени, чем свойства однокомпонентного волокна. В качестве одного из многих примеров материал внутренней сердцевины волокна типа сердцевина-оболочка можно выбрать для обеспечения прочности, гибкости и надежности, тогда как материал наружного слоя можно выбрать в расчете на получение необходимых адгезивных свойств.U.S. Patent Nos. 5,330,095; 5,439,055; 5501275 and 5782300 give a different approach to the problem of reducing the return of particles. These patents provide information on the use of fibers and other materials appropriately dispersed in a porous mass to prevent particle backflow. Used materials include, but are not limited to the following materials: fiberglass, ceramics, carbon fiber, polymers, as well as plates of glass, metal and polymers. However, as far as is currently known, multicomponent fibers were not used and were not offered for use in any applications for servicing wells. By multicomponent fibers we mean fibers that have two or more different phases, regions or chemical compositions; in other words, two or more areas that differ physically or chemically or physically and chemically. Since multicomponent fibers have at least two different regions, they can be modeled to obtain several useful properties, and these properties can be brought into line with the needs to a greater extent than the properties of a single-component fiber. As one of many examples, the material of the inner core of the fiber type core-sheath can be selected to provide strength, flexibility and reliability, while the material of the outer layer can be selected in order to obtain the necessary adhesive properties.
Независимо от эффективности подходов, описанных в предыдущих патентах, в которых используются волокна для регулирования переноса твердых частиц, имеется возможность для достижения даже большей эффективности регулирования или препятствования переносу твердых частиц в начале, во время или после обработок скважин, а также в других операциях внутрискважинной обработки. Поэтому целью данного изобретения являются способы, обеспечивающие улучшенное регулирование или снижение миграции, переноса или обратного выноса твердых частиц в начале, во время или после выполнения ряда операций по обслуживанию скважин при разнообразных условиях. Настоящее изобретение также направлено на решение этих проблем в контексте поддержания в основном одинаковой гидропроводности в пласте.Regardless of the effectiveness of the approaches described in previous patents that use fibers to control the transfer of solid particles, it is possible to achieve even greater control efficiency or to prevent the transfer of solid particles at the beginning, during or after well treatments, as well as in other downhole operations . Therefore, the purpose of this invention are methods that provide improved regulation or reduction of migration, transfer or return of solids at the beginning, during or after a series of operations for servicing wells under various conditions. The present invention also addresses these problems in the context of maintaining substantially the same hydraulic conductivity in the formation.
- 1 027037- 1 027037
Краткое изложение сущности изобретенияSummary of the invention
В соответствии с настоящим изобретением, описаны способы контактирования подземного пласта, которые обеспечивают улучшенное регулирование или снижение миграции, переноса или обратного выноса твердых частиц в скважинах и коллекторах, и которые позволяют сделать это, не принося в жертву значительную часть гидропроводности.In accordance with the present invention, methods are described for contacting a subterranean formation that provide improved control or reduction of migration, transfer or backflow of particulate matter in wells and reservoirs, and which allow this to be done without sacrificing a significant portion of the conductivity.
Одним аспектом изобретения являются способы контактирования подземного пласта, включающие закачку в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из первого и второго компонентов, диспергированных в жидкости-носителе; по меньшей мере часть первого компонента или по меньшей мере часть второго компонента представлена в виде по меньшей мере одного многокомпонентного волокна типа сердцевина-оболочка, имеющего аспектное соотношение более 1:1.1 (в некоторых вариантах реализации более 1:5, 1:10, 1:50, 1:100 или даже 1:150);One aspect of the invention is methods for contacting a subterranean formation, including injecting into a well intersecting the subterranean formation a fluid composition consisting of first and second components dispersed in a carrier fluid; at least a portion of the first component or at least a portion of the second component is represented as at least one core-sheath multicomponent fiber having an aspect ratio of more than 1: 1.1 (in some embodiments, more than 1: 5, 1:10, 1: 50, 1: 100 or even 1: 150);
формирование сеточной структуры, содержащей первый компонент и связывание сеточной структуры вторым компонентом.forming a mesh structure containing the first component and linking the mesh structure to the second component.
Способы, соответствующие этому аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что по меньшей мере одно многокомпонентное волокно типа сердцевина-оболочка имеет подверженную воздействию наружную поверхность, по меньшей мере часть которой содержит по меньшей мере часть первого компонента. В некоторых вариантах реализации формирование и связывание могут выполняться после закачки. В некоторых других вариантах реализации способы дополнительно включают модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов посредством по меньшей мере одного контролируемого процесса модифицирования. По меньшей мере, некоторые из многокомпонентных волокон могут иметь форму, выбранную из следующих: полая, призматическая, цилиндрическая, дольчатая, прямоугольная, многоугольная, в виде двойной лопатки, многогранная и их смеси. Другие способы, относящиеся к этому аспекту, включают способы, отличающиеся тем, что, по меньшей мере, некоторые из многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка отличны от других многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка в одной и той же композиции флюида, закачанной в скважину, у которых разница может заключаться в составе, форме, текстуре, аспектном отношении, физических свойствах и т.п., а также в любом их сочетании. В некоторых вариантах реализации, по меньшей мере, некоторые из многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка могут иметь форму, отличную от других многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка. В других вариантах реализации, по меньшей мере, некоторые многокомпонентные волокна могут содержать первый и второй компоненты, а другие многокомпонентные волокна могут содержать третий и четвертый компоненты. В некоторых вариантах один из первого и второго компонентов может быть таким же, что и один из третьего и четвертого компонентов. В других вариантах реализации по меньшей мере один из первого и второго компонентов может быть активируемым адгезивом, и в этих вариантах активируемый адгезив можно выбрать из следующих: адгезивы, чувствительные к давлению, термочувствительные адгезивы, влагочувствительные адгезивы и адгезивы, чувствительные к воздействию отверждающего агента. В некоторых способах можно выбрать один из первого и второго компонентов, который будет приобретать клейкость при определенной температуре в скважине и будет иметь модуль менее чем примерно 3 х 106 дин/см2 (3 х 105 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше -60°С. В некоторых способах композиция флюида может дополнительно содержать проппант.Methods corresponding to this aspect of the invention include methods, wherein the at least one core-sheath multicomponent fiber has an exposed outer surface, at least a portion of which comprises at least a portion of the first component. In some embodiments, formation and binding may be performed after injection. In some other embodiments, the methods further include modifying at least one of the first and second components through at least one controlled modification process. At least some of the multicomponent fibers may have a shape selected from the following: hollow, prismatic, cylindrical, lobed, rectangular, polygonal, in the form of a double scapula, polyhedral and mixtures thereof. Other methods related to this aspect include methods, characterized in that at least some of the core-shell multicomponent fibers are different from other core-shell multicomponent fibers in the same wellbore fluid composition, which difference may lie in the composition, form, texture, aspect ratio, physical properties, etc., as well as in any combination thereof. In some embodiments, at least some of the core-clad multicomponent fibers may have a shape different from other core-clad multicomponent fibers. In other embodiments, at least some of the multicomponent fibers may contain the first and second components, and other multicomponent fibers may contain the third and fourth components. In some embodiments, one of the first and second components may be the same as one of the third and fourth components. In other embodiments, at least one of the first and second components may be an activated adhesive, and in these embodiments, the activated adhesive may be selected from the following: pressure sensitive adhesives, heat sensitive adhesives, moisture sensitive adhesives and adhesives sensitive to the curing agent. In some methods, you can choose one of the first and second components, which will become sticky at a certain temperature in the well and will have a modulus of less than about 3 x 10 6 dyne / cm 2 (3 x 10 5 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at temperatures above -60 ° C. In some methods, the fluid composition may further comprise proppant.
Еще одним аспектом изобретения являются способы контактирования подземного пласта, включающие закачку в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из многокомпонентного волокна типа сердцевина-оболочка, диспергированного в жидкости-носителе, отличающегося тем, что многокомпонентное волокно имеет аспектное соотношение более 1:5 (в некоторых вариантах реализации более 1: 10, 1:50, 1: 100 или даже 1:150) и состоит из сердцевины, имеющей температуру размягчения по меньшей мере 130°С; и оболочки, имеющей температуру размягчения до 130°С.Another aspect of the invention are methods of contacting an underground formation, including injecting into a well intersecting the underground formation, a fluid composition consisting of a multicomponent fiber of the core-shell type dispersed in a carrier fluid, characterized in that the multicomponent fiber has an aspect ratio of more than 1: 5 (in some embodiments, more than 1: 10, 1:50, 1: 100, or even 1: 150) and consists of a core having a softening temperature of at least 130 ° C; and a shell having a softening temperature of up to 130 ° C.
Еще одним аспектом изобретения являются способы контактирования подземного пласта, включающие закачку в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из многокомпонентного волокна типа сердцевина-оболочка, диспергированного в жидкости-носителе, отличающегося тем, что многокомпонентное волокно имеет аспектное соотношение более 1:5 (в некоторых вариантах реализации более 1: 10, 1:50, 1: 100 или даже 1:150) и состоит из сердцевины, имеющей температуру размягчения по меньшей мере 130°С;Another aspect of the invention are methods of contacting an underground formation, including injecting into a well intersecting the underground formation, a fluid composition consisting of a multicomponent fiber of the core-shell type dispersed in a carrier fluid, characterized in that the multicomponent fiber has an aspect ratio of more than 1: 5 (in some embodiments, more than 1: 10, 1:50, 1: 100, or even 1: 150) and consists of a core having a softening temperature of at least 130 ° C;
наружной оболочки, которая является, по меньшей мере, (а) инертной относительно жидкостиносителя или (б) подверженной разложению в условиях подземного пласта; и промежуточной оболочки, расположенной между сердцевиной и наружной оболочкой; промежуточная оболочка имеет температуру размягчения до 130°С.an outer shell that is at least (a) inert with respect to the fluid carrier or (b) susceptible to decomposition in an underground formation; and an intermediate shell located between the core and the outer shell; the intermediate shell has a softening temperature of up to 130 ° C.
- 2 027037- 2 027037
Еще одним аспектом изобретения являются способы контактирования подземного пласта, включающие закачку в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из первого и второго компонентов, диспергированных в жидкости-носителе, отличающихся тем, что первый и второй компоненты представлены в виде отдельных продуктов, вводимых в жидкость-носитель раздельно перед закачкой;Another aspect of the invention is methods of contacting an underground formation, including injecting into a well intersecting the underground formation, a fluid composition consisting of first and second components dispersed in a carrier fluid, characterized in that the first and second components are presented as separate products introduced separately into the carrier fluid before injection;
формирование сеточной структуры, содержащей по меньшей мере один продукт с первым компонентом, находящийся в непосредственном контакте с другим продуктом, содержащим второй компонент; и связывание сеточной структуры вторым компонентом.the formation of a grid structure containing at least one product with a first component in direct contact with another product containing a second component; and linking the network structure to the second component.
Способы, соответствующие аспекту изобретения, включают способы, дополнительно использующие модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов посредством по меньшей мере одного контролируемого процесса модифицирования. Процесс модифицирования можно выбрать из следующих: химический, физический, механический, излучение и их сочетания. Процесс модифицирования можно выбрать из следующих: термоактивирование, химическое активирование, активирование давлением, механическое активирование, отверждение, воздействие электромагнитных полей, воздействие электромагнитного излучения, воздействие ионизирующего излучения, механическое сплетение, разложение, одновременное применение по меньшей мере двух из этих процессов, последовательное применение по меньшей мере двух из этих процессов, и их сочетания. Некоторые способы дополнительно включают модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов при закачке в скважину. В некоторых вариантах реализации способ включает модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов в течение некоторого периода времени после закачки в скважину. В других вариантах реализации способ дополнительно включает поэтапное модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов после закачки в скважину. В некоторых вариантах реализации по меньшей мере один из первого и второго компонентов может быть активируемым адгезивом, в соответствии с описанием способов предыдущего аспекта изобретения. В некоторых способах по меньшей мере один из первого и второго компонентов может содержать разлагаемый полимер. В некоторых других вариантах реализации первый компонент может быть выбран из термопластичных и термоотверждающихся материалов.Methods corresponding to an aspect of the invention include methods additionally employing the modification of at least one of the first and second components by means of at least one controlled modification process. The modification process can be selected from the following: chemical, physical, mechanical, radiation and their combinations. The modification process can be selected from the following: thermal activation, chemical activation, pressure activation, mechanical activation, curing, exposure to electromagnetic fields, exposure to electromagnetic radiation, exposure to ionizing radiation, mechanical weaving, decomposition, simultaneous application of at least two of these processes, sequential use of at least two of these processes, and their combination. Some methods further include modifying at least one of the first and second components during injection into the well. In some embodiments, the method includes modifying at least one of the first and second components for a period of time after injection into the well. In other embodiments, the method further includes phasing the modification of at least one of the first and second components after injection into the well. In some embodiments, at least one of the first and second components may be an activated adhesive, in accordance with the description of the methods of the previous aspect of the invention. In some methods, at least one of the first and second components may comprise a degradable polymer. In some other embodiments, the first component may be selected from thermoplastic and thermoset materials.
Термопластичные материалы, используемые в данном изобретении в качестве первого компонента, можно выбрать из следующих: полиэфир, полиамид, полиолефин, сополимеры вышеуказанных материалов, а также их физические смеси. В некоторых вариантах реализации второй компонент можно выбрать из следующих материалов: полиолефины, сополимеры полиолефинов, полиуретаны, эпоксидные смолы, полиэфиры, полиамиды, полиакрилаты и их смеси. В других вариантах реализации композиция флюида может содержать кислоту. В качестве по меньшей мере одного из первого и второго компонентов можно выбрать полимолочную или полигликолевую кислоту. В некоторых вариантах реализации композиция флюида может дополнительно содержать проппант.The thermoplastic materials used as the first component in this invention can be selected from the following: polyester, polyamide, polyolefin, copolymers of the above materials, as well as their physical mixtures. In some embodiments, the second component can be selected from the following materials: polyolefins, copolymers of polyolefins, polyurethanes, epoxies, polyesters, polyamides, polyacrylates and mixtures thereof. In other embodiments, the fluid composition may comprise an acid. As at least one of the first and second components, you can choose polylactic or polyglycolic acid. In some embodiments, the fluid composition may further comprise proppant.
Еще одним аспектом изобретения являются способы контактирования подземного пласта, включающие закачку в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из первого и второго компонентов, диспергированных в жидкости-носителе;Another aspect of the invention are methods for contacting a subterranean formation, including injecting into a well intersecting the subterranean formation a fluid composition consisting of first and second components dispersed in a carrier fluid;
формирование сеточной структуры, содержащей первый компонент; и связывание сеточной структуры вторым компонентом, где второй компонент выбирается таким, чтобы приобретать клейкость при определенной температуре в скважине и иметь модуль менее 3 χ 106 дин/см2 (3 χ 105 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше -60°С.forming a mesh structure containing the first component; and bonding the mesh structure to a second component, where the second component is selected so as to be tacky at a certain temperature in the well and have a modulus of less than 3 χ 10 6 dyn / cm 2 (3 χ 10 5 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at a temperature above -60 ° C.
Способы, соответствующие этому аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты могут быть смешаны вместе. В настоящем описании понятие смешанные вместе включает, но не ограничивается следующими вариантами: перемешанные, переплетенные, прилегающие друг к другу, склеенные друг с другом, склеенные друг с другом третьим компонентом, и сочетания вышеуказанных вариантов. В определенных вариантах реализации по меньшей мере часть первого компонента и часть второго компонента могут присутствовать по меньшей мере в одном многокомпонентном волокне типа сердцевина-оболочка. В некоторых вариантах реализации по меньшей мере одно многокомпонентное волокно может содержать первый компонент, продукт, имеющий наружную поверхность, в котором первый компонент подвержен воздействию по меньшей мере части наружной поверхности. В некоторых вариантах реализации композиция флюида может дополнительно содержать проппант.Methods corresponding to this aspect of the invention include methods, characterized in that the first and second components can be mixed together. In the present description, the term mixed together includes, but is not limited to the following options: mixed, interwoven, adjacent to each other, glued to each other, glued to each other by the third component, and combinations of the above options. In certain embodiments, at least a portion of the first component and a portion of the second component may be present in at least one core-sheath multicomponent fiber. In some embodiments, the at least one multicomponent fiber may comprise a first component, a product having an outer surface, in which the first component is exposed to at least a portion of the outer surface. In some embodiments, the fluid composition may further comprise proppant.
Еще одним аспектом изобретения являются способы обработки подземного пласта, включающие нагнетание под давлением в скважину, пересекающую подземный пласт, композиции флюида, состоящей из первого и второго компонентов, диспергированных в жидкости-носителе; формирование сеточной структуры, содержащей первый компонент; и связывание сеточной структуры вторым компонентом, где по меньшей мере часть первого компо- 3 027037 нента и часть второго компонента представлены в виде многокомпонентных волокон типа сердцевинаоболочка, имеющих аспектное отношение более 1:5 (в некоторых вариантах реализации более 1:10, 1:50,Another aspect of the invention are methods for treating a subterranean formation, including injecting under pressure into a well intersecting the subterranean formation a fluid composition consisting of first and second components dispersed in a carrier fluid; forming a mesh structure containing the first component; and binding the network structure to a second component, where at least a portion of the first component and a portion of the second component are presented as multicomponent core-sheath fibers having an aspect ratio of more than 1: 5 (in some embodiments, more than 1:10, 1:50 ,
1:100 или даже 1:150).1: 100 or even 1: 150).
Способы, соответствующие этому аспекту изобретения, могут дополнительно включать контактирование поверхности трещины в подземном пласте с композицией флюида, отличающееся тем, что композиция флюида может дополнительно содержать проппант. В некоторых вариантах реализации композиция флюида может содержать понизитель фильтрации. В некоторых других вариантах реализации композиция флюида может содержать кислоту. В некоторых других вариантах реализации способы дополнительно включают размещение проппанта в трещине в подземном пласте. В определенных вариантах реализации способы могут дополнительно включать модифицирование по меньшей мере одного из первого и второго компонентов посредством по меньшей мере одного контролируемого процесса модифицирования. В других вариантах реализации один из первого и второго компонентов может быть активируемым адгезивом. В определенных вариантах реализации можно выбрать второй компонент, который будет приобретать клейкость при определенной температуре в скважине и будет иметь модуль менее чем примерно 3 χ 106 дин/см2 (3 х 10 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше -60°С. В других способах, по меньшей мере, некоторые многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка могут содержать первый и второй компоненты, а другие многокомпонентные волокна типа сердцевинаоболочка могут содержать третий и четвертый компоненты. В других вариантах реализации один из первого и второго компонентов может быть таким же, что и один из третьего и четвертого компонентов.Methods corresponding to this aspect of the invention may further include contacting the surface of the fracture in the subterranean formation with a fluid composition, wherein the fluid composition may further comprise proppant. In some embodiments, the fluid composition may comprise a filtration reducer. In some other embodiments, the fluid composition may comprise an acid. In some other embodiments, the methods further include placing the proppant in the fracture in the subterranean formation. In certain embodiments, the methods may further include modifying at least one of the first and second components through at least one controlled modification process. In other embodiments, one of the first and second components may be an activated adhesive. In certain embodiments, it is possible to select a second component that will become sticky at a certain temperature in the well and have a modulus of less than about 3 x 10 6 dyn / cm 2 (3 x 10 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at a temperature above -60 ° C. In other methods, at least some multicomponent fibers of the type of core-cladding may contain the first and second components, and other multicomponent fibers of the type of core-cladding may contain the third and fourth components. In other embodiments, one of the first and second components may be the same as one of the third and fourth components.
Еще одним аспектом изобретения являются способы снижения миграции твердых частиц, включающие введение композиции флюида в скважину, пересекающую подземный пласт, при этом композиция флюида, состоит из первого и второго компонентов, диспергированных в жидкости-носителе, по меньшей мере один из первого и второго компонентов имеет аспектное отношение более 1:1.1 (в некоторых вариантах реализации более 1:5, 1:10, 1:50, 1:100 или даже 1:150), а второй компонент выбирается таким, что он будет приобретать клейкость при определенной температуре в скважине и будет иметь модуль менее примерно 3 х 10 дин/см (3 х 10 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше 60°С;Another aspect of the invention are methods for reducing the migration of particulate matter, comprising introducing a fluid composition into a well intersecting a subterranean formation, wherein the fluid composition consists of first and second components dispersed in a carrier fluid, at least one of the first and second components has aspect ratio of more than 1: 1.1 (in some embodiments, more than 1: 5, 1:10, 1:50, 1: 100, or even 1: 150), and the second component is chosen so that it will become sticky at a certain temperature in the well and b it will have a modulus of less than about 3 x 10 dyne / cm (3 x 10 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at a temperature above 60 ° C;
формирование сеточной структуры, содержащей первый компонент; связывание сеточной структуры вторым компонентом; контактирование подземного пласта с композицией флюида.forming a mesh structure containing the first component; linking the network structure with a second component; contacting the subterranean formation with a fluid composition.
Способы, соответствующие этому аспекту изобретения, включают те способы, в которых формирование и связывание выполняются перед контактированием. В некоторых способах формирование и связывание могут выполняться при контактировании или после него. В других способах, по меньшей мере, некоторая часть первого компонента может включать штапельные волокна, вытянутые сфероиды, иглы, полосы, пластинки, ленты, листы, трубки, капсулы, сочетания более чем одного из этих элементов в продукте и их смеси. В некоторых вариантах реализации по меньшей мере часть первого компонента и часть второго компонента могут быть представлены в одном и том же многокомпонентном волокне типа сердцевина-оболочка. В других вариантах реализации по меньшей мере одно многокомпонентное волокно может содержать первый элемент; продукт имеет наружную поверхность, а первый элемент может подвергаться воздействию по меньшей мере на части наружной поверхности. В некоторых вариантах реализации второй компонент может быть активируемым адгезивом в соответствии с описанием, данным в предыдущих аспектах. Некоторые варианты реализации способа включают способы, дополнительно использующие модифицирование второго компонента после введения в скважину; способы, дополнительно использующие модифицирование второго компонента в течение некоторого промежутка времени; и способы, дополнительно использующие поэтапное модифицирование второго компонента. В некоторых вариантах реализации твердая фаза может содержать мелкие частицы пласта, а в некоторых других вариантах реализации твердая фаза может содержать проппант. В некоторых вариантах реализации второй компонент может быть модифицирован посредством процесса, выбранного, например, из следующих: термоактивирование, химическое активирование, активирование давлением, механическое активирование, отверждение, воздействие электромагнитного излучения, воздействие электромагнитных полей, воздействие ионизирующего излучения, физическое сплетение, разложение, одновременное применение по меньшей мере двух из этих процессов, последовательное применение по меньшей мере двух из этих процессов, и сочетания вышеуказанных процессов.Methods corresponding to this aspect of the invention include those methods in which the formation and binding are performed before contacting. In some methods, formation and binding may be performed upon or after contacting. In other methods, at least some of the first component may include staple fibers, elongated spheroids, needles, strips, plates, tapes, sheets, tubes, capsules, combinations of more than one of these elements in the product and mixtures thereof. In some embodiments, at least a portion of the first component and a portion of the second component may be present in the same core-sheath multicomponent fiber. In other embodiments, the at least one multicomponent fiber may comprise a first element; the product has an outer surface, and the first element may be exposed to at least a portion of the outer surface. In some embodiments, the second component may be an activatable adhesive as described in the previous aspects. Some embodiments of the method include methods additionally using the modification of the second component after introduction into the well; methods additionally using the modification of the second component over a period of time; and methods additionally using stepwise modification of the second component. In some embodiments, the solid phase may contain fine particles of the formation, and in some other embodiments, the solid phase may contain proppant. In some embodiments, the second component can be modified by a process selected, for example, from the following: thermal activation, chemical activation, pressure activation, mechanical activation, curing, exposure to electromagnetic radiation, exposure to electromagnetic fields, exposure to ionizing radiation, physical plexus, decomposition, simultaneous the application of at least two of these processes, the sequential application of at least two of these processes, and combined ia the above processes.
Жидкость-носитель может иметь водную основу, нефтяную основу или их смесь, а также может содержать или не содержать один или более газов или паров, растворенных или диспергированных в жидкости, или другие обычные нефтепромысловые добавки, такие как поверхностно-активные вещества, реологические модификаторы и тому подобное. Жидкость-носитель может иметь любое значение рН, температуры, давления, пока первый и второй компоненты (и дополнительно другие компоненты, такие как частицы проппанта) способны диспергироваться в ней, и пока рН, температура, давление жидкостиносителя не оказывают на них отрицательное влияние. Сформированная сеточная структура содержит, по меньшей мере, первый компонент (иногда называемый в этом описании сеточным компонентом) иThe carrier fluid may have an aqueous base, an oil base, or a mixture thereof, and may or may not contain one or more gases or vapors dissolved or dispersed in a liquid, or other conventional oilfield additives, such as surfactants, rheological modifiers, and things like that. The carrier fluid can have any pH, temperature, pressure, while the first and second components (and additionally other components, such as proppant particles) are able to disperse in it, and until the pH, temperature, pressure of the fluid carrier do not adversely affect them. The formed grid structure contains at least the first component (sometimes referred to as the grid component in this description) and
- 4 027037 второй компонент (иногда называемый в этом описании модифицируемым компонентом), рассчитанные на функциональные применения, приведенные ниже. Технологическая реализация включает варианты реализации, отличающиеся тем, что первый компонент покрывается (частично или полностью) вторым компонентом; варианты реализации, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты смешиваются; варианты реализации, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты переплетаются; варианты реализации, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты располагаются рядом друг с другом; варианты реализации, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты склеиваются друг с другом; варианты реализации, отличающиеся тем, что первый и второй компоненты склеиваются друг с другом посредством третьего компонента; варианты реализации, отличающиеся тем, что, по меньшей мере, некоторые части сеточной структуры являются многокомпонентными волокнами типа сердцевинаоболочка; и сочетания вышеуказанного.- 4 027037 second component (sometimes referred to in this description as a modifiable component), designed for functional applications, below. Technological implementation includes implementation options, characterized in that the first component is covered (partially or completely) by the second component; implementation options, characterized in that the first and second components are mixed; implementation options, characterized in that the first and second components are intertwined; implementation options, characterized in that the first and second components are located next to each other; implementation options, characterized in that the first and second components are glued together; embodiments, characterized in that the first and second components are glued to each other by means of a third component; embodiments, characterized in that at least some parts of the grid structure are multicomponent fibers of the type core core; and combinations of the above.
Термин многокомпонентный подразумевает наличие двух или более областей разных фаз и/или химических составов; другими словами, две или более области, которые различаются физически или химически, или физически и химически (например, области, имеющие разные температуры стеклования, Тд). Так как многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка имеют по меньшей мере две различные области, то их можно моделировать для получения нескольких полезных свойств, а эти свойства можно привести в соответствие с потребностями в большей степени, чем свойства однокомпонентного материала. В качестве одного из многих примеров, в случае применения многокомпонентных волокон, материал внутренней сердцевины волокна типа сердцевина-оболочка, можно выбрать таким образом, чтобы обеспечить необходимую прочность, гибкость и надежность, тогда как материал внешнего слоя можно выбрать в расчете на получение необходимых адгезивных свойств. В качестве другого примера, двухкомпонентное волокно с эксцентрическим расположением компонентов может иметь один компонент, выбранный таким образом, чтобы обеспечить необходимую прочность, гибкость и надежность, тогда как другой компонент можно выбрать в расчете на получение необходимых адгезивных свойств. Другие применимые многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка включают продукты, отличающиеся тем, что менее прочный материал заключен в более прочную оболочку; продукты, отличающиеся тем, что полимеры, такие как полимолочная кислота (РЬА) и полигликолиевая кислота заключены в оболочку, состоящую из полиэфира, полиамида и/или полиолефинового термопластика; продукты, отличающиеся тем, что чувствительный адгезив, например адгезив, чувствительный к давлению, термочувствительный адгезив, влагочувствительный адгезив или адгезив, чувствительный к воздействию отверждающего агента, заключен в оболочку, способную к разложению, например в полимерную оболочку; и продукты, отличающиеся тем, что один из компонентов выбирается таким образом, что он будет приобретать клейкость при определенной температуре в скважине, например при статической температуре на забое скважины (ВН8Т), и будет иметь модуль менее 3 х 106 дин/см2 (3 х 105 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше -60°С.The term multicomponent implies the presence of two or more regions of different phases and / or chemical compositions; in other words, two or more regions that differ physically or chemically, or physically and chemically (for example, regions having different glass transition temperatures, Td). Since multicomponent fibers of the core-cladding type have at least two different regions, they can be modeled to obtain several useful properties, and these properties can be brought into line with the needs to a greater extent than the properties of a single-component material. As one of many examples, in the case of the use of multicomponent fibers, the material of the inner core of the fiber, such as core-sheath, can be selected in such a way as to provide the necessary strength, flexibility and reliability, while the material of the outer layer can be selected in order to obtain the necessary adhesive properties . As another example, a bicomponent fiber with an eccentric arrangement of components may have one component selected in such a way as to provide the necessary strength, flexibility and reliability, while the other component can be selected with the desired adhesive properties. Other applicable core-sheath multicomponent fibers include products characterized in that the less durable material is encased in a stronger sheath; products, characterized in that polymers such as polylactic acid (PBA) and polyglycolic acid are enclosed in a shell consisting of polyester, polyamide and / or polyolefin thermoplastic; products characterized in that a sensitive adhesive, for example a pressure sensitive adhesive, a heat sensitive adhesive, a moisture sensitive adhesive or an adhesive sensitive to a curing agent, is enclosed in a degradable coating, for example a polymer coating; and products, characterized in that one of the components is selected so that it will become sticky at a certain temperature in the well, for example, at a static temperature at the bottom of the well (BH8T), and will have a modulus of less than 3 x 10 6 dyne / cm 2 ( 3 x 10 5 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at a temperature above -60 ° C.
Определенные композиции флюида, применимые в определенных вариантах реализации способа, могут содержать проппант. Способы, относящиеся к этому аспекту изобретения, включают способы, отличающиеся тем, что проппант смешивается с композицией флюида до и/или во время закачки композиции флюида в скважину. Другие способы, относящиеся к этому изобретению, включают способы, отличающиеся тем, что закачка выполняется нагнетанием композиции флюида в скважину под давлением, с проппантом в композиции флюида или без него. Типичные способы изобретения включают модифицирование, по меньшей мере, значительной части модифицируемого компонента около некоторого числа трещин в процентах после закачки композиции флюида с проппантом в скважину, посредством этого снижая обратный вынос проппанта из этого числа трещин в процентах. Значение в процентах может варьироваться от 10 до 100%.Certain fluid compositions useful in certain embodiments of the method may contain proppant. Methods related to this aspect of the invention include methods, wherein the proppant is mixed with the fluid composition before and / or during the injection of the fluid composition into the well. Other methods related to this invention include methods, wherein the injection is performed by injecting the fluid composition into the well under pressure, with or without proppant in the fluid composition. Typical methods of the invention include modifying at least a significant portion of the component to be modified around a percentage of fractures after pumping the proppant fluid composition into the well, thereby reducing proppant return from this percentage of fractures. The percentage can vary from 10 to 100%.
Способы этого изобретения включают способы регулирования (в некоторых вариантах реализации уменьшения или устранения) потока частиц или флюида между подземной скважиной и подземным пластом. В некоторых способах этого изобретения регулирование потока частиц включает снижение миграции мелких частиц из подземного пласта в скважину. Регулирование может осуществляться посредством модифицирования, по меньшей мере, некоторой части модифицируемого компонента.The methods of this invention include methods for controlling (in some embodiments, reducing or eliminating) the flow of particles or fluid between the subterranean well and the subterranean formation. In some methods of this invention, controlling particle flow includes reducing the migration of small particles from the subterranean formation into the well. Regulation can be carried out by modifying at least some of the component to be modified.
В способах этого изобретения многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, содержащиеся в композициях флюида, могут быть одинаковыми или представлять собой смеси двух или более различных многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка. Например, модифицируемый компонент может быть одинаковым или различным в разных многокомпонентных волокнах в одной и той же композиции флюида. Кроме того, сеточный компонент может быть одинаковым или различным в разных многокомпонентных волокнах в одной и той же композиции флюида. В качестве альтернативы способы этого изобретения могут включать закачку первой композиции флюида в пределах изобретения с последующей закачкой одной или более дополнительных композиций флюида в пределах изобретения, каждая из которых имеет разные сеточные компоненты, или разные модифицируемые компоненты, или разные сеточные и модифицируемые компоненты.In the methods of this invention, the multicomponent core-clad fibers contained in the fluid compositions may be the same or a mixture of two or more different multicomponent core-clad fibers. For example, the modifiable component may be the same or different in different multicomponent fibers in the same fluid composition. In addition, the mesh component may be the same or different in different multicomponent fibers in the same fluid composition. Alternatively, the methods of this invention may include injecting a first fluid composition within the scope of the invention, followed by pumping one or more additional fluid compositions within the scope of the invention, each of which has different grid components, or different modifiable components, or different grid and modifiable components.
Нефтепромысловые операции в пределах изобретения включают операции заканчивания скважины, кислотной обработки, гидравлического разрыва пласта, отклонения потока и другие операции. Окру- 5 027037 жающие условия в скважине во время операций спуска и подъема инструмента могут быть такими же, что и во время использования в скважине или на поверхности, или могут отличаться от них. Способы изобретения включают способы, в которых первая композиция флюида в пределах изобретения используется в забое скважины для выполнения какой-то одной задачи, вторая композиция флюида в пределах изобретения используется в забое скважины для выполнения другой задачи и так далее.Oilfield operations within the scope of the invention include operations for completion, acid treatment, hydraulic fracturing, flow deviations and other operations. The environmental conditions in the well during the operation of lowering and raising the tool may be the same as or during use in the well or on the surface, or may differ from them. The methods of the invention include methods in which the first fluid composition within the invention is used in the bottom of the well to perform one task, the second fluid composition within the invention is used in the bottom of the well to perform another task, and so on.
Различные аспекты изобретения станут очевидными при просмотре краткого описания чертежей, подробного описания изобретения и формулы изобретения, приведенных ниже.Various aspects of the invention will become apparent when viewing a brief description of the drawings, a detailed description of the invention and the claims below.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Объяснение целей изобретения и других требуемых характеристик дается в следующем описании и прилагаемых чертежах, в которых:An explanation of the objectives of the invention and other required characteristics is given in the following description and the accompanying drawings, in which:
фиг. 1Ά-1Ό - схематические поперечные сечения четырех прототипов многокомпонентных волокон, используемых в способах изобретения;FIG. 1Ά-1Ό are schematic cross-sections of four prototypes of multicomponent fibers used in the methods of the invention;
фиг. 2Л-2С - схематические изображения в перспективе различных многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, используемых в способах изобретения;FIG. 2L-2C are schematic perspective views of various multicomponent fibers of the core-cladding type used in the methods of the invention;
фиг. 3 - схематический график зависимости модуля (дин/см2) от температуры (°С), сравнивающий измеримую прочность приклеивания к параллельным пластинам двух различных многокомпонентных волокон, используемых в изобретении, иллюстрирующий, что эти волокна имели измеримую прочность склеивания, и, кроме того, удовлетворяли критериям Дальквиста для склеиваемости;FIG. 3 is a schematic graph of the dependence of the module (dyne / cm 2 ) on temperature (° C), comparing the measurable bonding strength to parallel plates of two different multicomponent fibers used in the invention, illustrating that these fibers had a measurable bonding strength, and, in addition, met the Dalquist criteria for bonding;
фиг. 4 - график концентрации волокон в зависимости от потока массы проппанта во время испытаний на обратный вынос.FIG. 4 is a graph of fiber concentration versus proppant mass flow during backflow tests.
Подробное описаниеDetailed description
В следующем описании излагаются многочисленные подробности, дающие понимание настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области будет понятно, что настоящее изобретение может быть применено на практике без этих подробностей, и что возможны многочисленные вариации и модификации описанных вариантов реализации.The following description sets forth numerous details that provide an understanding of the present invention. However, it will be understood by those skilled in the art that the present invention may be practiced without these details, and that numerous variations and modifications of the described embodiments are possible.
Здесь описываются способы использования композиций флюида, содержащих один или более многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка или материалов для обслуживания скважин. Также описываются сеточные структуры, создаваемые из композиций флюида после их нагнетания в скважину и воздействия одного или более условий модифицирования. В настоящем изобретении термин нефтяное месторождение включает наземные (поверхностные и подземные) применения, а в некоторых случаях морские применения, когда разведочное, буровое и эксплуатационное оборудование используется в толще воды. Здесь термин нефтяное месторождение включает нефтяные и газовые коллекторы, а также пласты или части пластов, отличающиеся тем, что в них ожидается наличие нефти и газа, но которые, в конечном счете, могут содержать только воду, соляной раствор или какой-нибудь другой состав.Methods for using fluid compositions containing one or more core-shell multicomponent fibers or well service materials are described herein. Also described are mesh structures created from fluid compositions after they are injected into the well and exposed to one or more modification conditions. In the present invention, the term oil field includes onshore (surface and underground) applications, and in some cases offshore applications, when exploration, drilling and production equipment is used in the water column. Here, the term oil field includes oil and gas reservoirs, as well as formations or parts of formations, characterized in that they are expected to have oil and gas, but which, ultimately, may contain only water, brine or some other composition.
Следует понимать, что способы изобретения могут осуществляться при наличии одного или более условий высокого давления, высокой температуры, сильного сдвига и сильной коррозии. В настоящем изобретении термин эксплуатация скважин включает, но не ограничивается операциями стимуляции скважин, такими как ГРП, кислотная обработка, кислотный разрыв, кислотная обработка и гигдроразрывом, отклонение потока флюида, борьба с выносом песка посредством гравийной засыпки, улучшение гравийной засыпки, снижение миграции частиц, операции заканчивания скважин с использованием инструментов и/или приспособлений для инструментов для заканчивания скважины, или любая другая операция обработки скважины, независимо от того, выполняется она для восстановления или увеличения производительности скважины или нет.It should be understood that the methods of the invention can be carried out in the presence of one or more conditions of high pressure, high temperature, strong shear and severe corrosion. In the present invention, the term well operation includes, but is not limited to well stimulation operations, such as hydraulic fracturing, acid treatment, acid fracturing, acid treatment and hydraulic fracturing, deviating fluid flow, controlling sand removal by gravel filling, improving gravel filling, reducing particle migration, well completion operations using tools and / or tool accessories for well completion, or any other well treatment operation, irrespective of whether It is used to restore or increase the productivity of the well or not.
Миграция твердых частиц может представлять серьезную проблему при выполнении операций строительства скважин, внутрискважинных работ и операций стимуляции. Эти твердые частицы, обычно имеющие зернистую природу, могут состоять из множества различных материалов и иметь различные размеры. Они могут представлять собой фактический проппант, закачанный во время ГРП, или более мелкозернистый материал, образовавшийся в результате дробления этих проппантов. Они также могут представлять собой зерна или мелкие частицы, образовавшиеся в результате выкрашивания или выветривания поверхности подземных пород. Они могут состоять из солей или осадков солевых отложений. В некоторых случаях они могут быть органическими по природе, например асфальтеновыми, лигнитовыми и антрацитовыми. Они также могут вводиться в пласт. Например, они могут представлять собой тонкоизмельченный песок, слюду или другие минеральные материалы, используемые в качестве понизителей фильтрации.Particulate matter migration can be a serious problem in well construction, downhole operations and stimulation operations. These solid particles, usually of a granular nature, can consist of many different materials and have different sizes. They can be actual proppant injected during hydraulic fracturing, or finer-grained material resulting from crushing of these proppants. They can also be grains or small particles formed as a result of chipping or weathering of the surface of underground rocks. They may consist of salts or sediments of salt deposits. In some cases, they can be organic in nature, for example asphaltene, lignite and anthracite. They can also be injected into the reservoir. For example, they can be fine sand, mica, or other mineral materials used as filtration reducers.
Во многих ситуациях желательно связать эти зернистые материалы и предотвратить их миграцию. Например, после выполнения многократных операций ГРП обратный вынос проппанта будет обычным явлением. Это снижает общую эффективность обработки, а перемещающийся проппант может привести к повреждению подземного и/или наземного оборудования.In many situations, it is desirable to bind these granular materials and prevent their migration. For example, after performing multiple hydraulic fracturing operations, proppant retraction will be common. This reduces the overall processing efficiency, and moving proppant can cause damage to the underground and / or ground equipment.
В других ситуациях желательно предотвратить или снизить миграцию мелких частиц пласта до возможной степени. Образование мелких частиц будет обычным явлением во многих слабосцементированных пластах, включающих угольные слои. Практически невозможно избежать образования некоторых мелких частиц; они могут привести к большому ущербу, когда большие количества этих частиц об- 6 027037 разуются и мигрируют, закупоривая поры ГРП. В некоторых ситуациях гораздо лучшим вариантом может оказаться локализация этих мелких частиц рядом с местом их образования и недопущение их миграции и скапливания.In other situations, it is desirable to prevent or reduce the migration of small particles of the formation to the extent possible. The formation of small particles will be common in many poorly cemented formations, including coal layers. It is almost impossible to avoid the formation of some small particles; they can cause great damage when large quantities of these particles form and migrate, clogging the fracture pores. In some situations, the localization of these small particles near the place of their formation and the prevention of their migration and accumulation may turn out to be a much better option.
Другим примером ситуации, когда связывание твердых частиц будет эффективным, является создание и введение отфильтрованных осадков и добавок для фильтрации в пласт жидкости разрыва. Часто в процессе строительства скважин, внутрискважинных работ и стимуляции скважин добавляются материалы с целью блокирования или сдерживания потока флюида по поверхности породы. Эти материалы включают, но не ограничиваются следующими: тонкоизмельченный песок, тонкоизмельченный известняк, сформованный известняк, минеральная вата, шлихтованные частицы карбоната кальция и магния, хлопья бензойной кислоты и тому подобное. Лучше всего, чтобы добавляемые материалы оставались на месте, во-первых, для того, чтобы использовать меньше материала, и, во-вторых, чтобы миграция этого материала не приводила к повреждениям где-нибудь в другом месте в трещине или в стволе скважины.Another example of a situation where the binding of solid particles will be effective is the creation and introduction of filtered sediments and additives for filtering fracturing fluid into the formation. Often during the construction of wells, downhole operations and stimulation of wells, materials are added to block or inhibit fluid flow over the surface of the rock. These materials include, but are not limited to: finely divided sand, finely divided limestone, molded limestone, mineral wool, lined particles of calcium and magnesium carbonate, flakes of benzoic acid and the like. It is best that the added materials remain in place, firstly, in order to use less material, and secondly, so that the migration of this material does not lead to damage elsewhere in the fracture or in the wellbore.
В следующем обсуждении, где особое внимание обращается на многокомпонентные волокна, лица, обладающие специальными знаниями, оценят, что обсуждение в равной степени применимо и к другим многокомпонентным волокнам типа сердцевина-оболочка, имеющим аспектное соотношение более 1:1.1 (в некоторых вариантах реализации - более 1:5, 1:10, 1:50, 1:100 или даже 1:150), в число которых входят вытянутые сфероиды, иглы, полосы, пластинки, ленты, листы, капсулы, пеллеты и тому подобное, а также их смеси, которые могут иметь любое число форм, наблюдаемых в перспективе, таких как призматическая, цилиндрическая, дольчатая, прямоугольная, многогранная и тому подобное. Некоторые из этих других форм показаны на фиг. 2 и обсуждаются далее.In the following discussion, where special attention is paid to multicomponent fibers, persons with special knowledge will appreciate that the discussion is equally applicable to other multicomponent fibers of the core-sheath type, with an aspect ratio of more than 1: 1.1 (in some embodiments, more 1: 5, 1:10, 1:50, 1: 100 or even 1: 150), which include elongated spheroids, needles, stripes, plates, tapes, sheets, capsules, pellets and the like, as well as mixtures thereof which can have any number of shapes observed in perspective, t such as prismatic, cylindrical, lobed, rectangular, multifaceted, and the like. Some of these other forms are shown in FIG. 2 and are discussed further.
Одним видом используемых многокомпонентных волокон являются многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, которые имеют (или могут быть модифицированы, чтобы иметь) клейкую внешнюю оболочку. Эти волокна состоят из двух или более материалов. В случае двухкомпонентного волокна один материал обеспечивает состояние сеточной структуры от гибкого до жесткого в скважинных условиях, тогда как второй материал служит для прилипания к другим волокнам, проппанту, породе и/или другим контактным поверхностям в скважине. Компоненты волокна выбираются таким образом, чтобы достичь необходимых характеристик в определенных скважинных условиях, и это именно то, что в данном описании обозначается термином расчетный. Наличие второго материала позволяет сформировать сетку или сеточную структуру первого компонента, связанную вторым материалом, производимым на месте в скважине, так что нефть, газ или другие пластовые флюиды смогут проходить через сеточную структуру, а твердые частицы проходить не будут. Гибкий скелет волокон помогает укрепленной проппантной пачке противостоять циклическим изменениям напряжений. При этом благодаря клейкому компоненту, инородные частицы, которые в противном случае могли бы проникнуть через сетку, прилипнут к волокнам.One kind of multicomponent fibers used is multicomponent core-clad fibers, which have (or can be modified to have) an adhesive outer sheath. These fibers are made up of two or more materials. In the case of a bicomponent fiber, one material provides the state of the mesh structure from flexible to rigid under well conditions, while the second material serves to adhere to other fibers, proppant, rock and / or other contact surfaces in the well. The components of the fiber are selected in such a way as to achieve the necessary characteristics in certain downhole conditions, and this is exactly what is denoted by the term design in this description. The presence of the second material allows you to form a grid or grid structure of the first component, connected by a second material produced in place in the well, so that oil, gas or other reservoir fluids can pass through the grid structure, and solid particles will not pass. The flexible fiber skeleton helps the reinforced proppant pack withstand cyclic stress variations. In this case, due to the adhesive component, foreign particles, which otherwise could penetrate through the grid, will stick to the fibers.
Четыре примера многокомпонентных волокон, используемых в способах и системах изобретения, проиллюстрированы на фиг. 1Ά-Ό. Например, вариант 10 фиг. 1А включает клиновое волокно, имеющее круглое поперечное сечение 12 и первый компонент 14а и 14Ъ, второй компонент 16а и 16Ъ и третий компонент 18а и 18Ъ. Фиг. 1В иллюстрирует волокно 20, имеющее круглое поперечное сечение 22, которое может иметь два или более компонентов: однокомпонентную оболочку 24 и один или более других компонентов во внутренних волокнах 26. Фиг. 1С иллюстрирует вариант 30, также имеющий круглое поперечное сечение 32, с четырьмя слоистыми областями 34а, 34Ъ, 36а и 36Ъ, которые могут содержать два, три или четыре различных состава, фазы и тому подобное. Фиг. 1Ό иллюстрирует еще один вариант 40 двухкомпонентного волокна, имеющего структуру типа сердцевина-оболочка (которая иногда также называется структурой типа оболочка-сердцевина; здесь термины считаются эквивалентными структурами и структурными эквивалентами), которая имеет оболочку 44 и сердцевину 46.Four examples of multicomponent fibers used in the methods and systems of the invention are illustrated in FIG. 1Ά-Ό. For example, embodiment 10 of FIG. 1A includes a wedge fiber having a circular cross section 12 and a first component 14a and 14b, a second component 16a and 16b and a third component 18a and 18b. FIG. 1B illustrates a fiber 20 having a circular cross section 22, which may have two or more components: a single component sheath 24 and one or more other components in the inner fibers 26. FIG. 1C illustrates embodiment 30, also having a circular cross section 32, with four layered regions 34a, 34b, 36a, and 36b, which may contain two, three, or four different compositions, phases, and the like. FIG. 1Ό illustrates another embodiment 40 of a bicomponent fiber having a core-shell structure (sometimes also referred to as a shell-core structure; here, the terms are considered equivalent structures and structural equivalents), which have a sheath 44 and a core 46.
Многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, применимые в этом изобретении, не ограничиваются волокнами. Фиг. 2Ά-0 иллюстрируют изображения в перспективе других структур. Фиг. 2А иллюстрируют продукт 50, имеющий треугольное поперечное сечение 52, отличающееся тем, что первый компонент 54 находится в одной области, второй компонент 56 расположен рядом с первым компонентом 54, а один из компонентов 54 и 56 является модифицируемым. Фиг. 2В иллюстрируют вариант 60, имеющий внешнюю капсулу или форму шарика 62. Вариант 60 включает область сердцевины 64, имеющей первый состав, и внешнюю область 68, имеющую второй состав, который окружает сердцевину 64. По выбору покрытие 66 может иметь третий состав. По меньшей мере один из компонентов 64, 66 и 68 является модифицируемым. Фиг. 2С иллюстрирует лентообразный вариант 70, обычно имеющий прямоугольное сечение и волнообразную форму 72. Первый слой 74 содержит первый состав, а второй слой 76 содержит второй состав; один из компонентов 72 и 74 является модифицируемым. Фиг. 2Ό иллюстрирует спиральный или витой вариант волокна 80, имеющего первый компонент 82 наряду со вторым компонентом 84, где один из компонентов 82 и 84 является модифицируемым. Расстояние между витками 86 можно регулировать в соответствии с требуемыми свойствами. Фиг. 2Е иллюстрирует вариант 90 пластинки неправильной формы, имеющий первый слой 92, второй слой 94 и третий слой 96, каждый с разным составом, в которых по меньшей мере один из компонентов 92 и 94 является модифицируемым. В некоторых вариантах первый или второй компонент могут быть неполимерными, а третийMulticomponent core-sheath fibers useful in this invention are not limited to fibers. FIG. 2Ά-0 illustrate perspective images of other structures. FIG. 2A illustrate a product 50 having a triangular cross section 52, characterized in that the first component 54 is in the same region, the second component 56 is located adjacent to the first component 54, and one of the components 54 and 56 is modifiable. FIG. 2B illustrate embodiment 60 having an outer capsule or ball shape 62. Option 60 includes a core region 64 having a first composition and an outer region 68 having a second composition that surrounds the core 64. Optionally, coating 66 may have a third composition. At least one of the components 64, 66, and 68 is modifiable. FIG. 2C illustrates a ribbon-like embodiment 70, typically having a rectangular cross section and a wave-like shape 72. The first layer 74 contains a first composition, and the second layer 76 contains a second composition; one of the components 72 and 74 is modifiable. FIG. 2Ό illustrates a spiral or twisted version of a fiber 80 having a first component 82 along with a second component 84, where one of components 82 and 84 is modifiable. The distance between the turns 86 can be adjusted in accordance with the desired properties. FIG. 2E illustrates an embodiment 90 of an irregularly shaped plate having a first layer 92, a second layer 94 and a third layer 96, each with a different composition, in which at least one of the components 92 and 94 is modifiable. In some embodiments, the first or second component may be non-polymer, and the third
- 7 027037 слой может представлять собой инертный материал, такой как мелкоизмельченный карбонат кальция, слюду или жирные кислоты. В таких вариантах третий слой может служить в качестве препятствия для слипания, пока не возникнут условия (например, сжатие или защемление волокна между гранулами проппанта), которые нарушат его целостность.- 7 027037 the layer may be an inert material, such as finely divided calcium carbonate, mica or fatty acids. In such embodiments, the third layer can serve as an obstacle to adhesion until conditions arise (for example, compression or pinching of the fiber between the proppant granules), which violate its integrity.
Следует заметить, что каждый компонент не обязательно должен иметь одинаковую форму, длину, ширину или толщину. Фиг. 2Р иллюстрирует вариант 100 цилиндрической формы, имеющий первый кольцевой компонент 102 и второй кольцевой компонент 104, где последний компонент из двух определяет полую сердцевину 106. Полая сердцевина может быть по выбору частично или полностью заполнена добавкой, например агентом, придающим клейкость, отверждающим агентом или аналогичной добавкой для одного из компонентов 102 и 104, когда по меньшей мере один из компонентов 102 и 104 является модифицируемым. Фиг. 2С иллюстрирует дольчатую структуру 110, имеющую пять лепестков 112. Первый компонент 114 находится во внешних частях лепестков 112, а второй компонент 116 заполняет остальное пространство структуры. По меньшей мере один из компонентов 114 и 116 является модифицируемым. Эти примеры являются чисто репрезентативными примерами многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, применимых в изобретении, и не предполагают ограничения использования каким бы то ни было образом. Предполагается, что способы изготовления этих структур, а также более сложных структур, хорошо известны специалистам в данной области.It should be noted that each component does not have to have the same shape, length, width or thickness. FIG. 2P illustrates a cylindrical embodiment 100 having a first annular component 102 and a second annular component 104, where the last two of the components defines a hollow core 106. The hollow core may optionally be partially or completely filled with an additive, for example, a tackifier, a curing agent, or the like additive for one of the components 102 and 104 when at least one of the components 102 and 104 is modifiable. FIG. 2C illustrates a lobular structure 110 having five lobes 112. The first component 114 is located on the outside of the lobes 112, and the second component 116 fills the rest of the structure. At least one of the components 114 and 116 is modifiable. These examples are purely representative examples of multicomponent fibers of the type of core-sheath, applicable in the invention, and do not imply restrictions on the use in any way. It is believed that methods for making these structures, as well as more complex structures, are well known to those skilled in the art.
В некоторых многокомпонентных волокнах типа сердцевина-оболочка, используемых в изобретении, один компонент или область продукта может быть клейкой, или может иметь латентную клейкость (другими словами, клейкость может увеличиваться при воздействии одного или более условий во время использования в скважине). Клейкие свойства продуктов, используемых в изобретении, можно регулировать по меньшей мере двумя способами, которые могут использоваться раздельно или в сочетании друг с другом. Первый способ - это температурное активирование полимера, содержащего внешнюю оболочку, при его нагревании в скважине или в трещине. В определенных вариантах реализации активирование может осуществляться при статической температуре на забое скважины (ВН8Т) или около нее. Известен ряд многокомпонентных волокон, которые были разработаны в качестве связующих веществ для производства нетканых материалов. Некоторые примеры включают: а) сегментированное волокно, состоящее из примерно 70% полиэтилена высокой плотности/30% полиэтилентерефталата; и б) волокно типа сердцевина-оболочка, состоящее из двух полиэфирных смол, реализуемых на рынке под торговым обозначением ΚΟ8Α Т-259, производства компании Ко8а, Солсбери, Северная Каролина.In some core-sheath multicomponent fibers used in the invention, one component or region of the product may be tacky or may have latent tack (in other words, tack may increase when one or more conditions are applied during use in the well). The adhesive properties of the products used in the invention can be controlled in at least two ways that can be used separately or in combination with each other. The first method is the temperature activation of a polymer containing an outer shell when it is heated in a well or in a fracture. In certain embodiments, activation may be carried out at a static temperature at or near the bottom of the well (BH8T). A number of multicomponent fibers are known which have been developed as binders for the production of nonwoven materials. Some examples include: a) segmented fiber consisting of about 70% high density polyethylene / 30% polyethylene terephthalate; and b) core-sheath fiber, consisting of two polyester resins sold on the market under the trade name ΚΟ8Α T-259, manufactured by Co8a, Salisbury, North Carolina.
Клейкость определяется как свойство материала, которое позволяет ему образовывать связь измеримой силы после приведения материала в контакт под давлением с другим материалом. Клейкость считается желательным свойством волокон и других многокомпонентных волокон типа сердцевинаоболочка, применимых в изобретении, а также сеточных структур в месте образования, применимых в изобретении, для регулирования миграции твердых частиц, так как предполагается, что она обеспечивает связи между твердыми частицами, например проппантом, измельченными частицами, осадками и так далее и стенками трещин ствола скважины. При использовании реометра с регулируемым механическим напряжением (модель ΑΚ2000, производимая компанией ТА ПгЛгитспК Нью-Кастл, Делавер) был разработан способ испытаний для измерения прочности склеивания различных волокон в зависимости от температуры. Результаты проиллюстрированы на фиг. 3 для двух типов волокон, упомянутых ранее. Результаты для волокон, состоящих из 70% полиэтилена высокой плотности/30% полиэтилентерефталата, представлены на фиг. 3 сплошной линией, а результаты для волокон типа сердцевина-оболочка, состоящих из двух полиэфирных смол, реализуемых на рынке под торговым обозначением ΚΟ8Α Т-259, представлены на фиг. 3 пунктирной линией. При проведении испытания совокупность волокон была помещена между двумя параллельными пластинками реометра размером 20 мм, и к ним были приложены синусоидальные колебания частотой 1 Гц при деформации 1% в диапазоне температур 100-150°С. Результаты показаны на фиг. 3 в виде зависимости модуля (дин/см2) от температуры (°С). Два образца имели измеримую прочность склеивания и, кроме того, удовлетворяли критерию Дальквиста для параметра клейкости. Этот критерий налагает условие, согласно которому при данной температуре модуль любого клейкого адгезива составляет менее 3 х 10 дин/см (3 х 10 Н/м2) при частоте около 1 Гц.Adhesion is defined as a property of a material that allows it to form a bond of measurable force after bringing the material into contact under pressure with another material. Adhesion is considered a desirable property of fibers and other multicomponent fibers of the core-shell type, applicable in the invention, as well as mesh structures at the place of formation, applicable in the invention, for regulating the migration of solid particles, as it is assumed that it provides bonds between solid particles, for example, proppant, ground particles, sediments, and so on and the walls of the cracks in the wellbore. Using a rheometer with adjustable mechanical stress (model ΑΚ2000, manufactured by TA PgLgitspK New Castle, Delaware), a test method was developed to measure the bonding strength of various fibers depending on temperature. The results are illustrated in FIG. 3 for the two types of fibers mentioned previously. The results for fibers consisting of 70% high density polyethylene / 30% polyethylene terephthalate are shown in FIG. 3 by a solid line, and the results for core-sheath fibers consisting of two polyester resins sold on the market under the trade designation ΚΟ8Α T-259 are shown in FIG. 3 dashed line. During the test, a set of fibers was placed between two parallel rheometer plates of 20 mm in size, and sinusoidal oscillations of 1 Hz frequency were applied to them at a strain of 1% in the temperature range 100-150 ° C. The results are shown in FIG. 3 in the form of the dependence of the module (dyne / cm 2 ) on temperature (° C). Two samples had measurable bonding strength and, moreover, met the Dalquist criterion for the stickiness parameter. This criterion imposes a condition according to which at a given temperature the modulus of any adhesive adhesive is less than 3 x 10 dyne / cm (3 x 10 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz.
Способы и системы, используемые для подвода тепла к определенной области в скважине, известны и описаны, например, в патенте США № 6023554 (Джордж и др.) и в опубликованной патентной заявке США № 2005/0269090 (Винегар и др.), каждый из которых включен в данный документ по ссылке. Нагретые среды, используемые в этом изобретении, назначение которых заключается в подводе тепла к областям пласта, можно выбрать из газов, паров, жидкостей и их сочетаний; в качестве этих сред могут использоваться вода, органические реагенты, неорганические реагенты, водяной пар и их смеси.Methods and systems used to supply heat to a specific area in the well are known and described, for example, in US Pat. No. 6,023,554 (George et al.) And US Published Patent Application No. 2005/0269090 (Vinegar et al.), Each of which is incorporated herein by reference. The heated media used in this invention, the purpose of which is to supply heat to the areas of the formation, can be selected from gases, vapors, liquids, and combinations thereof; water, organic reagents, inorganic reagents, water vapor and mixtures thereof can be used as these media.
Второй способ - химическое активирование. В этих вариантах реализации к флюиду добавляется растворитель или агент, повышающий клейкость, для размягчения и повышения клейкости одного из полимеров, составляющих волокно или другой продукт. Это можно сделать в сочетании с температурным активированием. Растворитель можно комбинировать с другими компонентами композиции флюида, применимых в способах данного изобретения, или нагнетать отдельно в виде порции вещества. Еще одним способом является активирование адгезии посредством деформации или контактного давления,The second way is chemical activation. In these embodiments, a solvent or tackifier is added to the fluid to soften and tackle one of the polymers constituting the fiber or other product. This can be done in conjunction with temperature activation. The solvent can be combined with other components of the fluid composition applicable in the methods of the present invention, or injected separately as a portion of the substance. Another way is to activate adhesion through deformation or contact pressure,
- 8 027037 например, сдавливанием волокна между смежными гранулами проппанта или между гранулами проппанта и стенкой трещины.- 8 027037 for example, squeezing fibers between adjacent proppant granules or between proppant granules and a crack wall.
Агенты, придающие клейкость, обычно содержат органический материал, имеющий температуру стеклования не менее примерно 120°С (в некоторых вариантах - не менее 150°С) и разбавитель, присутствующий в достаточном количестве, чтобы обеспечить кинематическую вязкость агента, придающего клейкость, в пределах примерно от 3000 до 5000 сСт при температуре около 100°С. Разбавитель может быть органическим маслом, например минеральным маслом (т.е. углеводородным маслом, получаемым из нефти, таким как парафиновые масла, нафтеновые масла и тому подобное, или минеральным маслом, получаемым в результате переработки угля, или регенерированным абсорбционным маслом). Особенно подходящим минеральным маслом является сланцевое масло. Еще одним подходящим минеральным маслом является нефть. Эти масла, как правило, будут иметь кинематическую вязкость в пределах примерно от 100 до 300 сСт при 100°С, а некоторые - в пределах примерно от 150 до 250 сСт. В настоящем описании термин кинематическая вязкость имеет свое общепринятое значение, т.е. абсолютная вязкость (иногда называемая динамической вязкостью) жидкости, разделенная на ее массовую плотность. В некоторых вариантах реализации разбавитель может включать один или более светлоокрашенных нафтеновых масел. Количество агента, придающего клейкость, присутствующего в многокомпонентном волокне типа сердцевина-оболочка, применимом в практической реализации описываемых способов, предпочтительно должно варьироваться в пределах примерно от 0.5 до 2 вес.% или примерно от 0.5 до 1 вес.% от общего веса многокомпонентного волокна. Также может присутствовать добавка, улучшающая сцепление, в количестве, варьирующемся в пределах примерно от 0.5 до 5 вес.% от веса многокомпонентного волокна; в качестве компенсатора используется органическое масло. Органический компонент агентов, придающих клейкость, применимых в изобретении, можно выбрать из органических мономеров, олигомеров или полимеров, имеющих температуру стеклования (Тд) не менее 120°С, а в некоторых вариантах реализации не менее примерно 150°С. Двумя категориями органических полимерных материалов, применимых в составах агентов, придающих клейкость, являются полиалкиленовые смолы и полициклоалкеновые смолы, последняя группа включает ароматические органические смолы. Используемые полиалкиленовые смолы включают полибутеновые смолы, дипентеновые смолы, терполимеры этена, 1пропена, 1,4-гексадиена и тому подобное. Используемые полициклоалкеновые смолы включают фенолальдегидные смолы; политерпеновые смолы; канифоли, содержащие канифольные кислоты и сложные эфиры, и гидрированные канифоли; полиэтиленовые этерифицированные канифоли; фенольные политерпеновые смолы; лимоненовые смолы; пиненовые смолы, такие как альфа- и бета-пиненовые смолы; стиролсодержащие терпеновые смолы и тому подобное. Примером агента, придающего клейкость, применимого в способах этого изобретения, является терполимер этена, 1-пропен и 1,4-гексадиен, предпочтительная кинематическая вязкость которого, указанная выше, достигается при использовании светлоокрашенного нафтенового масла, например масла, известного под торговым обозначением НБ-500, производимым компанией Сго88 От1 & Рейшид Со., Смаковер, Арканзас. Другие применимые агенты, придающие клейкость, и их ингредиенты обсуждаются в Патенте США № 5362566 (Джордж и др.), включенном в данный документ по ссылке.Tackifying agents typically contain organic material having a glass transition temperature of at least about 120 ° C (in some embodiments, at least 150 ° C) and a diluent present in sufficient quantity to provide a kinematic viscosity of the tackifying agent within about from 3000 to 5000 cSt at a temperature of about 100 ° C. The diluent may be an organic oil, for example, mineral oil (i.e., hydrocarbon oil obtained from oil, such as paraffin oils, naphthenic oils and the like, or mineral oil obtained from coal processing, or regenerated absorption oil). A particularly suitable mineral oil is shale oil. Another suitable mineral oil is oil. These oils will typically have a kinematic viscosity in the range of about 100 to 300 cSt at 100 ° C, and some in the range of about 150 to 250 cSt. In the present description, the term kinematic viscosity has its generally accepted meaning, i.e. the absolute viscosity (sometimes called dynamic viscosity) of a liquid divided by its mass density. In some embodiments, the diluent may include one or more light colored naphthenic oils. The amount of tackifying agent present in a core-sheath multicomponent fiber useful in the practice of the described methods should preferably range from about 0.5 to 2 wt.% Or from about 0.5 to 1 wt.% Of the total weight of the multicomponent fiber. An adhesion improver may also be present in an amount ranging from about 0.5 to 5% by weight of the weight of the multicomponent fiber; organic oil is used as a compensator. The organic component of the tackifying agents useful in the invention can be selected from organic monomers, oligomers or polymers having a glass transition temperature (Tg) of at least 120 ° C, and in some embodiments, at least about 150 ° C. Two categories of organic polymeric materials useful in tackifying agents are polyalkylene resins and polycycloalkene resins, the latter group includes aromatic organic resins. Useful polyalkylene resins include polybutene resins, dipentene resins, ethene, 1propene, 1,4-hexadiene terpolymers and the like. Polycycloalkene resins used include phenolaldehyde resins; polyterpene resins; rosins containing rosin acids and esters, and hydrogenated rosins; polyethylene esterified rosins; phenolic polyterpene resins; limonene resins; pinene resins such as alpha and beta pinene resins; styrene-containing terpene resins and the like. An example of a tackifying agent useful in the methods of this invention is ethene terpolymer, 1-propene and 1,4-hexadiene, the preferred kinematic viscosity of which is obtained above using a light-colored naphthenic oil, for example, an oil known under the trade name NB- 500 manufactured by Sgo88 Ot1 & Reyshid Co., Smackover, Arkansas. Other applicable tackifying agents and their ingredients are discussed in US Pat. No. 5,362,566 (George et al.), Incorporated herein by reference.
Вторым видом применимых многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, являются многокомпонентные волокна, имеющие наружную защитную оболочку. Многие из недорогих полимеров, которые могут использоваться для подземного применения, известны как конденсационные полимеры. Полиамиды и полиэфиры представляют два таких примера. Эти материалы часто имеют подходящие механические свойства для регулирования обратного выноса проппанта, но подвержены гидролитическому расщеплению (либо главной полимерной цепи, либо боковой полимерной цепи) в подземных средах. Кроме того, многие из их продуктов разложения могут выпадать в осадок с двухвалентными катионами в пласте или в выкидной линии, вызывая повреждение оборудования или снижение продуктивности скважины. С другой стороны, фенол-формальдегидные смолы и смолы на основе меламина, несмотря на то, что они более устойчивы к химическому расщеплению, имеют худшие механические свойства и их сложнее производить и обращаться с ними в виде волокна.A second type of applicable multicomponent fibers of the core-cladding type are multicomponent fibers having an outer protective sheath. Many of the inexpensive polymers that can be used for underground applications are known as condensation polymers. Polyamides and polyesters are two such examples. These materials often have suitable mechanical properties to control proppant backflow, but are prone to hydrolytic degradation (either the main polymer chain or the side polymer chain) in underground environments. In addition, many of their decomposition products may precipitate with divalent cations in the formation or flow line, causing equipment damage or reduced well productivity. On the other hand, phenol-formaldehyde resins and melamine-based resins, although they are more resistant to chemical degradation, have poorer mechanical properties and are more difficult to produce and handle as fibers.
В этих вариантах применимых многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, многокомпонентные волокна включают внутренний материал, покрытый вторым составом, где, например, внутренний материал относительно более подвержен гидролизу, чем наружный материал. В одном варианте реализации продукты могут быть многокомпонентными волокнами с покрытием, которые особенно подходят для снижения миграции твердых частиц - в особенности для регулирования выноса проппанта. Внутренний материал можно выбрать с учетом его механических свойств, стоимости и простоты изготовления. Наружный, покрывающий материал можно выбрать с учетом его способности противостоять гидролитическому расщеплению. Приведены два примера. Волокно в первом примере, которое может иметь структуру, показанную на фиг. 1Ό, представляет собой волокно из полимолочной кислоты в виде сердцевины 46 многокомпонентного волокна, совместно экструдированной с покровным слоем из полиамида или полиэтилен-терефталата (РЕТ) в виде оболочки 44. В качестве второго примера можно привести полиамидную сердцевину, покрытую фенольной или меламиновой смолой.In these embodiments of the applicable core-sheath multicomponent fibers, the multicomponent fibers include an inner material coated with a second composition, where, for example, the inner material is relatively more susceptible to hydrolysis than the outer material. In one embodiment, the products may be coated multicomponent fibers that are particularly suitable for reducing the migration of particulate matter — especially for controlling proppant removal. The internal material can be selected taking into account its mechanical properties, cost and ease of manufacture. The outer covering material can be selected taking into account its ability to withstand hydrolytic degradation. Two examples are given. The fiber in the first example, which may have the structure shown in FIG. 1Ό is a fiber made of polylactic acid in the form of a core 46 of a multicomponent fiber coextruded with a polyamide or polyethylene terephthalate (PET) coating layer in the form of a sheath 44. As a second example, a polyamide core coated with a phenolic or melamine resin can be cited.
Еще одним видом многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, которые могут приме- 9 027037 няться в практических способах этого изобретения, являются многокомпонентные волокна, содержащие по меньшей мере один отверждаемый компонент. Эти варианты реализации аналогичны вариантам, описанным здесь, которые используют волокна типа сердцевина-оболочка, имеющие (или которые могут быть модифицированы, чтобы иметь) клейкую наружную оболочку, однако в вариантах, использующих отверждаемый компонент, во время нагнетания в скважину композиции флюида согласно изобретению наружная поверхность волокон или других продуктов находится в неотвержденном состоянии, или в частично отвержденном состоянии, или содержит компоненты, которые могут инициировать отверждение за счет действия латентного отверждающего агента.Another type of multicomponent core-clad fibers, which may be used in the practical methods of this invention, are multicomponent fibers containing at least one curable component. These embodiments are similar to those described herein that use core-sheath fibers having (or which can be modified to have) an adhesive outer sheath, however, in embodiments using a curable component, the outer fluid composition of the invention is injected into the well during injection the surface of the fibers or other products is in an uncured state, or in a partially cured state, or contains components that can initiate curing by acting a latent curing agent.
Примером является покрытие, включающее неотвержденную эпоксидную смолу, которая содержит диспергированный, латентный отверждающий агент, активируемый при нагревании. Преимущество этого варианта аналогично вариантам реализации, в которых используются клейкие материалы, но поверхностные связи с гранулами проппанта, с другими волокнами или стенкой трещины будут более прочными и постоянными. Базовое волокно придает гибкость скрепленной структуре, которая помогает проппантной пачке противостоять циклическим изменениям напряжений.An example is a coating comprising an uncured epoxy resin that contains a dispersed, latent, heat activated curing agent. The advantage of this option is similar to the implementation options in which adhesive materials are used, but surface bonds with proppant granules, with other fibers or a crack wall will be more durable and permanent. The base fiber gives flexibility to the bonded structure, which helps the proppant pack to withstand cyclic stress variations.
Еще одним видом многокомпонентных волокон типа сердцевина-оболочка, которые можно использовать в практической реализации этого изобретения, являются многокомпонентные волокна, содержащие по меньшей мере один разлагаемый компонент. В настоящем описании термин разлагаемый может означать разлагаемый физическими, химическими (включая рН), механическими, радиационными средствами и их сочетаниями. В некоторых применениях будет предпочтительно, чтобы один или более компонентов продукта были разлагаемыми или растворимыми в подземной среде. Полимолочная кислота (РЬА) является примером полимера, который разлагается и растворяется в скважинных условиях. Полимер на основе поливинилового спирта можно экструдировать в растворимые волокна. Одним примером эффективности его использования является то, что очень клейкие полосы полимера на основе поливинилового спирта можно покрыть РЬА для облегчения обращения с ними, доставки на участок скважины и смешивания. Таким образом, тонкие полосы или пленки очень липкой или отверждаемой смолы с высокими отношениями поверхностной площади к объему можно разместить в трещине или на поверхностях в скважине или забойном оборудовании.Another type of multicomponent core-clad fibers that can be used in the practical implementation of this invention are multicomponent fibers containing at least one decomposable component. In the present description, the term degradable may mean degradable by physical, chemical (including pH), mechanical, radiation means and their combinations. In some applications, it will be preferable that one or more components of the product are degradable or soluble in the underground environment. Polylactic acid (PbA) is an example of a polymer that decomposes and dissolves in borehole conditions. The polyvinyl alcohol polymer can be extruded into soluble fibers. One example of the effectiveness of its use is that very sticky strips of polyvinyl alcohol-based polymer can be coated with PBA to facilitate handling, delivery to the well site, and mixing. Thus, thin strips or films of very sticky or curable resin with high surface area to volume ratios can be placed in a fracture or on surfaces in a borehole or downhole equipment.
Растворимая РЬА минимизирует общий объем материала, остающегося в поровом пространстве, тем самым минимизируя нарушение гидропроводности.Soluble PbA minimizes the total volume of material remaining in the pore space, thereby minimizing the disturbance in hydraulic conductivity.
Функции разлагаемого компонента заключаются в его растворении при воздействии условий в стволе скважины способом, контролируемым пользователем, т.е. с интенсивностью и в положении, контролируемыми структурой первого компонента. Таким образом, зоны в стволе скважины, или сам ствол скважины, или его отводы могут быть заблокированы на периоды времени, однозначно определенные пользователем. Разлагаемый второй компонент может включать разлагаемый неорганический материал, разлагаемый органический материал и их сочетания. Разлагаемые водорастворимые органические материалы могут содержать водорастворимый полимерный материал, например поливиниловый спирт, поли(молочную кислоту) и тому подобное. Водорастворимый полимерный материал может быть обычным водорастворимым полимером, который растворяется за счет гидролиза боковых цепей, либо главная полимерная цепь может быть гидролизующейся.The function of the decomposable component is to dissolve it when exposed to conditions in the wellbore in a manner controlled by the user, i.e. with intensity and in position, controlled by the structure of the first component. Thus, zones in the wellbore, or the wellbore itself, or its bends can be blocked for periods of time uniquely determined by the user. The degradable second component may include degradable inorganic material, degradable organic material, and combinations thereof. Degradable water-soluble organic materials may contain a water-soluble polymeric material, for example polyvinyl alcohol, poly (lactic acid) and the like. The water-soluble polymer material may be a conventional water-soluble polymer that dissolves by hydrolysis of the side chains, or the main polymer chain may be hydrolyzable.
Определенные композиции флюида, применимые в этом изобретении, могут включать многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, содержащие термопластичные материалы, покрытые полностью затвердевшим или частично затвердевшим термореактивным материалом. В вариантах реализации, отличающихся тем, что термореактивный материал является затвердевшим только частично, при закачке флюида в скважину термореактивные материалы могут полностью затвердевать при воздействии условий в забое скважины.Certain fluid compositions useful in this invention may include multicomponent core-clad fibers containing thermoplastic materials coated with fully cured or partially cured thermosetting material. In embodiments characterized in that the thermoset material is only partially hardened, when the fluid is injected into the well, the thermoset materials can completely harden when exposed to downhole conditions.
Композиции флюида и многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, применимые в изобретении, могут содержать металлические или неметаллические волокна, покрытые термореактивным материалом. Применимые неметаллические волокна включают стекловолокна, углеродные волокна, минеральные волокна, синтетические или натуральные волокна, образованные термостойкими органическими материалами, или волокна, изготовленные из керамических материалов. Металлические и неметаллические волокна могут быть углеводородостойкими органическими волокнами; это означает, что они устойчивы к разрушению в скважинных условиях. Примеры применимых натуральных органических волокон включают шерсть, шелк, хлопок или целлюлозу. Примеры применимых синтетических органических волокон включают волокна на основе поливинилового спирта, полиэфирные волокна, вискозные волокна, полиамидные волокна, акриловые волокна, арамидные волокна и фенольные волокна. Как правило, любое керамическое (т.е. стекло, кристаллическая керамика, стеклокерамика и их сочетания) волокно пригодно для применений настоящего изобретения. Примером керамического волокна, пригодного для целей настоящего изобретения, является волокно, производимое компанией 3М Сотрапу, Сент-Пол, Миннесота под торговым обозначением ΝΕΧΤΕΕ. Стекловолокна могут использоваться, по меньшей мере, потому, что они придают продуктам требуемые характеристики и относительно недороги. Кроме того, для усиления прилипания стекловолокон к термопластичным материалам существуют подходящие поверхностные связующие агенты, такие как силановый аппрет, улучшающийFluid compositions and multicomponent core-sheath fibers useful in the invention may contain metallic or non-metallic fibers coated with a thermosetting material. Useful non-metallic fibers include glass fibers, carbon fibers, mineral fibers, synthetic or natural fibers formed by heat-resistant organic materials, or fibers made from ceramic materials. Metallic and nonmetallic fibers can be hydrocarbon resistant organic fibers; this means that they are resistant to fracture in downhole conditions. Examples of useful natural organic fibers include wool, silk, cotton or cellulose. Examples of useful synthetic organic fibers include polyvinyl alcohol based fibers, polyester fibers, viscose fibers, polyamide fibers, acrylic fibers, aramid fibers and phenolic fibers. Typically, any ceramic (i.e. glass, crystalline ceramic, glass ceramic, and combinations thereof) fiber is suitable for the applications of the present invention. An example of a ceramic fiber suitable for the purposes of the present invention is a fiber manufactured by 3M Sotrapu, St. Paul, Minnesota under the trade name ΝΕΧΤΕΕ. Glass fibers can be used, at least because they give products the required characteristics and are relatively inexpensive. In addition, to enhance the adhesion of glass fibers to thermoplastic materials, there are suitable surface binding agents, such as a silane coupling agent, which improves
- 10 027037 прилипание к термопластичному материалу. Примеры силановых аппретов включают аппреты, изготавливаемые компанией Όο\ν Согтпд Согр., Мидленд, Майами под торговым обозначением Ζ-6020 и Ζ6040.- 10 027037 adhesion to a thermoplastic material. Examples of silane dressings include those manufactured by Όο \ ν Sogtpd Sogr., Midland, Miami under the trade names Ζ-6020 and Ζ6040.
Другие применимые многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка включают продукты, отличающиеся тем, что наименее прочный материал заключен в более прочную оболочку; продукты, отличающиеся тем, что полимеры, такие как РЬА и полигликолевая кислота, заключены в оболочку из полиэфирного, полиамидного и/или полиолефинового термопластика; продукты, отличающиеся тем, что чувствительный адгезив, например адгезив, чувствительный к давлению, термочувствительный адгезив, влагочувствительный адгезив или адгезив, чувствительный к воздействию отверждающего агента, заключен в оболочку из разлагаемого полимера; и продукты, отличающиеся тем, что один из компонентов выбирается таким образом, что он будет приобретать клейкость при определенной температуре в скважине, например при статической температуре на забое скважины (ΒΗδΤ), и будет иметь модуль менее чем примерно 3 х 106 дин/см2 (3 х 105 Н/м2) на частоте примерно 1 Гц при температуре выше -60°С, клейкий компонент, внедренный в разлагаемую полимерную оболочку. Чувствительные адгезивы, такие как адгезивы, чувствительные к давлению, термочувствительные адгезивы, влагочувствительные адгезивы, а также адгезивы, чувствительные к воздействию отверждающего агента, хорошо известны специалистам в области адгезивов и волокон и не требуют дальнейшего пояснения в данном описании.Other applicable multicomponent fibers of the type of core-cladding include products, characterized in that the least durable material is enclosed in a more durable cladding; products, characterized in that the polymers, such as PBA and polyglycolic acid, are encapsulated in polyester, polyamide and / or polyolefin thermoplastics; products characterized in that a sensitive adhesive, for example a pressure sensitive adhesive, a heat sensitive adhesive, a moisture sensitive adhesive or an adhesive sensitive to a curing agent, is encapsulated in a degradable polymer; and products, characterized in that one of the components is selected in such a way that it will become sticky at a certain temperature in the well, for example, at a static temperature at the bottom of the well (ΒΗδΤ), and will have a modulus of less than about 3 x 10 6 dyne / cm 2 (3 x 10 5 N / m 2 ) at a frequency of about 1 Hz at a temperature above -60 ° C, an adhesive component embedded in a degradable polymer shell. Sensitive adhesives, such as pressure-sensitive adhesives, heat-sensitive adhesives, moisture-sensitive adhesives, as well as adhesives sensitive to the hardening agent, are well known to those skilled in the art of adhesives and fibers and do not require further explanation in this description.
Применимые многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка также описаны, например, в заявке США на временный патент, имеющей серийный номер 61/014004 (Реестр поверенного № 63584И8002; озаглавленный Многокомпонентные волокна), зарегистрированной в ту же дату, что и заявка, рассматриваемая в данный момент, описание изобретения которой включено в данный документ по ссылке.Applicable core-sheath multicomponent fibers are also described, for example, in the U.S. provisional patent application Serial No. 61/014004 (Attorney Register No. 63584I8002; entitled Multicomponent Fibers), registered on the same date as the application currently under consideration. , a description of the invention of which is incorporated herein by reference.
При некоторых обстоятельствах может оказаться эффективным использование в скважине готовых тканых или нетканых изделий, например матов, изготовленных из материалов, описанных в этой заявке, которые включают первый (сеточный) компонент и второй (модифицируемый) компонент. В целом размер этих изделий ограничивается только практическими аспектами размещения материалов в скважине. Один способ размещения может заключаться в нагнетании композиции флюида, содержащей одно или более готовых изделий. Другой способ размещения может заключаться в прикреплении изделия к концу трубы, такой как гибкая насосно-компрессорная труба, или рядом с ее концом, спуск трубы в скважину и размещение изделия в требуемом местоположении.In some circumstances, it may be effective to use finished woven or non-woven products in the well, such as mats made from the materials described in this application, which include a first (mesh) component and a second (modifiable) component. In general, the size of these products is limited only by the practical aspects of the placement of materials in the well. One placement method may be to inject a fluid composition containing one or more finished products. Another method of placement may be to attach the product to the end of the pipe, such as a flexible tubing, or near its end, lowering the pipe into the well and placing the product at the desired location.
Пример.Example.
Использовался испытательный прибор, включающий следующие узлы: камера обратного выноса для содержания испытуемой проппантной пачки; система циркуляции для нагнетания флюида через проппантную пачку в камере; и гидравлический пресс для приложения к проппантной пачке линейного напряжения, вызывающего смыкание трещины. Камера обратного выноса состояла из прямоугольного корпуса, который имел внутреннюю рабочую площадь 5.25 х 5.25 дюйма (13.3 х 13.3 см), которая удерживала проппантную пачку. После того, как камера была заполнена проппантной пачкой, поверх проппантной пачки в корпус был вставлен поршень квадратной формы.A test device was used, which included the following units: a return chamber for the maintenance of the proppant pack being tested; a circulation system for pumping fluid through a proppant pack in the chamber; and a hydraulic press for applying linear stress to the proppant pack causing the crack to close. The return chamber consisted of a rectangular case that had an internal working area of 5.25 x 5.25 inches (13.3 x 13.3 cm) that held the proppant pack. After the chamber was filled with a proppant pack, a square-shaped piston was inserted into the body over the proppant pack.
Вода прокачивалась через прямоугольную проппантную пачку со стороны впуска к стороне нагнетания. На стороне впуска камеры находились три 13 мм впуска для притока воды. На стороне нагнетания камеры находился 10 мм выпуск, который представляет собой перфорацию. В этой конфигурации проппантная пачка была в состоянии свободно перемещаться, если она имела недостаточную мощность, чтобы противостоять напряжениям, создаваемым потоком воды. После того, как камера обратного выноса была заполнена и собрана, ее поместили в гидравлический пресс, который затем приложил к проппантной пачке предполагаемое напряжение, вызывающее смыкание трещины. Испытательный прибор управлялся компьютером, а полученные данные включали измерения ширины пачки, расход и давление на входе.Water was pumped through a rectangular proppant pack from the inlet side to the discharge side. On the inlet side of the chamber were three 13 mm inlets for the influx of water. On the pressure side of the chamber was a 10 mm outlet, which is a perforation. In this configuration, the proppant pack was able to move freely if it had insufficient power to withstand the stresses created by the flow of water. After the return chamber was filled and assembled, it was placed in a hydraulic press, which then applied the expected stress to the proppant pack, causing the crack to close. The test device was controlled by a computer, and the data obtained included measurements of the width of the packet, flow rate and inlet pressure.
Измерения стабильности обратного выноса проппанта производились на песчаной пачке, выполненной из песка для гидроразрыва с зернистостью 20/40 (АР1 КР 56), приобретенного в компании Вайдег Мпйпд Согрогайоп, Берлин, Висконсин, и добавок для регулирования обратного выноса. Общая масса твердой фазы в пачке (песок плюс добавки для регулирования обратного выноса) была установлена на 400 граммов. Линейное напряжение было установлено на 4000 фунтов/кв.дюйм (27.6 МПа); испытания проводились при 90°С. В начале каждого испытания расход воды был нулевой. По мере прохождения испытания расход воды непрерывно увеличивался с интенсивностью 4 л/мин, пока не наблюдалось разрушение пачки. Расход при разрушении пачки использовался как характеристика стабильности обратного выноса проппантной пачки.Proppant return removal stability measurements were carried out on a sand pack made of 20/40 grit frac sand (AR1 KR 56) purchased from Weidegg MP3 Sogrogaiop, Berlin, Wisconsin, and additives for regulating the return flow. The total mass of the solid phase in the pack (sand plus additives to control the return flow) was set at 400 grams. Line voltage was set to 4000 psi (27.6 MPa); tests were carried out at 90 ° C. At the beginning of each test, the water flow was zero. As the test passed, the water flow continuously increased with an intensity of 4 l / min, until the destruction of the pack was observed. The flow rate during the destruction of the pack was used as a characteristic of the stability of the return proppant pack.
К проппантной пачке добавлялись волокна и проводились испытания на обратный вынос. Испытание проводились на однокомпонентном нейлоновом волокне, имеющем длину 17 мм и диаметр 6 мм и двухкомпонентном полиамид/иономерном волокне, имеющем длину 17 мм и диаметр 6 мкм. Однокомпонентное волокно было предоставлено компанией 3М Сотрапу, Сент-Пол, Миннесота, а двухкомпонентное волокно имело нейлоновую сердцевину с оболочкой δυΚΤΥΝ™ (торговая марка ЭиРоШ Согро- 11 027037 гайоп) и поставлялось компанией 3М Сотрапу, Сент-Пол, Миннесота. Чтобы сравнить различные волокна, результаты испытаний были нормализованы в соответствии с линейной концентрацией волокон в метрах на грамм проппанта в испытательной камере. Фиг. 4 показывает результаты испытаний, в которых расход при разрушении пачки вычерчивается в зависимости от линейной концентрации волокон в пачке. При таких условиях чистый песок начинал перетекать при расходах ниже 0.5 л/мин. Результаты показали, что двухкомпонентные волокна значительно улучшили устойчивость пачки даже при более низкой концентрации волокон. При использовании 18-22.5 м однокомпонентного волокна на грамм проппанта пачки начинают разрушаться при расходах 2.9-3.9 л/мин. При использовании двухкомпонентных волокон оказалось возможным увеличить расход до 4.9 л/мин при половине линейной концентрации волокон (9 м/г). Когда было использовано 18 м/г двухкомпонентного волокна, расход составил 5.7 л/мин при разрушении пачки.Fibers were added to the proppant pack and reverse removal tests were performed. The tests were carried out on a single component nylon fiber having a length of 17 mm and a diameter of 6 mm and a two-component polyamide / ionomer fiber having a length of 17 mm and a diameter of 6 μm. The one-component fiber was provided by 3M Sotrapu, St. Paul, Minnesota, and the two-component fiber had a δυΚΤΥΝ ™ sheathed nylon core (trademark EiRoSh Sogro 11 027037 hyop) and was supplied by 3M Sotrapu, St. Paul, Minnesota. To compare different fibers, the test results were normalized according to the linear concentration of fibers in meters per gram of proppant in the test chamber. FIG. 4 shows the results of tests in which the flow rate during failure of the bundle is plotted depending on the linear concentration of fibers in the bundle. Under these conditions, clean sand began to flow at flows below 0.5 l / min. The results showed that bicomponent fibers significantly improved the stability of the bundle even at a lower fiber concentration. When using 18-22.5 m of single-component fiber per gram of proppant, packs begin to break down at a flow rate of 2.9-3.9 l / min. When using bicomponent fibers, it was possible to increase the flow rate to 4.9 l / min at half the linear fiber concentration (9 m / g). When 18 m / g bicomponent fiber was used, the flow rate was 5.7 l / min when the pack was destroyed.
Многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка и композиции флюида, содержащие их, можно использовать в способах этого изобретения для регулирования твердой фазы и/или флюида в коллекторах. Многокомпонентные волокна, такие как многокомпонентные волокна, имеющие клейкую поверхность и/или поверхность с отверждаемым адгезивом, могут включать пористые проппанты, пропитанные веществом, повышающим клейкость, или отверждающим агентом для контролируемого высвобождения. При использовании для регулирования подвижности твердых частиц (например, для регулирования обратного выноса проппанта, и/или регулирования миграции мелких частиц) твердые частицы прилипают к поверхности волокнистого материала. Волокно может содержать часть однородной сеточной структуры волокно-проппант (нагнетаемой на этапе закачки проппанта), или же волокна или другие продукты могут использоваться без проппанта в качестве сеточных структур или части отфильтрованного материала, или нагнетаться в забой скважины на этапе закачки жидкости гидроразрыва в пласт без проппанта. Сеточные структуры могут быть временными по своей природе за счет высвобождения клейкого или отверждаемого покрытия, покрывающего проппантную пачку, при растворении, или же волокно или другой продукт может быть частично растворимым покрытием окружающего проппанта, в то же время, сохраняя целостность волоконной сеточной структуры.Multicomponent core-sheath fibers and fluid compositions containing them can be used in the methods of this invention to control the solid phase and / or fluid in the reservoirs. Multicomponent fibers, such as multicomponent fibers having an adhesive surface and / or a curable adhesive surface, may include porous proppants impregnated with a tackifier or controlled release curing agent. When used to control the mobility of solid particles (for example, to control the return of proppant, and / or to regulate the migration of small particles), solid particles adhere to the surface of the fibrous material. The fiber may contain part of a homogeneous proppant fiber network structure (injected during the proppant injection stage), or the fibers or other products can be used without proppant as network structures or part of the filtered material, or injected into the bottom of the well at the stage of hydraulic fracturing fluid injection into the formation without proppant. Mesh structures may be temporary in nature by releasing an adhesive or curable proppant pack coating upon dissolution, or the fiber or other product may be a partially soluble coating of the surrounding proppant while maintaining the integrity of the fiber mesh structure.
Несмотря на то что основное обсуждение велось на тему регулирования обратного выноса проппанта, способы изобретения относятся к любому способу или процессу обработки подземного пласта, пронизанного стволом скважины, включая разработку композиции флюида согласно изобретению; нагнетание или размещение каким-либо другим способом композиции флюида в забое скважины через ствол скважины; осаждение композиции флюида в пласте; и формирование в пласте 2- или 3-мерной сеточной структуры, содержащей первый и второй компоненты. Это может включать способы ГРП; способы, отличающиеся тем, что разработка композиции флюида включает разработку композиции флюида с гравийной набивкой, нагнетание композиции флюида с гравийной набивкой в забой скважины через ствол скважины, осаждение флюида с гравийной набивкой; способы, включающие разработку композиции флюида, способной увеличить функциональные возможности гранулированной набивки в стволе скважины, включая введение композиции флюида согласно изобретению в набивку и модифицирование модифицируемого компонента. Способы в пределах этого аспекта включают способы, отличающиеся тем, что набивка содержит материалы, выбранные из следующих: проппант, ранее размещенный в трещинах в подземном пласте, песок в подземном пласте, гравийная набивка и их сочетания.Although the main discussion was on proppant return control, the methods of the invention relate to any method or process for treating an underground formation pierced by a wellbore, including developing a fluid composition according to the invention; injection or placement in any other way of the fluid composition in the bottom of the well through the wellbore; sedimentation of the fluid composition in the formation; and the formation in the reservoir of a 2- or 3-dimensional grid structure containing the first and second components. This may include hydraulic fracturing methods; methods, characterized in that the development of the fluid composition includes the development of a fluid composition with gravel packing, pumping a fluid composition with gravel packing into the bottom of the well through the wellbore, sedimentation of the fluid with gravel packing; methods comprising developing a fluid composition capable of increasing the functionality of a granular packing in a wellbore, including introducing a fluid composition of the invention into the packing and modifying a modifiable component. Methods within this aspect include methods wherein the packing comprises materials selected from the following: proppant previously placed in cracks in the subterranean formation, sand in the subterranean formation, gravel packing, and combinations thereof.
Другие способы изобретения включают подготовку и/или предварительную обработку поверхности трещины. То есть композиция флюида используется в начале обработки перед добавлением проппанта.Other methods of the invention include preparing and / or pre-treating the surface of the crack. That is, the fluid composition is used at the beginning of the treatment before the proppant is added.
В других способах изобретения композиция флюида может использоваться в сочетании с одним или более традиционных понизителей фильтрации (например, мелкозернистый песок и аналогичный материал) для нанесения на поверхность трещины или поверхность ствола скважины.In other methods of the invention, the fluid composition may be used in combination with one or more conventional filter reducing agents (e.g., fine sand and the like) to be applied to the surface of a fracture or surface of a wellbore.
Дальнейшие способы изобретения включают использование композиции согласно изобретению в сочетании с однокомпонентными удлиненными элементами, например однокомпонентными волокнами (отличающимися тем, что модифицируемый компонент многокомпонентных волокон типа сердцевинаоболочка действует как связующее вещество для традиционных волоконных материалов в проппантной пачке, заглушке из волокон и т.д.).Further methods of the invention include the use of the composition according to the invention in combination with unicomponent elongated elements, for example, unicomponent fibers (characterized in that the modifiable component of multicomponent fibers of the core-shell type acts as a binder for traditional fiber materials in a proppant bundle, fiber plug, etc.) .
Дальнейшие способы изобретения включают использование двух разных композиций удлиненных продуктов, смешанных во флюиде, с проппантом или без него. После введения этих продуктов в пласт они могут действовать, взаимно усиливая свое действие для создания сеточной структуры. Например, одно из многокомпонентных волокон может содержать эпоксидную смолу, а второе волокно может содержать отверждающий агент. В качестве альтернативы, например, одно из многокомпонентных волокон может содержать термоактивируемый адгезивный материал, образующий связи при расплавлении, который действует в течение определенного периода времени, а другое многокомпонентное волокно может содержать эпоксидный адгезив, который действует в течение другого периода времени.Further methods of the invention include the use of two different compositions of elongated products mixed in fluid, with or without proppant. After the introduction of these products into the reservoir, they can act, mutually enhancing their action to create a mesh structure. For example, one of the multicomponent fibers may contain an epoxy resin, and the second fiber may contain a curing agent. Alternatively, for example, one of the multicomponent fibers may contain a thermally activated adhesive material forming bonds during melting, which acts for a certain period of time, and the other multicomponent fiber may contain epoxy adhesive, which acts for a different period of time.
В других способах изобретения композиция флюида может использоваться в применениях кислотного гидроразрыва и кислотной обработки трещин. Кислотная обработка означает нагнетание кислоты в ствол скважины для устранения околоскважинных повреждений пласта и вредных веществ. Кислотная обработка обычно увеличивает добычу за счет увеличения эффективного радиуса скважины. При выпол- 12 027037 нении этой операции при давлениях выше давления, необходимого для разрыва пласта, она часто называется кислотным гидроразрывом. Кислотная обработка трещины - это методика увеличения добычи, в которой кислота, обычно соляная (НС1), вводится в карбонатный пласт при давлении выше давления разрыва пласта. Протекающая кислота имеет склонность к неравномерному вытравливанию поверхностей трещины, образуя проводящие каналы, которые остаются открытыми без расклинивающего агента после смыкания трещины. Длина вытравленной трещины ограничивает эффективность гидроразрыва с кислотной обработкой. Длина трещины зависит от утечки кислоты и ее расхода. При слишком плохих характеристиках потерь кислотного раствора чрезмерная утечка будет прерывать расширение трещины. Аналогично, если кислота расходуется слишком быстро, вытравленная часть трещины будет слишком короткой. Основная проблема кислотной обработки с гидроразрывом заключается в развитии червоточин на поверхности трещины; эти червоточины увеличивают площадь реагирующей поверхности и вызывают чрезмерную утечку и быстрое расходование кислоты. До некоторой степени эту проблему можно решить за счет использования инертных понизителей фильтрации для соединения червоточин или за счет использования загущенных кислот. Кислотную обработку трещины также называют кислотным гидроразрывом или гидроразрывом с кислотной обработкой. Композиции согласно изобретению можно использовать в этих применениях, так как кислотный раствор может избирательно разлагать композиции, а не другие компоненты или геологические пласты.In other methods of the invention, the fluid composition can be used in acid fracturing and acid fracture applications. Acid treatment means injecting acid into the wellbore to eliminate near-wellbore damage to the formation and harmful substances. Acid treatment usually increases production by increasing the effective radius of the well. When this operation is performed at pressures above the pressure required for fracturing, it is often called acid fracturing. Acid treatment of a fracture is a technique for increasing production in which an acid, usually hydrochloric (HC1), is introduced into a carbonate formation at a pressure above the fracture pressure. Leaking acid has a tendency to unevenly etch crack surfaces, forming conductive channels that remain open without a proppant after the crack is closed. The length of the etched crack limits the effectiveness of fracturing with acid treatment. The length of the crack depends on the leakage of acid and its consumption. If the acid solution loss characteristics are too poor, excessive leakage will interrupt the expansion of the crack. Similarly, if acid is consumed too quickly, the etched portion of the crack will be too short. The main problem of fracturing acid treatment is the development of wormholes on a crack surface; these wormholes increase the responsive surface area and cause excessive leakage and rapid acid consumption. To some extent this problem can be solved by using inert filtration reducers to connect wormholes or by using thickened acids. Acid fracture treatment is also called acid fracturing or acid fracturing. Compositions according to the invention can be used in these applications, since the acid solution can selectively decompose the composition, and not other components or geological formations.
Традиционные (однокомпонентные) волокна или другие однокомпонентные частицы, имеющие определенную форму, можно использовать в сочетании с композицией флюида, многокомпонентными волокнами типа сердцевина-оболочка и способами изобретения для укрепления, армирования или связывания фильтровальных осадков и добавок для фильтрации жидкости в стволе скважины, в сеточных структурах согласно изобретению в забое скважины или в самой трещине. Ниже следует краткое обсуждение однокомпонентных штапельных волокон и их свойств.Conventional (one-component) fibers or other one-component particles having a certain shape can be used in combination with a fluid composition, multicomponent fibers of the core-shell type and methods of the invention for strengthening, reinforcing or binding filter sediments and additives for filtering fluid in the wellbore, in mesh structures according to the invention in the bottom of the well or in the fracture itself. The following is a brief discussion of one-component staple fibers and their properties.
Однокомпонентные штапельные волокна могут включать извитые или неизвитые термопластичные органические волокна, в том числе полиамидные и полиэфирные волокна, хотя также известно, что используются и другие волокна, такие как вискоза.One-component staple fibers may include crimped or non-twisted thermoplastic organic fibers, including polyamide and polyester fibers, although other fibers, such as viscose, are also known to be used.
Волокна, образующие связи при расплавлении, могут использоваться, чтобы способствовать стабилизации сеточных структур в стволе скважине и могут облегчать захват частиц. Волокна, образующие связи при расплавлении, используемые в настоящем изобретении, могут изготавливаться из легкоплавких полимеров, таких как полиэфиры, при условии, что температура, при которой такие волокна расплавляются и, таким образом, склеиваются с другими волокнами в сеточной структуре, ниже температуры, при которой штапельные волокна или волокна, образующие связи при расплавлении, ухудшают свои физические свойства в условиях скважины. Подходящие и предпочтительные волокна, образующие связи при расплавлении, включают волокна, описанные в патенте США № 5082720 (Хейз), включенном в данный документ по ссылке. Волокна, образующие связи при расплавлении, пригодные для использования в этом изобретении, должны быть активируемыми при повышенных температурах ниже значений, которые могут неблагоприятно повлиять на другие ингредиенты. Как правило, волокна, образующие связи при расплавлении, имеют концентрическую сердцевину и оболочку. В качестве альтернативы волокна, образующие связи при расплавлении, могут иметь структуру с эксцентрично расположенными сердцевиной и оболочкой.Fibers that form bonds during melting can be used to help stabilize the mesh structures in the wellbore and can facilitate particle capture. The melt bonding fibers used in the present invention can be made from fusible polymers such as polyesters, provided that the temperature at which such fibers melt and thus adhere to other fibers in the network structure is lower than the temperature at which staple fibers or fibers that form bonds during melting, worsen their physical properties in a well. Suitable and preferred melt bonding fibers include those described in US Pat. No. 5,082,720 to Hayes, incorporated herein by reference. Fusion forming fibers suitable for use in this invention should be activated at elevated temperatures below values that could adversely affect other ingredients. Typically, the fibers forming the bonds during melting have a concentric core and sheath. Alternatively, the fibers forming the bonds during melting may have a structure with an eccentrically located core and sheath.
Длина используемых органических волокон главным образом зависит от ограничений, налагаемых на насосное оборудование. Однако в зависимости от типов оборудования волокна различной длины или их сочетания могут быть очень удовлетворительно использованы для формирования сеточных структур в забое скважины, имеющих требуемые максимальные характеристики, указанные здесь. Для применений с насосной подачей наилучшая длина волокна - меньше 20 мм, в некоторых вариантах реализации меньше 19 мм, в некоторых других вариантах - меньше 12 мм, а в других вариантах - около 6 мм.The length of organic fibers used mainly depends on the restrictions placed on the pumping equipment. However, depending on the types of equipment, fibers of different lengths or combinations thereof can be very satisfactorily used to form mesh structures in the bottom of the well, having the required maximum characteristics indicated here. For pump feed applications, the best fiber length is less than 20 mm, in some embodiments less than 19 mm, in some other embodiments less than 12 mm, and in other embodiments about 6 mm.
Композиции флюида можно нагнетать в скважину с поверхности с использованием любых насосных систем, которые, как таковые, не являются частью изобретения.The fluid compositions can be injected into the well from the surface using any pumping systems that, as such, are not part of the invention.
Часть флюида из композиций флюида, применимых в изобретении, которая не образует сеть в забое скважины, включает флюид, который должен быть возвращен на поверхность. Во многих пластах это может быть осуществлено естественным образом за счет остаточного давления после выполнения ГРП, или за счет высокого давления в коллекторе. Это можно сделать искусственно с использованием скважинного насоса. Одним из вариантов является использование электроцентробежных погружных насосов (ΕδΡ), таких как насосные системы, известные под торговым обозначением ΑΧΙΑ™, которые изготавливаются компанией ЗсЫитЬегдег ТесЬио1о§у Согрогайои, Шугар Ленд, Техас.A portion of the fluid from the fluid compositions useful in the invention that does not form a network at the bottom of the well includes fluid that must be returned to the surface. In many formations, this can be done naturally due to the residual pressure after hydraulic fracturing, or due to the high pressure in the reservoir. This can be done artificially using a well pump. One option is the use of electric centrifugal submersible pumps (ΕδΡ), such as pump systems known under the trade name ΑΧΙΑ ™, which are manufactured by the company Zsititegdeg Tesioogo Sogrogayoi, Sugar Land, Texas.
При необходимости проппант можно закачивать в пласт либо в сочетании с композициями, используемыми в изобретения, либо смешивать на месте. Как было указано выше, назначение проппанта заключается в том, чтобы расклинивать стенки трещины в подземном пласте, чтобы трещина не смыкалась за счет сил, действующих в пласте. Расклинивание стенок трещины обеспечивает выработку пласта, обычно для извлечения нефти или природного газа. В целом композиции флюида, многокомпонентные волокна типа сердцевина-оболочка, способы и сеточные структуры согласно изобретению эффективны с любым известным проппантом, но могут быть особенно эффективны при использовании самогоIf necessary, the proppant can be injected into the reservoir either in combination with the compositions used in the invention, or mixed in place. As indicated above, the purpose of the proppant is to wedge the walls of the fracture in the subterranean formation so that the fracture does not close due to the forces acting in the reservoir. The wedging of the walls of the fracture provides formation production, usually for the extraction of oil or natural gas. In general, fluid compositions, multicomponent core-sheath fibers, methods and network structures according to the invention are effective with any known proppant, but can be especially effective when using the proppant itself
- 13 027037 дешевого проппанта, кварцевого песка. Предполагается, что при высоких напряжениях частицы песка раздробляются, образуя мелкие частицы, которые могут закупоривать пласт, снижая его проницаемость и приводя к дорогостоящим чисткам скважины или даже ликвидации скважины. Это обсуждается в патенте США 3929191 (Грэхем и др.), описание которого включено в данный документ по ссылке. Спеченный боксит также использовался в качестве проппанта, и может быть более предпочтительным материалом, чем кремнистый песок, благодаря его способности противостоять более высоким деформациям без механического разрушения. Однако спеченный боксит может быть менее подходящим, чем кремнистый песок по причине его значительно большей стоимости и меньшей доступности. Использование спеченного боксита в качестве проппанта раскрывается в патенте США № 4068718 (Кук и др.), описание которого включено в данный документ по ссылке.- 13 027037 cheap proppant, quartz sand. It is assumed that at high stresses, the sand particles are crushed, forming small particles that can clog the formation, reducing its permeability and leading to expensive cleanings of the well or even liquidation of the well. This is discussed in US Pat. No. 3,929,191 (Graham et al.), The disclosure of which is incorporated herein by reference. Sintered bauxite was also used as a proppant, and may be a more preferred material than siliceous sand, due to its ability to withstand higher deformations without mechanical failure. However, sintered bauxite may be less suitable than siliceous sand due to its significantly higher cost and lower availability. The use of sintered bauxite as a proppant is disclosed in US patent No. 4068718 (Cook and others), the description of which is incorporated herein by reference.
Другие подходящие проппанты описаны, например, в патентах США №№ 6406789 (МакДэниел и др.); 6582819 (МакДэниел и др.) и 6632527 (МакДэниел и др.), описания которых включены в данный документ по ссылке. Как объясняется в патенте '789, в настоящее время используются три различных типа расклинивающих материалов (т.е. проппантов). Первый тип проппанта - это спеченные керамические гранулы/частицы, обычно оксид алюминия, кремнезем или боксит, часто с глинистыми связующими веществами или включенными твердыми субстанциями, такими как карбид кремния (например, патент США № 4977116 (Румпф и др.), включенный в данный документ по ссылке, Европейские патенты № 0087852, выданный 2 апреля 1986 г., № 0102761, опубликованный 14 марта 1984 г., или № 0207668, выданный 5 апреля 1984 г.). Керамические частицы имеют недостаток, который заключается в том, что спекание должно выполняться при высоких температурах, что приводит к высоким затратам энергии. Второй тип проппанта изготавливается из большой группы известных расклинивающих материалов, в состав которой входят природные, относительно грубые пески, частицы которых имеют приблизительно сферическую форму, так что они могут обеспечить значительный поток (английский термин гранулированный песок) (описание технологии см. в патенте США № 5188175 (Свит)). Третий тип проппанта включает образцы первого и второго типов, которые могут быть покрыты слоем синтетической смолы (патент США № 5420174 (Депраушад и др.); патент США № 5218038 (Джонсон и др.) и патент США № 5639806 (Джонсон и др.) (описания патентов США №№ 5420174 (Депраушад и др.), 5218038 (Джонсон и др.) и 5639806 (Джонсон и др.) включены в данный документ по ссылке, и Европейский патент № 0542397, опубликованный 19 мая 1993 г.). Как здесь обсуждается, при некоторых обстоятельствах выполнения ГРП предварительно отвержденные проппанты в скважине будут выноситься из трещины, особенно, во время чистки или добычи в нефтяных и газовых скважинах. Некоторые проппанты могут переноситься из зон разрыва в скважину пластовыми флюидами, добываемыми из скважины. Такой перенос известен как обратный вынос. Обратный вынос проппанта из трещины является нежелательным и в ряде случаев до некоторой степени контролируется за счет использования проппанта, покрытого отверждаемой смолой, которая будет консолидироваться и затвердевать под землей. Проппанты, покрытые фенольной смолой, в течение некоторого времени были доступны для приобретения и использовались для этой цели.Other suitable proppants are described, for example, in US patent No. 6406789 (McDaniel et al.); 6582819 (McDaniel et al.) And 6632527 (McDaniel et al.), Descriptions of which are incorporated herein by reference. As explained in the '789 patent, three different types of proppants (i.e., proppants) are currently used. The first type of proppant is sintered ceramic granules / particles, usually alumina, silica or bauxite, often with clay binders or solid substances such as silicon carbide (for example, US patent No. 4977116 (Rumpf and others) included in this document by reference, European Patents No. 0087852, issued April 2, 1986, No. 0102761, published March 14, 1984, or No. 0207668, issued April 5, 1984). Ceramic particles have the disadvantage that sintering must be performed at high temperatures, which leads to high energy costs. The second type of proppant is made from a large group of known proppants, which include natural, relatively coarse sands, particles of which are approximately spherical in shape, so that they can provide a significant flow (the English term is granular sand) (for technology, see US patent No. 5188175 (Suite)). The third type of proppant includes samples of the first and second types, which can be coated with a layer of synthetic resin (US patent No. 5420174 (Depraushad and others); US patent No. 5218038 (Johnson and others) and US patent No. 5639806 (Johnson and others) (US Patent Descriptions No. 5420174 (Depraushad et al.), 5218038 (Johnson et al.) and 5639806 (Johnson et al.) are incorporated herein by reference, and European Patent No. 0542397, published May 19, 1993). As discussed here, under certain hydraulic fracturing circumstances, pre-cured proppants in the well will be removed from the fracture, especially during cleaning or production in oil and gas wells. Some proppants can be transported from fracture zones to the well by formation fluids extracted from the well. This transfer is known as backflow. Proppant backflow from the fracture is undesirable and in some cases to some extent controlled by the use of proppant coated with a curable resin, which will consolidate and harden underground. Phenolic resin coated proppants have been available for some time and have been used for this purpose.
Таким образом, проппанты, покрытые отверждаемой смолой, могут использоваться для заглушения трещин с целью предотвращения такого выноса. Полимерное покрытие отверждаемых проппантов не сшивается в значительной степени перед закачкой в нефтяную или газовую скважину. Скорее, покрытие рассчитано на сшивание в условиях механической деформации и температуры, существующих в пласте скважины. Это приводит к тому, что частицы проппанта слипаются вместе, образуя 3-мерную матрица и предотвращая обратный вынос проппанта. Такие проппанты, покрытые полимерной фенольной смолой, лучше всего работают в средах, в которых температуры достаточно высоки для консолидации и отверждения фенольных смол. Однако условия в геологических пластах варьируются в очень значительной степени. В некоторых газовых/нефтяных скважинах на забое скважины существует высокая температура (>180°Р (82°С)) и высокое давление (>6,000 фунт/кв. дюйм (41 МПа)). При таких условиях большинство отверждаемых проппантов могут затвердевать эффективно. Более того, проппанты, используемые в таких скважинах, должны быть термически и физически стабильны (т.е. не разрушаться в значительной степени при этих температурах и давлениях). Отверждаемые смолы включают (ί) смолы, которые полностью затвердевают в подземном пласте, и (ίί) смолы, которые частично затвердевают перед закачкой в подземный пласт, тогда как окончательное затвердевание происходит в подземном пласте. Многие неглубокие скважины часто имеют температуры в скважине менее 130°Р (54°С) или даже менее 100°Р(38°С).Thus, proppants coated with a curable resin can be used to plug cracks in order to prevent this outflow. The polymer coating of the curable proppants is not substantially crosslinked prior to injection into an oil or gas well. Rather, the coating is designed for crosslinking under conditions of mechanical deformation and temperature existing in the wellbore. This causes the proppant particles to stick together, forming a 3-dimensional matrix and preventing the proppant from flowing back. Such proppants coated with a polymer phenolic resin work best in environments in which temperatures are high enough to consolidate and solidify the phenolic resins. However, conditions in geological formations vary to a very large extent. In some gas / oil wells, there is high temperature (> 180 ° P (82 ° C)) and high pressure (> 6,000 psi (41 MPa) at the bottom of the well. Under such conditions, most curable proppants can cure efficiently. Moreover, the proppants used in such wells must be thermally and physically stable (i.e., not substantially degraded at these temperatures and pressures). Curable resins include (ί) resins that fully cure in the subterranean formation, and (ίί) resins that partially cure before being injected into the subterranean formation, while final curing occurs in the subterranean formation. Many shallow wells often have well temperatures of less than 130 ° P (54 ° C) or even less than 100 ° P (38 ° C).
Вследствие различных изменений в геологических характеристиках разных нефтяных и газовых скважин одиночный проппант не обладает всеми свойствами, которые могут удовлетворить всем эксплуатационным требованиям при разнообразных условиях. Выбор использования предварительно затвердевшего или отверждаемого проппанта или и того, и другого является делом опыта и знаний, и это должно быть известно каждому специалисту, разбирающемуся в данной области. При использовании проппант находится во взвешенном состоянии в рабочей жидкости гидроразрыва. Таким образом, взаимодействие проппанта и рабочей жидкости будут в значительной степени влиять на стабильность рабочей жидкости, в которой взвешен проппант. Рабочая жидкость должна оставаться вязкой и способнойDue to various changes in the geological characteristics of different oil and gas wells, a single proppant does not have all the properties that can satisfy all operational requirements under a variety of conditions. The choice of using pre-hardened or curable proppant, or both, is a matter of experience and knowledge, and this should be known to every person skilled in the art. When used, the proppant is in suspension in the hydraulic fracturing fluid. Thus, the interaction of the proppant and the working fluid will greatly affect the stability of the working fluid in which the proppant is weighed. The fluid must remain viscous and capable
- 14 027037 переносить проппант в трещину, осаждая его в требуемых местах для использования. Однако если рабочая жидкость преждевременно теряет способность к переносу, проппант может осаждаться в неподходящих местах в трещине или в стволе скважины. Это может потребовать обширной очистки скважины и удаления неправильно осажденного проппанта. Также важно, чтобы рабочая жидкость изменяла консистенцию (подвергалась уменьшению вязкости) в нужное время после надлежащего размещения проппанта. После размещения проппанта в трещине рабочая жидкость должна становиться менее вязкой за счет действия разжижителей (понизителей вязкости), присутствующих в рабочей жидкости. Это позволяет свободным и отверждаемым частицам проппанта сближаться, обеспечивая тесный контакт частиц, что имеет результатом формирование плотной проппантной пачки после отверждения. Отсутствие такого контакта приведет к образованию намного более слабой проппантной пачки. Для переноса проппанта в трещину и его осаждения в нужных местах можно использовать пену вместо вязкой рабочей жидкости. Пена является стабильной средой, которая может поддерживать проппант во взвешенном состоянии до тех пор, пока он не будет размещен в трещине, и в это время пена разрушается. Кроме пены или вязкого флюида для переноса проппанта в трещину можно использовать другие среды, когда они применимы. Кроме того, для борьбы с выносом песка в стволе скважины можно использовать зернистый материал (например, пески) с покрытием из полимерной смолы. В этом случае цилиндрическая конструкция заполняется проппантами (например, зернистый материал с покрытием из полимерной смолы) и вставляется в ствол скважины, чтобы действовать в качестве фильтра или грохота для регулирования или исключения обратного потока песка, других проппантов или частиц подземного пласта. Как правило, цилиндрическая конструкция представляет собой кольцевую структуру, имеющую внутренние и внешние стенки, сделанные из сетки. Размер ячеек сетки грохота достаточен для того, что удерживать зернистый материал с покрытием из полимерной смолы в цилиндрической конструкции и обеспечить прохождение пластового флюида через нее.- 14 027037 transfer proppant into the fracture, precipitating it in the required places for use. However, if the working fluid prematurely loses its ability to transfer, proppant may be deposited in inappropriate places in the fracture or in the wellbore. This may require extensive well cleaning and removal of improperly precipitated proppant. It is also important that the working fluid changes its consistency (undergoes a decrease in viscosity) at the right time after proper placement of the proppant. After placing the proppant in the fracture, the working fluid should become less viscous due to the action of thinners (viscosity reducers) present in the working fluid. This allows the free and curable proppant particles to come together, ensuring close contact of the particles, which results in the formation of a dense proppant pack after curing. The absence of such contact will lead to the formation of a much weaker proppant pack. Foam can be used instead of a viscous working fluid to transfer proppant to the fracture and deposit it in the right places. Foam is a stable medium that can maintain proppant in suspension until it is placed in a fracture, at which time the foam breaks. In addition to foam or viscous fluid, other media can be used to transfer proppant to the fracture when applicable. In addition, granular material (eg, sand) coated with a polymer resin can be used to combat sand removal in the wellbore. In this case, the cylindrical structure is filled with proppants (for example, granular material coated with a polymer resin) and inserted into the wellbore to act as a filter or screen to control or eliminate the backflow of sand, other proppants or particles of the subterranean formation. Typically, a cylindrical structure is an annular structure having internal and external walls made of mesh. The mesh size of the screen is sufficient to hold a granular material coated with a polymer resin in a cylindrical structure and to allow formation fluid to pass through it.
Композиции флюида, применимые в способах этого изобретения, можно использовать с любым числом операций обработки или заканчивания скважин. В настоящем описании термины заканчивание скважины и заканчивание используются как существительные, за исключением ссылок на операцию заканчивания. Операции заканчивания скважин в пределах изобретения включают, но не ограничиваются заканчиванием обсаживания, смешанным заканчиванием, гидравлическим разрывом пласта, заканчиванием с использованием гибких НКТ малого диаметра, заканчиванием в двух горизонтах, заканчиванием при высокой температуре, заканчиванием при высоком давлении, заканчиванием при высокой температуре / высоком давлении, многопластовым заканчиванием, заканчиванием для естественного вызова притока, заканчиванием для механизированной добычи, частичным заканчиванием, первичным заканчиванием, беструбным заканчиванием и тому подобное.The fluid compositions useful in the methods of this invention can be used with any number of processing or completion operations. In the present description, the terms completion and completion are used as nouns, with the exception of references to the completion operation. Well completion operations within the scope of the invention include, but are not limited to casing completion, mixed completion, hydraulic fracturing, completion using small diameter flexible tubing, completion in two horizons, completion in high temperature, completion in high pressure, completion in high temperature / high pressure, multi-layer completion, completion for a natural inflow challenge, completion for mechanized mining, partial completion by primary completion, tubeless completion, and the like.
В контексте нефтяного месторождения термин скважина может относиться к любому типу скважин, включая продуктивную скважину, непродуктивную скважину, нагнетательную скважину, скважину для захоронения флюида, экспериментальную скважину, разведочную скважину и тому подобное. Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными, отклоненными на некоторый угол между вертикалью и горизонталью и их сочетаниями, например вертикальная скважина с невертикальной составляющей.In the context of an oil field, the term well may refer to any type of well, including a production well, a non-productive well, an injection well, a fluid disposal well, an experimental well, an exploratory well, and the like. Wells can be vertical, horizontal, deviated by some angle between the vertical and horizontal and their combinations, for example, a vertical well with a non-vertical component.
В реализации способов настоящего изобретения обработка скважины может планироваться с учетом характеристик целевого подземного пласта, ожидаемого результата, обусловленного контактированием пласта с композицией флюида, химическим составом и характеристиками композиции флюида, геометрией ствола скважины и оборудованием, которое должно использоваться для закачки композиции флюида с целью определения подходящей концентрации и типа компонентов для использования в способах, реализованных в этом изобретении.In implementing the methods of the present invention, well treatment may be planned taking into account the characteristics of the target subterranean formation, the expected result due to the formation contacting with the fluid composition, the chemical composition and characteristics of the fluid composition, the geometry of the wellbore and the equipment to be used to inject the fluid composition to determine the appropriate the concentration and type of components for use in the methods implemented in this invention.
При выполнении какой-либо операции в скважине первый и второй компоненты обычно дозируются либо вместе, либо раздельно в композиции флюида в положении на поверхности перед закачкой в скважину. При наличии проппанта первый и второй компоненты обычно дозируются в композиции флюида раздельно от проппанта. Во многих случаях концентрация волокон во флюиде будет менее 5 вес.% проппанта, часто менее примерно 2 вес.% проппанта, а иногда менее примерно 1 вес.% проппанта. Как правило, соотношение волокон и проппанта будет оставаться одинаковым при выполнении операции, с увеличением концентрации волокон пропорционально концентрации проппанта в композиции флюида. Целесообразно добавлять первый и второй компоненты в композицию флюида непрерывным процессом.When performing any operation in the well, the first and second components are usually dosed either together or separately in the fluid composition at a surface position before being injected into the well. In the presence of proppant, the first and second components are usually dosed in the fluid composition separately from the proppant. In many cases, the fiber concentration in the fluid will be less than 5 wt.% Proppant, often less than about 2 wt.% Proppant, and sometimes less than about 1 wt.% Proppant. Typically, the ratio of fibers to proppant will remain the same during the operation, with an increase in fiber concentration in proportion to the concentration of proppant in the fluid composition. It is advisable to add the first and second components to the fluid composition in a continuous process.
Желательно использовать миксеры с высокой скоростью сдвига для быстрого смешивания первого и второго компонентов с композицией флюида и, при необходимости, с проппантом для тщательного распределения компонентов в композиции. Так как способы настоящего изобретения обеспечивают быстрый рабочий цикл, промысловым операциям будет способствовать использование двойного штуцерного или двойного поточного оборудования, позволяющего осуществлять быструю добычу пластового флюида из скважины.It is desirable to use mixers with a high shear rate to quickly mix the first and second components with the fluid composition and, if necessary, with proppant to carefully distribute the components in the composition. Since the methods of the present invention provide a quick work cycle, the use of double choke or double flow equipment, which allows for quick production of formation fluid from the well, will facilitate field operations.
- 15 027037- 15 027037
Несмотря на то что выше подробно описаны только несколько типичных вариантов реализации изобретения, специалисты, разбирающиеся в данной области, без труда оценят, что в типичных вариантах реализации возможны многочисленные модификации без существенного отклонения от новаторских идей и преимуществ данного изобретения. Соответственно все такие модификации предполагается включить в объем данного изобретения, как определено в следующей формуле изобретения.Although only a few typical embodiments of the invention are described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that numerous modifications are possible in typical embodiments without substantially deviating from the innovative ideas and advantages of this invention. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this invention as defined in the following claims.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US1399307P | 2007-12-14 | 2007-12-14 | |
| PCT/US2008/085657 WO2009079231A2 (en) | 2007-12-14 | 2008-12-05 | Methods of contacting and/or treating a subterranean formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000792A1 EA201000792A1 (en) | 2010-12-30 |
| EA027037B1 true EA027037B1 (en) | 2017-06-30 |
Family
ID=40796084
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000792A EA027037B1 (en) | 2007-12-14 | 2008-12-05 | Method of treating a subterranean formation |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100263870A1 (en) |
| CN (1) | CN101903616A (en) |
| BR (1) | BRPI0821121A2 (en) |
| CA (1) | CA2708396C (en) |
| EA (1) | EA027037B1 (en) |
| MX (1) | MX2010006487A (en) |
| WO (1) | WO2009079231A2 (en) |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2009079234A2 (en) * | 2007-12-14 | 2009-06-25 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating subterranean wells using changeable additives |
| WO2009079233A2 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-25 | 3M Innovative Properties Company | Proppants and uses thereof |
| US20100282468A1 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-11 | Dean Michael Willberg | Fracturing fluid compositions comprising solid epoxy particles and methods of use |
| EP2172533A1 (en) * | 2008-09-26 | 2010-04-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for borehole treatment |
| EP2376682B1 (en) | 2008-12-23 | 2015-10-28 | 3M Innovative Properties Company | Curable fiber and compositions comprising the same; method of treating a subterranean formation |
| CN102333807B (en) | 2008-12-23 | 2013-12-25 | 3M创新有限公司 | Particles comprising blocked isocyanate resin and method of modifying wellbore using same |
| AU2010288351B2 (en) * | 2009-08-25 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions and methods of use |
| US8651186B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command sealant compositions and methods of use |
| US8143198B2 (en) | 2009-08-25 | 2012-03-27 | Hallilburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions |
| US8245783B2 (en) | 2009-08-25 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Services Inc. | Radiation-induced triggering for set-on-command compositions and methods of use |
| EP2305450A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Apparatus and methods for preparing curved fibers |
| EP2305767A1 (en) | 2009-10-02 | 2011-04-06 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and compositon to prevent fluid mixing in pipe |
| US9879174B2 (en) | 2009-12-30 | 2018-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications |
| US8875786B2 (en) | 2010-03-24 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
| US8936087B2 (en) | 2010-03-24 | 2015-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
| EP2374860A1 (en) * | 2010-04-12 | 2011-10-12 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods for treating fibers |
| US20120037368A1 (en) | 2010-08-12 | 2012-02-16 | Conocophillips Company | Controlled release proppant |
| US20120085536A1 (en) * | 2010-09-16 | 2012-04-12 | Hussein Alboudwarej | Method and composition to divert fluids at high temperatures |
| EP2450416B1 (en) | 2010-10-13 | 2013-08-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and compositions for suspending fluids in a wellbore |
| US9863230B2 (en) * | 2011-06-15 | 2018-01-09 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| ES2693673T3 (en) | 2011-07-07 | 2018-12-13 | 3M Innovative Properties Company | Article that includes multicomponent fibers and hollow ceramic microspheres and methods of manufacturing and use thereof |
| US9528351B2 (en) | 2011-11-16 | 2016-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel and fracture packing using fibers |
| WO2013161754A1 (en) * | 2012-04-27 | 2013-10-31 | 株式会社クレハ | Short polyglycolic-acid-resin fibers for use in well-treatment fluid |
| CA2868977C (en) * | 2012-04-27 | 2016-10-11 | Kureha Corporation | Polyglycolic acid resin short fibers and well treatment fluid |
| US20130312962A1 (en) * | 2012-05-22 | 2013-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing the Conductivity of Propped Fractures |
| MX352262B (en) | 2012-07-10 | 2017-11-16 | Kureha Corp | Downhole tool member for hydrocarbon resource recovery. |
| US9279077B2 (en) | 2012-11-09 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation |
| US9777207B2 (en) * | 2013-01-29 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising mineral particles and methods relating thereto |
| US9284798B2 (en) | 2013-02-19 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with swellable lost circulation materials |
| US9175529B2 (en) * | 2013-02-19 | 2015-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with interlocking lost circulation materials |
| US10246624B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-04-02 | Forta Corporation | Modified deformed reinforcement fibers, methods of making, and uses |
| US9376888B2 (en) * | 2013-08-08 | 2016-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diverting resin for stabilizing particulate in a well |
| CN104368188B (en) * | 2013-08-15 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | Sand removing process for oilfield fracturing flowback fluid |
| US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
| AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
| US10781679B2 (en) | 2014-11-06 | 2020-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Fractures treatment |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| WO2017135840A1 (en) * | 2016-02-04 | 2017-08-10 | Schlumberger Canada Limited | Polymer fiber additive for proppant flowback prevention |
| MX2018015418A (en) * | 2016-06-22 | 2019-04-22 | Hexion Inc | Chemical products for adhesive applications. |
| WO2017222406A1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-12-28 | Schlumberger Canada Limited | Fiber surface finishing |
| CN106833598A (en) * | 2016-12-01 | 2017-06-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Degradable fracturing propping agent and preparation method thereof |
| RU2730575C1 (en) * | 2017-03-31 | 2020-08-24 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Formation hydraulic fracturing formation method and formation hydraulic fracturing method |
| US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
| US11732179B2 (en) | 2018-04-03 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant-fiber schedule for far field diversion |
| CN110616065B (en) * | 2018-06-20 | 2022-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | High-interface-binding-force fiber particles for well cementation and preparation method thereof |
| CN109468126A (en) * | 2018-12-18 | 2019-03-15 | 通辽市宝林矽砂有限责任公司 | A kind of oil-water well refracturing closure diversion agent and preparation method thereof |
| RU2703572C1 (en) * | 2019-01-23 | 2019-10-21 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Method of oil or gas formation hydraulic fracturing |
| CN111334264A (en) * | 2020-03-09 | 2020-06-26 | 浙江神耀石化科技有限公司 | Temporary plugging agent and preparation method thereof |
| US11649398B1 (en) | 2021-12-09 | 2023-05-16 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and method of using date palm fibers in hydraulic fracturing |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5582249A (en) * | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5871049A (en) * | 1995-03-29 | 1999-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US7040403B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
Family Cites Families (89)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3691140A (en) * | 1970-03-09 | 1972-09-12 | Spencer Ferguson Silver | Acrylate copolymer microspheres |
| US4732809A (en) * | 1981-01-29 | 1988-03-22 | Basf Corporation | Bicomponent fiber and nonwovens made therefrom |
| US4518039A (en) * | 1981-08-20 | 1985-05-21 | Graham John W | Method for treating subterranean formations |
| US4406850A (en) * | 1981-09-24 | 1983-09-27 | Hills Research & Development, Inc. | Spin pack and method for producing conjugate fibers |
| US4774124A (en) * | 1982-09-30 | 1988-09-27 | Chicopee | Pattern densified fabric comprising conjugate fibers |
| NL8303252A (en) * | 1983-09-22 | 1985-04-16 | Philips Nv | OPTICAL GLASS FIBER WITH A FIRST AND A SECOND COVER. |
| US4756786A (en) * | 1984-03-09 | 1988-07-12 | Chicopee | Process for preparing a microfine fiber laminate |
| US4684570A (en) * | 1984-03-09 | 1987-08-04 | Chicopee | Microfine fiber laminate |
| US6309669B1 (en) * | 1984-03-16 | 2001-10-30 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Therapeutic treatment and prevention of infections with a bioactive materials encapsulated within a biodegradable-biocompatible polymeric matrix |
| GB8621680D0 (en) * | 1986-09-09 | 1986-10-15 | Du Pont | Filler compositions |
| DE3888373T2 (en) * | 1987-01-17 | 1994-06-23 | Daiwa Spinning Co Ltd | Thermally bonded nonwoven. |
| US5162074A (en) * | 1987-10-02 | 1992-11-10 | Basf Corporation | Method of making plural component fibers |
| DK245488D0 (en) * | 1988-05-05 | 1988-05-05 | Danaklon As | SYNTHETIC FIBER AND PROCEDURES FOR PRODUCING THEREOF |
| JPH02164751A (en) * | 1988-12-19 | 1990-06-25 | Kawatetsu Mining Co Ltd | Granular whisker and production thereof |
| US5593768A (en) * | 1989-04-28 | 1997-01-14 | Fiberweb North America, Inc. | Nonwoven fabrics and fabric laminates from multiconstituent fibers |
| US5468555A (en) * | 1989-05-16 | 1995-11-21 | Akzo N.V. | Yarn formed from core-sheath filaments and production thereof |
| US5094604A (en) * | 1990-12-19 | 1992-03-10 | Oil-Dri Corporation Of America | Apparatus for making granular absorbent from fibrous materials |
| DK132191D0 (en) * | 1991-07-05 | 1991-07-05 | Danaklon As | FIBERS AND MANUFACTURING THEREOF |
| US5225201A (en) * | 1991-08-23 | 1993-07-06 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Salsalate tablet |
| US5302443A (en) * | 1991-08-28 | 1994-04-12 | James River Corporation Of Virginia | Crimped fabric and process for preparing the same |
| US5641584A (en) * | 1992-08-11 | 1997-06-24 | E. Khashoggi Industries | Highly insulative cementitious matrices and methods for their manufacture |
| DE59305715D1 (en) * | 1992-09-04 | 1997-04-17 | Hoechst Ag | Blended yarn for the production of the sliding layer of plain bearings from fiber-reinforced thermoplastics |
| JP3106735B2 (en) * | 1992-10-28 | 2000-11-06 | 株式会社豊田自動織機製作所 | Scroll compressor |
| TW320647B (en) * | 1993-02-24 | 1997-11-21 | ||
| US5607766A (en) * | 1993-03-30 | 1997-03-04 | American Filtrona Corporation | Polyethylene terephthalate sheath/thermoplastic polymer core bicomponent fibers, method of making same and products formed therefrom |
| CA2119316C (en) * | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5330005A (en) * | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5380477A (en) * | 1993-05-25 | 1995-01-10 | Basf Corporation | Process of making fiber reinforced laminates |
| JP3489140B2 (en) * | 1993-07-08 | 2004-01-19 | チッソ株式会社 | Absorbent articles |
| US5765256A (en) * | 1993-08-19 | 1998-06-16 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Nonwoven cleaning brush |
| US5411693A (en) * | 1994-01-05 | 1995-05-02 | Hercules Incorporated | High speed spinning of multi-component fibers with high hole surface density spinnerettes and high velocity quench |
| US5798305A (en) * | 1994-07-04 | 1998-08-25 | Chisso Corporation | Hot-melt-adhesive conjugate fibers and a non-woven fabric using the fibers |
| US5460884A (en) * | 1994-08-25 | 1995-10-24 | Kimberly-Clark Corporation | Soft and strong thermoplastic polymer fibers and nonwoven fabric made therefrom |
| US6417121B1 (en) * | 1994-11-23 | 2002-07-09 | Bba Nonwovens Simpsonville, Inc. | Multicomponent fibers and fabrics made using the same |
| AU4388996A (en) * | 1994-12-21 | 1996-07-10 | Hoechst Aktiengesellschaft | Nonwoven fabric-aerogel composite material containing two-component fibres, a method of producing said material and the use thereof |
| US5551514A (en) * | 1995-01-06 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corp. | Sand control without requiring a gravel pack screen |
| US5714256A (en) * | 1995-01-27 | 1998-02-03 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Method of providing a nonwoven fabric with a wide bonding window |
| US6047772A (en) * | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2219237C (en) * | 1995-05-25 | 2006-02-28 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Undrawn, tough, durably melt-bondable, macrodenier, thermoplastic, multicomponent filaments |
| US5591199A (en) * | 1995-06-07 | 1997-01-07 | Porter; Christopher H. | Curable fiber composite stent and delivery system |
| US5759926A (en) * | 1995-06-07 | 1998-06-02 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Fine denier fibers and fabrics made therefrom |
| US5667864A (en) * | 1995-06-07 | 1997-09-16 | Landoll; Leo M. | Absorbant laminates and method of making same |
| US5836391A (en) * | 1995-07-25 | 1998-11-17 | Alberta Oil Sands Technology & Research Authority | Wellbore sand control method |
| AU7163596A (en) * | 1995-10-30 | 1997-05-22 | Kimberly-Clark Corporation | Fiber spin pack |
| US6528157B1 (en) * | 1995-11-01 | 2003-03-04 | Borden Chemical, Inc. | Proppants with fiber reinforced resin coatings |
| US5776838A (en) * | 1996-01-29 | 1998-07-07 | Hoechst Celanese Corporation | Ballistic fabric |
| JP3351266B2 (en) * | 1996-04-17 | 2002-11-25 | チッソ株式会社 | Low temperature adhesive fiber and nonwoven fabric using the same |
| US5756625A (en) * | 1996-10-11 | 1998-05-26 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Stabilized adhesive microspheres |
| US6059034A (en) * | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US7426961B2 (en) * | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
| US5733825A (en) * | 1996-11-27 | 1998-03-31 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Undrawn tough durably melt-bondable macrodenier thermoplastic multicomponent filaments |
| US5698322A (en) * | 1996-12-02 | 1997-12-16 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Multicomponent fiber |
| US5945134A (en) * | 1997-04-01 | 1999-08-31 | Owens Corning Fiberglas Technology, Inc. | System for preparing glass fiber pellets |
| GB2324064A (en) * | 1997-04-11 | 1998-10-14 | Courtaulds Fibres | Modified lyocell fibre and method of its formation |
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| EP1062273A1 (en) * | 1998-03-11 | 2000-12-27 | The Dow Chemical Company | STRUCTURES AND FABRICATED ARTICLES HAVING SHAPE MEMORY MADE FROM $g(a)-OLEFIN/VINYL OR VINYLIDENE AROMATIC AND/OR HINDERED ALIPHATIC VINYL OR VINYLIDENE INTERPOLYMERS |
| US6114410A (en) * | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| AU6509399A (en) * | 1998-10-06 | 2000-04-26 | Fiber Innovation Technology, Inc. | Splittable multicomponent elastomeric fibers |
| DE19854732C1 (en) * | 1998-11-26 | 2000-09-14 | Inventa Ag | Core-jacket bicomponent fiber and its use |
| KR20010009582A (en) * | 1999-07-12 | 2001-02-05 | 최동환 | Strengthened light-weight ceramic insulator and method for manufacture thereof |
| AU2841100A (en) * | 2000-02-08 | 2001-08-20 | Institute Of Materials Research And Engineering | Biodegradable and biocompatible polymeric microspheres encapsulating (I)salmonella enteritidis(I)bacteria |
| DE10008841A1 (en) * | 2000-02-25 | 2001-09-06 | Beiersdorf Ag | Polyacrylate adhesive material, e.g. for adhesive tape, obtained by heat-crosslinking a mixture of hydroxyalkyl acrylate copolymer with special protecting groups, photoinitiator and bifunctional isocyanate or epoxide |
| US6391443B1 (en) * | 2000-05-29 | 2002-05-21 | Chisso Corporation | Polyethylene composite fiber and a non-woven fabric using the same |
| US6689242B2 (en) * | 2001-03-26 | 2004-02-10 | First Quality Nonwovens, Inc. | Acquisition/distribution layer and method of making same |
| US6732800B2 (en) * | 2002-06-12 | 2004-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well in an unconsolidated formation |
| US6906009B2 (en) * | 2002-08-14 | 2005-06-14 | 3M Innovative Properties Company | Drilling fluid containing microspheres and use thereof |
| EP1394294A1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-03-03 | Kuraray Co., Ltd. | High-absorbent polyvinyl alcohol fibers and nonwoven fabric comprising them |
| US7049254B2 (en) * | 2002-11-13 | 2006-05-23 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Multiple component meltblown webs |
| EP1577426B1 (en) * | 2002-12-24 | 2016-06-01 | Kao Corporation | Heat fusible conjugate fiber |
| CA2514929C (en) * | 2003-01-29 | 2013-10-08 | Wwetco, Llc | Apparatus and method for filtering fluids |
| US7044220B2 (en) * | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7131491B2 (en) * | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| US7504347B2 (en) * | 2004-03-17 | 2009-03-17 | Dow Global Technologies Inc. | Fibers made from copolymers of propylene/α-olefins |
| US20060016598A1 (en) * | 2004-07-21 | 2006-01-26 | Urbanek Thomas W | Lightweight proppant and method of making same |
| US20060032633A1 (en) * | 2004-08-10 | 2006-02-16 | Nguyen Philip D | Methods and compositions for carrier fluids comprising water-absorbent fibers |
| WO2006023172A2 (en) * | 2004-08-16 | 2006-03-02 | Fairmount Minerals, Ltd. | Control of particulate flowback in subterranean formations using elastomeric resin coated proppants |
| US20060073980A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-04-06 | Bj Services Company | Well treating composition containing relatively lightweight proppant and acid |
| TWI315648B (en) * | 2004-11-17 | 2009-10-01 | Phoenix Prec Technology Corp | Circuit board structure with embeded adjustable passive components and method for fabricating the same |
| EP1838522A4 (en) * | 2004-12-30 | 2011-03-09 | Sun Drilling Products Corp | Thermoset nanocomposite particles, processing for their production, and their use in oil and natural gas drilling applications |
| US8258083B2 (en) * | 2004-12-30 | 2012-09-04 | Sun Drilling Products Corporation | Method for the fracture stimulation of a subterranean formation having a wellbore by using impact-modified thermoset polymer nanocomposite particles as proppants |
| US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
| US8567494B2 (en) * | 2005-08-31 | 2013-10-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well operating elements comprising a soluble component and methods of use |
| CA2625343A1 (en) * | 2005-10-19 | 2007-04-26 | Toray Industries, Inc. | Crimped yarn, method for manufacture thereof, and fiber structure |
| JPWO2007046475A1 (en) * | 2005-10-20 | 2009-04-23 | ソロテックス株式会社 | Highly crimpable composite fiber cheese-like package and method for producing the same |
| US7767298B2 (en) * | 2005-10-21 | 2010-08-03 | Kuraray Co., Ltd. | Electrically conductive composite fiber and process for producing the same |
| US7494711B2 (en) * | 2006-03-08 | 2009-02-24 | Bj Services Company | Coated plastic beads and methods of using same to treat a wellbore or subterranean formation |
| US20070281870A1 (en) * | 2006-06-02 | 2007-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-degradable gels |
| US7900702B2 (en) * | 2006-06-06 | 2011-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Silicone-tackifier matrixes and methods of use thereof |
| US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
-
2008
- 2008-12-05 BR BRPI0821121A patent/BRPI0821121A2/en not_active Application Discontinuation
- 2008-12-05 WO PCT/US2008/085657 patent/WO2009079231A2/en active Application Filing
- 2008-12-05 EA EA201000792A patent/EA027037B1/en not_active IP Right Cessation
- 2008-12-05 CA CA2708396A patent/CA2708396C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-12-05 MX MX2010006487A patent/MX2010006487A/en unknown
- 2008-12-05 CN CN2008801210137A patent/CN101903616A/en active Pending
- 2008-12-05 US US12/808,128 patent/US20100263870A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5871049A (en) * | 1995-03-29 | 1999-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5582249A (en) * | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US7040403B2 (en) * | 2003-08-27 | 2006-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2708396C (en) | 2016-04-19 |
| BRPI0821121A2 (en) | 2016-06-14 |
| CA2708396A1 (en) | 2009-06-25 |
| WO2009079231A3 (en) | 2009-09-03 |
| CN101903616A (en) | 2010-12-01 |
| EA201000792A1 (en) | 2010-12-30 |
| US20100263870A1 (en) | 2010-10-21 |
| MX2010006487A (en) | 2010-09-14 |
| WO2009079231A2 (en) | 2009-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA027037B1 (en) | Method of treating a subterranean formation | |
| CA2668505C (en) | Method of plugging fractured formation | |
| RU2404359C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of subsurface (versions) | |
| US4875525A (en) | Consolidated proppant pack for producing formations | |
| CA2617279C (en) | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore | |
| AU2005311147B2 (en) | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals | |
| US7086460B2 (en) | In-situ filters, method of forming same and systems for controlling proppant flowback employing same | |
| CA2689433C (en) | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing | |
| WO2017052522A1 (en) | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations | |
| CA2932730C (en) | Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation | |
| US10309208B2 (en) | Enhancing propped complex fracture networks | |
| AU2013371426A1 (en) | Single component resin systems and methods relating thereto | |
| El-Hassan et al. | Using a Novel Fiber Cement System to Control Lost Circulation: Case Histories from the Middle East and the Far East | |
| Villesca et al. | Development and field applications of an aqueous-based consolidation system for proppant remedial treatments | |
| Cooper et al. | Field application of a water-based consolidation system for remediation of proppant flowback | |
| Trela et al. | Controlling Proppant Flowback to Maintain Fracture Conductivity and Minimize Workovers: Lessons Learned from 1,500 Fracturing Treatments | |
| Nguyen et al. | Remediation of production loss due to proppant flowback in existing wellbores | |
| Nguyen et al. | Effectively Controlling Proppant Flowback to Maximize Well Production: Lessons Learned from Argentina | |
| Nguyen et al. | Sand control completion using in-situ resin consolidation | |
| Johnson et al. | Studies, Guidelines, and Field Results of Nonviscosified Completion Brine Gravel-Pack Carrier Fluids | |
| Heitmann et al. | Fiber-Enhanced Visco-Elastic Surfactant Fracturing Enables Cost-Effective Screenless Sand Control | |
| US11008845B2 (en) | Methods for improving channel formation | |
| Daparo et al. | Preventing Proppant and Formation-Sand Production in High Water Cut, Heavy-Oil Wells: A Field Study from Argentina | |
| Jun et al. | Screenless Frac-Pack Completions—Case Studies from Jidong Fields, China |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |