NO163976B - Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. - Google Patents
Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. Download PDFInfo
- Publication number
- NO163976B NO163976B NO841164A NO841164A NO163976B NO 163976 B NO163976 B NO 163976B NO 841164 A NO841164 A NO 841164A NO 841164 A NO841164 A NO 841164A NO 163976 B NO163976 B NO 163976B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- fracture
- fracturing
- formation
- aqueous
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 114
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 27
- 238000005422 blasting Methods 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 8
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 7
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 4
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 230000010339 dilation Effects 0.000 claims 2
- 230000000916 dilatatory effect Effects 0.000 claims 1
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 23
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 10
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 6
- -1 hydroxylpropyl Chemical group 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Medicines Containing Antibodies Or Antigens For Use As Internal Diagnostic Agents (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en undergrunnsformasjon, gjennomtrengt av et brønnhull, ved injisering av et fraktureringsfluid gjennom brønnhullet og mot formasjonen i en mengde og ved et trykk som i hvert fall er tilstrekkelig til å påbegynne og/eller utvide en fraktur i formasjonen.
Hydraulisk frakturering er en velkjent stimuleringsmetode som benyttes for utvinning av formasjonsfluider (f.eks. olje og gass) fra undergrunnsformasjoner. Ved hydraulisk frakturering injiseres et fraktureringsfluidum gjennom et brønnhull til formasjonen som skal behandles, ved en hastighet og et trykk som i hvert fall er tilstrekkelig til å forårsake og/eller utvide en sprekkdannelse i en formasjon. Vanligvis blir det først injisert et "sprengfluidum" ("pad fluid") som skal fremkalle formasjonsnedbrytning (dvs innlede sprekkdannelse) og injektivitet. Sammen med fraktureringsfluidet innføres vanligvis et avstivningsstoff i frakturen, for at denne skal holdes åpen etter at det ytre pumpetrykk er opphevet. De fysiske krav som stilles til sprengfluidet og det etterfølgende fraktureringsfluid er i mange tilfeller forskjellige, og fluidene optimaliseres i overensstemmelse med deres tiltenkte funksjon.
Frakturen(e) som oppstår under hydraulisk frakturering,
kan forløpe i ulike mønstre og retninger i forhold til brønnhul-let. Selv om betydelig informasjon fra brønnmåling, markerfåring og kjerneanalyse står til rådighet for den serviceselskaps-ingeniør som planlegger fraktureringsprosessen, har de fleste forsøk på frakturstyring vært begrenset til valg av sone som skal fraktureres og av punktet for injisering i sonen, samt valg av behandlingsfluid og pumpehastigheter. Dette resulterer i et frakturmønster som hovedsakelig bestemmes av de rådende, geologiske spenninger i formasjonen som behandles, supplert med formasjonens iboende styrke og dens saameiioatte oppbygning.
Hvis operatøren er heldig, kan frakturen forløpe horisontalt i den produktive sone. T mange tilfeller vil imidlertid frakturen forløpe vertikalt.
Det er ønskelig å begrense og styre utvidelsen av vertikale frakturer. Med mindre vertikale frakturer kan begrenses og kontrolleres, er det mulighet for frakturering ut av den produserende sone og inn i en tørr sone eller en sone som inneholder uønskete fluider (f.eks. ferskvann eller saltvann) som kan forårsake formasjonsskade og forurensning av fluider i hver sone. Fraktureringsfluider som forbrukes under opprettelse og/eller utvidelse av slike uønskete vertikalfrakturer, må dessuten ansees som bortkastet.
Det har tidligere vært forsøkt å regulere frakturmønstre og/eller begrense vertikale frakturer. Det er f.eks. fra US patentskrift 3 151 678 kjent en fraktureringsprosess basert på anvendelse av varierende injiseringstempo, hvorved avstivnings-stoffet i fluidet fungerer som en fylling som forebygger frakturlukking og som en halvpermeabel plugg som avstenger minste motstands baner. US patentskrift 3 159 217 omtaler forsøk på å opprette mer effektive frakturer ved at det i fraktureringsfluidet tilsettes visse faste og plastiske derformerbare materialpartikler eller -klumper med en egenvekt som er den samme som behandlingsfluidet, eller forskjellig fra denne. Ifølge sistnevnte patentskrift bør egenvekten av disse tilslagsstoffer økes ved tilsetting av tyngre materialer
(f.eks. BaS04 og Fe203) eller minskes ved tilsetting av lettere materialer (f.eks. cellulose eller små, hule partikler, såsom glassperler).
I et forsøk på å kontrollere vertikalfrakturens oppad-eller nedadgående retning har Prater samtidig (US patentskrift 3 372 752) injisert to eller flere fraktureringsfluider av forskjellig egenvekt samtidig med et avstivningsstoff med egenvekt i motsvarighet til det ene av fluidene, eksempelvis vann, og en lettolje inneholdende glassperler, fremstilt ved luftstrømpåvirkning, med en spesifikk vekt på ca. 0,7 (spalte 3, linje 319).
Keramikk med innvendige hulrom er i US patentskrift
3 399 727 omtalt som et egnet materiale for partiell avstiving av enkeltlag i forbindelse med fraktureringsbehandling. Uttrykket "keramikk" innbefatter derved partikler av glass, porselen eller aluminiumoksyd med innvendige gassbobler.
US patentskrift 3 335 797 angir en fremgangsmåte for kontrollering av den nedadgående utvidelse av en vertikalfraktur ved anvendelse av en flertrinns-fraktureringsprosess basert på selektiv plassering av et tungt avstivningsstoff i den nedre del av en fraktur, og påfølgende avleding av fluider oppad og horisontalt. Muligheten for "liknende" forebygging av oppadret-tet utvidelse av vertikalfrakturer ved anvendelse av et flytende materiale istedenfor det tunge avstivningsstoff, har vært et emne hovedsakelig for teoretiske betraktninger. Det kan således henvises til SPE 9260 (1980), SPE/DOE 11637 (1983)
og seminarskrift SPE/DOE 11606 (1983) utgitt av J.D. McLennan et al.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å komme frem til en forbedret fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en undergrunnsformasjon, og dette formål oppnås ved en fremgangsmåte av den innledningsvis angitte art, som er karakterisert ved at den omfatter: (1) Påbegynning av frakturen med et første, vandig sprengfluid,
(2) utviding av frakturen med et andre fluid omfattende
(a) et vandig bærefluid med viskositet under 20 centipois ved 20°C, og (b) et flytende, uorganisk avledningsmiddel med spesifikk vekt under 1,0, hvorved det andre fluid injiseres gjennom brønnhullet og inn i formasjonen i en mengde og ved et trykk som er tilstrekkelig til å utvide frakturen og medføre avledningsmidlet inn i formasjonen, men ikke større enn at avledningsmidlet vil kunne ansamles i den øvre del av frakturen og sanne en kompakt sperresone for avleding av senere inj iserte fluider nedad og/eller horisontalt, (3) ytterligere utviding av frakturen med et vandig, tredje fluid som er forenlig med det andre fluid og som injiseres stort sett i samme mengde og ved samme trykk som det andre fluid og
(4) ytterligere utviding av frakturen ved injisering av
et vandig, avstivningsbærende eller surt fraktureringsfluid i mengder og ved trykk som medfører frakturering.
Den nye fremgangsmåte er høyst effektiv for frakturering
av drivverdige soner som avgrenses av formasjoner med rådende spenninger som er mindre eller stort sett de samme som i den drivverdige sone. En metode for bestemmelse av slike spennings-
kontraster består i å opprette én eller fl ere mikrohydrauxiské frakturer i den drivverdige sone og i de omgivende formasjoner. For opprettelse av slike mikrohydrauliske frakturer blir en minstemengde (f. eks. liter) av hydraulisk væske injiser i, ved lave hastigheter, til det opptrer formasjonsnedbrytning og en liten grad av fraktureringsutvidelse, hvoretter brønnen stenges og stengningstrykket som gir en indikasjon på det lokale spenningsfelt, bestemmes. Denne prosess kan gjentas flere ganger, til stengningstrykket stabiliseres og en bedre (statistisk) verdi kan bestemmes. Denne kjente fremgangsmåte er angitt i store trekk av J.D McLennan og J.C. Roegiers i SPE 11064 (1982). Selv om de lokale spenninger sannsynligvis spiller hovedrollen i frakturgeometrien, vil Youngs Modulus og andre, lokale og mekaniske egenskaper ved formasjonen være medvirkende, men vanligvis i mindre grad. Slike faktorer kan om ønskelig bestemmes ved kjerneprøving i laboratorium under anvendelse av kjente metoder.
Det første fluid er et sprengfluid. Det tjener for påbegynnelse av frakturen. Slike sprengfluider er i og for seg kjent. Vandige sprengfluider vil fortrinnsvis komme til anvendelse i forbindelse med foreliggende oppfinnelse. Av slike vandige fluider kan nevnes ferskvann, svake saltløsninger, fortynnete syrer eller vann som er tilsatt et viskositetsøkende polymermateriale (f.eks. guar, hydroksylpropylguar, xantangummi, polyakrylamid, hydroksyletylcellulose o.l.) eller en olje/vann-emulsjon inneholdende opp til ca. 5 % (vol/vol) av et lett hydrokarbon (f.eks. petroleum, dieselolje o.l.). Sprengfluidet er slik valgt at det er forenlig med det andre fluid. Et vandig sprengfluid vil således velges fremfor et hydrokarbonbasert sprengfluid, dersom det skal benyttes et vandig andre fluid.
Det andre fluid består av en materialsammensetning av ny type. Det omfatter et bærefluid og et uorganisk, flytende avledningsmiddel. Det andre fluid kan også om ønskelig, inneholde vandige tilsetningsstoffer, såsom bakteriedrepende, leirekontrollmidler (f.eks. vannløselige kationpolymerer) væsketapstilsetninger (f.eks. kiselmel) o.l.
Bærefluidet kan være et hydrokarbonbasert fluid, men det vil fortrinnsvis benyttes et vannbasert fluid. Av slike vandige fluider kan nevnes ferskvann, svake saltløsninger, fcrtynnete syrer eller vann med tilsetning av et polymer-fortykkingsmiddel (f.eks. guar, hydroksylpropylguar, xantangummi, polyakrylamid, hydroksyletyicellulose o.l) eller en olje/vann-emulsjon inneholdende opp til ca. 5 % (vol/vol) av et lett hydrokarbon (f.eks. petroleum, dieselolje o.l.). Bærefluidet har fortrinnsvis en viskositet under 20 centipois ved 20 °C, da den tid som behøves for at avledningsmidlet skal utskilles fra det andre fluid etter innføringen i frakturen, generelt vil øke (f.eks. fra noen få minutter til noen få timer) med økende viskositet hos bærefluidet, men denne faktor kan lett bestemmes ved visuell betraktning i enkeltvise laboratorieeksperimenter. Som eksempel på slike bærefluider kan nevnes vann, 5 vekt% vandige løsninger av guar eller hydroksyllpropylguar, NaCl, KC1 eller NH4C1, vandig 1%-, 5%- eller 15%-HCl o.l.
Avledningsmidlet som kommer til anvendelse blir likeledes utvalgt fra en kjent gruppe av partikkelmaterialer som enkeltvis (eller i blanding) vil kunne benyttes. Foretrukne materialer innbefatter glass- eller keramikkuler eller -perler med spesifikk vekt under 1,0. Helst foretrekkes glass- eller keramikkuler med spesifikk vekt mellom 0,6 og 0,7. Det foretrekkes videre at avledningsmidlets kornstørrelse ligger mellom fraksjonene 70 og 120 (70 til 120 mesh). Under prosessen vil avledningsmidlet utsettes for skyvekrefter idet det passerer gjennom pumpen(e) og rørledningen og injiseres i formasjonen. Det utsettes også for formasjonstemperaturer og økte trykk under innføringen og den etterfølgende fraktureringsbehandling. For at avledningsmidlet skal kunne fungere effektivt, må.det være praktisk'talt inert overfor bærefluidet og relativt stabilt under tilblanding og injisering i formasjonen, og det må forbli flytende under hele prosessen for injisering i formasjonen. Dette innebærer at avledningsmidlet må ha en bruddstyrke som overstiger det trykk som utøves under injiseringen. Glass- og keramikkulene som benyttes i dette tilfelle, kan f.eks. bestå av uorganiske "ballong"-typer som kan knuses, men som vanligvis vil gi ca. 9095 prosent original-flytepartikler i en gitt mengde av avledningsmiddel i bærefluidet ved atmosfæretrykk og en høy prosentdel (f.eks. ca. 8085
prosent eller mer) av flytepartikler etter påvirkning av et hydrostatisk trykk av ca. 14 0 kg/cm<2>.
Mengden av avledningsmiddel i det andre fluid kan reguleres etter formålet. Grunnet materialets lave løsmasse-egenvekt vil det vise seg gunstig å tilberede det andre fluid med et innhold av 30 - 120 kg/m<3> (avledningsmiddel/fluid) på totalmengdebasis, men høyere faststoffinnblandinger vil kunne forekomme. Det andre fluid vil kreve hydrauliske hestekrefter i økende mengder for pumping av fluidet med gitt hastighet, når mengden av avledningsmiddel økes.
Det partikkelformete avledningsmiddel kan blandes med bærefluidet under anvendelse av konvensjonelle blandemetoder. Avledningsmidlet kan eksempelvis anbringes i en traktbeholder og fremmates i en løpende strøm av bærefluid gjennom et faststoff-målersystem (f.eks. en stjernehjulmater) og, gjennom en trykkpumpe, innpumpes i og gjennom prosessrørledningen, og turbulensen i det strømmende fluid vil derved som regel være tilstrekkelig til å holde avledningsmidlet i suspendert tilstand under injiseringsprosessen.
Totalmengden av det andre fluid som injiseres, kan reguleres etter ønske, forutsatt at det innføres tilstrekkelig avledningsmiddel til å bevirke at senere injiserte fluider avledes nedad og horisontalt, slik at oppadgående utvidelse av en vertikalfraktur hemmes eller forhindres. Avledningsmiddel i en tykkelse på ca. 2,5 cm eller mer, vil vanligvis danne en effektiv sperresone.
Det tredje fluid kan anvendes valgfritt i prosessen. Hvis det skal brukes, vil det velges slik at det er forenlig med det andre fluid, og det vil, av driftsmessig hensyn, normalt inj iseres ved stort sett samme hastighet og trykk som det andre fluid. Hensikten med anvendelsen av det tredje fluid er at avledningsmidlet skal få tilstrekkelig tid til å transporteres oppad for opprettelse av sperresonen. Sammensetningen av dette tredje fluid kan varieres, men bør, som tidligere nevnt, være forenlig med det andre fluid. Hvis det andre fluid eksempelvis er vannbasert, kan det tredje fluid også med fordel være vannbasert. Av driftsmessige hensyn bør det tredje fluid ha generelt samme sammensetning som det andre fluid, bortsett fra avledningsmidlet.
I tilslutning til det andre fluid (eller eventuelt det tredje fluid) injiseres et viskøst sprengfluid og et fraktureringsf luid ved hastigheter og trykk som medfører frakturering. Sprengfluidet og fraktureringsfluidet har konvensjonelle sammensetninger. Sprengfluidet er vanligvis klart (dvs uten avstivningsstoff) og består fortrinnsvis av et vannbasert fluid i fui.ni ctv geldannende væske eller skum. Fraktureringsf luidet er likeledes fortrinnsvis vannbasert. For avstivningsbærende fluider benyttes vanligvis fluid i form av geldannende væske eller skum. De geldannende væsker inneholder vanligvis en polymergeldanner (f.eks. guar, hydroksylpropylguar, hydroksyletylcellulose o.l.) i forgrenet eller uforgrenet form. Disse fluider kan ha sure, nøytrale eller basiske pH-verdier. Til fraktureringssyrebehandlinger som omfattes av foreliggende oppfinnelse, vil fraktureringsfluidet oftest bestå av klar væske (uten avstivningsstoff) i geldannet eller ikke-geldannet form og vanligvis av vandig hydroklorsyre (HC1) inneholdende opp til ca. 28 % HC1. Valg av mengder, injiseringshastigheter og -trykk for sprengvæske og fraktureringsvæske ligger innenfor fagområdet for den serviceselskapsingeniør som planlegger fraktureringsbehandlingen. Det har imidlertid vist seg fordelaktig å injisere det viskøse sprengfluid ved gradvis økende mengder og trykk (i forhold til det forutgående andre eller tredje fluid), til fraktureringsmengder og -trykk er oppnådd.
Forsøk
En brønn i Mancos formasjon ble behandlet ved
1. Injisering av 11.355 liter sprengfluid bestående av vann tilsatt 5 vekt% polymer-fortykkingsmiddel (dvs hydroksylpropylguar) , i det etterfølgende benevnt WF5, i en mengde av 1,1 m<3>/min, for fremkalling av nedbryting og opprettelse av injektivitet. 2. Injisering av et andre fluid bestående av WF5 med skiftende mengder av aluminasilikat-mikrokuler. Mikrokulene
hadde en spesifikk vekt på ca. 0,6 - 0,7, en løsmasse-egenvekt på 448 kg/m<3>, og 95 % av materialets kornstørrelse lå mellom fraksjonene 70 og 120, og i hvert fall 95 % av materialet ble klassifisert som "original-flytepartikler" i WF5 ved atmosfæretrykk. Dette avledningsmiddel gjennomgikk også den hydrauliske spenningstest, hvorved mer enn 85 % av mikrokulene gjensto som flytepartikler etter hydraulisk trykkprøving ved 140 kg/cm<2>.
Det andre fluid ble injisert i følgende trinn: 3785 liter fluid inneholdende 112,5 kg avledningsmiddel/3785 liter fluid i mengder på 1,1 m<3>/min, 1892,5 liter fluid inneholdende 500 #/1000 i mengder på 1,1 m<3>/min og 5677,5 liter fluid inneholdende 1000 #/1000 i mengder av 0,477 m<3>/min. 3. Et tredje fluid, 7570 liter WF5, ble injisert i mengder på 0,477 m<2>/min. 4. 113,5 m<3> viskøst, vandig sprengfluid og 197 m<3 >fraktureringsfluid ble deretter injisert i mengder på
3,18 m<3>/min. Sprengfluidet inneholdt 13.590 kg væsketapstilset-ning (sand av fraksjon 100) i en kommersielt tilgjengelig, vandig basisvæske som markedsføres av Dowell Division of The Dow Chemical Company under varemerket Dowell® "YFC02", men som inneholdt 60.750 kg sand av fraksjon 20/40 som avstivningsstoff. Dette avstivningsstoff ble tilsatt trinnvis i konsentrasjoner som varierte fra 1000 #/1000 i innledningsfasen, til 4000 #/ 1000 for de siste 56.775 liter av fraktureringsvæsken. Dowell "YFC02" er en vannbasert væske inneholdende et viskositetsøkende polymermateriale (dvs guar eller hydroksylpropylguat) i mengder på ca. 40 #/1000 (i dette behandlingstilfelle) som er fornettet med konvensjonelle organisk metall-fornettere, viskcsitetssvek-kere, bakteriedrepere osv, og ca. 25 volum% av Dowell "YFC02" var karbondioksyd (målt som væske). I tilslutning til den avstivningsbærende fraktureringsvæske ble brønnen avstengt i et tidsrom og tilbakeført på konvensjonell måte.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte for hydraulisk frakturering av en under-grunns f onnas jon , gjennomtrengt av et brønnhull, ved injisering av et fraktureringsfluid gjennom brønnhullet og mot formasjonen i en mengde og ved et trykk som i hvert fall er tilstrekkelig til å påbegynne og/eller utvide en fraktur i formasjonen, karakterisert ved prosesstrinn som omfatter
(1) påbegynning av frakturen med et første, vandig sprengfluid,
(2) utviding av frakturen med et andre fluid omfattende (a) et vandig bærefluid med viskositet under 20 centipois ved 20°C, og (b) et flytende, uorganisk avledningsmiddel med spesifikk vekt under 1,0, hvorved det andre fluid injiseres gjennom brønnhullet og inn i formasjonen i en mengde og ved et trykk som er tilstrekkelig til å utvide frakturen og medføre avledningsmidlet inn i formasjonen, men ikke større enn at avledningsmidlet vil kunne ansamles i den øvre del av frakturen og danne en kompakt sperresone for avledning av senere injiserte fluider nedad og/eller horisontalt, (3) ytterligere utviding av frakturen med et vandig, tredje fluid som er forenlig med det andre fluid og som injiseres stort sett i samme mengde og ved samme trykk som det andre fluid og (4) ytterligere utviding av frakturen ved injisering av et vandig, avstivingsbærende eller surt fraktureringsfluid i mengder og ved trykk som medfører frakturering.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at bærefluidet består av vann eller en vandig løsning inneholdende opp til ca. 5 vekt% av et viskositetsøkende polymermateriale, NaCl, KC1, NH4C1 og/eller opp til ca. 15 vekt% HC1, og at avledningsmidlet inneholder glass- eller keramikkuler med spesifikk vekt under 1,0.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at avledningsmidlet består av aluminasilikat-mikrokuler med spesifikk vekt 0,6 - 0,7 og partikkelstørrelse mellom fraksjonene 70 og 120 (70 til 120 mesh).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US06/478,933 US4509598A (en) | 1983-03-25 | 1983-03-25 | Fracturing fluids containing bouyant inorganic diverting agent and method of use in hydraulic fracturing of subterranean formations |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO841164L NO841164L (no) | 1984-09-26 |
| NO163976B true NO163976B (no) | 1990-05-07 |
| NO163976C NO163976C (no) | 1990-08-15 |
Family
ID=23901988
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO841164A NO163976C (no) | 1983-03-25 | 1984-03-23 | Fremgangsmaate for hydraulisk frakturering av en undergrunnsformasjon. |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4509598A (no) |
| CA (1) | CA1210320A (no) |
| FR (1) | FR2543214B1 (no) |
| GB (1) | GB2137262B (no) |
| NO (1) | NO163976C (no) |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4887670A (en) * | 1989-04-05 | 1989-12-19 | Halliburton Company | Controlling fracture growth |
| US5507342A (en) * | 1994-11-21 | 1996-04-16 | Mobil Oil Corporation | Method of selective treatment of open hole intervals in vertical and deviated wellbores |
| US6216786B1 (en) * | 1998-06-08 | 2001-04-17 | Atlantic Richfield Company | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation |
| US6367548B1 (en) | 1999-03-05 | 2002-04-09 | Bj Services Company | Diversion treatment method |
| US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7032671B2 (en) * | 2002-12-12 | 2006-04-25 | Integrated Petroleum Technologies, Inc. | Method for increasing fracture penetration into target formation |
| CA2644213C (en) | 2003-03-18 | 2013-10-15 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
| US6860328B2 (en) * | 2003-04-16 | 2005-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for selectively positioning proppants in high contrast permeability formations to enhance hydrocarbon recovery |
| US7207386B2 (en) * | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
| US7772163B1 (en) | 2003-06-20 | 2010-08-10 | Bj Services Company Llc | Well treating composite containing organic lightweight material and weight modifying agent |
| US7213651B2 (en) * | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
| US7726399B2 (en) * | 2004-09-30 | 2010-06-01 | Bj Services Company | Method of enhancing hydraulic fracturing using ultra lightweight proppants |
| CA2595686C (en) * | 2005-01-21 | 2012-09-18 | A. Richard Sinclair | Soluble diverting agents |
| DE102005045180B4 (de) * | 2005-09-21 | 2007-11-15 | Center For Abrasives And Refractories Research & Development C.A.R.R.D. Gmbh | Kugelförmige Korundkörner auf Basis von geschmolzenem Aluminiumoxid sowie ein Verfahren zu ihrer Herstellung |
| US7708069B2 (en) * | 2006-07-25 | 2010-05-04 | Superior Energy Services, L.L.C. | Method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells |
| US20080066910A1 (en) * | 2006-09-01 | 2008-03-20 | Jean Andre Alary | Rod-shaped proppant and anti-flowback additive, method of manufacture, and method of use |
| US8562900B2 (en) | 2006-09-01 | 2013-10-22 | Imerys | Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives |
| US10011763B2 (en) | 2007-07-25 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| CN101393188B (zh) * | 2007-09-18 | 2012-07-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种进行油藏深部液流转向剂表征研究的方法 |
| US7644761B1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing method for subterranean reservoirs |
| US8439116B2 (en) * | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
| US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| EP2175003A1 (en) * | 2008-10-13 | 2010-04-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Particle-loaded wash for well cleanup |
| US20110272159A1 (en) * | 2008-12-10 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracture height growth control |
| RU2008140626A (ru) * | 2008-12-10 | 2010-06-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. (NL) | Способ гидроразрыва подземного пласта |
| US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
| US9181784B2 (en) * | 2009-08-17 | 2015-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for logging a well below a submersible pump deployed on coiled tubing |
| CN103069103B (zh) * | 2010-05-12 | 2016-02-03 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 在油田应用中用于高固体含量流体的方法 |
| US8499833B2 (en) | 2010-08-23 | 2013-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Zero-leakoff emulsified acid |
| US9920610B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
| US9919966B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
| US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
| US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
| AU2013280418B2 (en) * | 2012-06-26 | 2017-03-02 | Baker Hughes Incorporated | Methods of improving hydraulic fracture network |
| US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
| US9494025B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Vincent Artus | Control fracturing in unconventional reservoirs |
| WO2016025936A1 (en) | 2014-08-15 | 2016-02-18 | Baker Hughes Incorporated | Diverting systems for use in well treatment operations |
| CA3017115A1 (en) * | 2016-06-09 | 2017-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure dependent leak-off mitigation in unconventional formations |
| CN112431569B (zh) * | 2020-10-15 | 2022-12-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种防止裂缝向上延伸的方法、高分子封堵材料及其制备方法 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3044550A (en) * | 1957-12-26 | 1962-07-17 | Dow Chemical Co | Method of treating earth formations which are penetrated by a well bore |
| US3127937A (en) * | 1960-08-22 | 1964-04-07 | Atlantic Refining Co | Method and a composition for treating subsurface fractures |
| NL121082C (no) * | 1961-03-15 | |||
| US3416606A (en) * | 1966-03-25 | 1968-12-17 | Union Oil Co | Hydraulic fracturing of tilted subterranean formations |
| US3417821A (en) * | 1966-06-08 | 1968-12-24 | Halliburton Co | Fluid loss control |
| US3399727A (en) * | 1966-09-16 | 1968-09-03 | Exxon Production Research Co | Method for propping a fracture |
| US3387888A (en) * | 1966-11-16 | 1968-06-11 | Continental Oil Co | Fracturing method in solution mining |
| US3456589A (en) * | 1967-03-20 | 1969-07-22 | Dow Chemical Co | High pressure explosive compositions and method using hollow glass spheres |
| US3431977A (en) * | 1967-07-24 | 1969-03-11 | Pan American Petroleum Corp | Forming fractures in the desired direction in earth formations |
| US3497008A (en) * | 1968-03-05 | 1970-02-24 | Exxon Production Research Co | Method of propping fractures with ceramic particles |
| US3500929A (en) * | 1968-09-03 | 1970-03-17 | Dow Chemical Co | Temporary diverting agent and use thereof in treatmeint of subterranean strata |
| US3954142A (en) * | 1974-08-21 | 1976-05-04 | Halliburton Company | Zonal fracture treatment of well formations |
| US3937283A (en) * | 1974-10-17 | 1976-02-10 | The Dow Chemical Company | Formation fracturing with stable foam |
| US3998271A (en) * | 1975-10-31 | 1976-12-21 | Exxon Production Research Company | Multiple fracturing of subterranean formations |
| US4436636A (en) * | 1981-12-21 | 1984-03-13 | Nl Industries, Inc. | Invert emulsion well servicing fluids |
-
1983
- 1983-03-25 US US06/478,933 patent/US4509598A/en not_active Expired - Lifetime
-
1984
- 1984-03-05 CA CA000448886A patent/CA1210320A/en not_active Expired
- 1984-03-21 GB GB08407369A patent/GB2137262B/en not_active Expired
- 1984-03-22 FR FR8404430A patent/FR2543214B1/fr not_active Expired
- 1984-03-23 NO NO841164A patent/NO163976C/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB8407369D0 (en) | 1984-04-26 |
| GB2137262B (en) | 1986-11-05 |
| GB2137262A (en) | 1984-10-03 |
| US4509598A (en) | 1985-04-09 |
| NO841164L (no) | 1984-09-26 |
| FR2543214B1 (fr) | 1986-12-12 |
| NO163976C (no) | 1990-08-15 |
| CA1210320A (en) | 1986-08-26 |
| FR2543214A1 (fr) | 1984-09-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO163976B (no) | Fremgangsm te for hydraulisk frakturering av en undsformasjon. | |
| EP2876119B1 (en) | Gel, plugging method using the same, and plugging and well-killing method using the same | |
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| US3378074A (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| US20150152318A1 (en) | Fracturing process using liquid ammonia | |
| US20140290943A1 (en) | Stabilized Fluids In Well Treatment | |
| RU2747957C1 (ru) | Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта | |
| US20100252262A1 (en) | Low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling | |
| WO2011145966A1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| US9796900B2 (en) | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid | |
| AU2015390249B2 (en) | Fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top portion having a higher permeability | |
| US20210355373A1 (en) | Self Propping Surfactant For Well Stimulation | |
| US11441068B2 (en) | Liquid sand treatment optimization | |
| US10000692B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| US11933154B2 (en) | High-pressure manifold for well stimulation material delivery | |
| US3552494A (en) | Process of hydraulic fracturing with viscous oil-in-water emulsion | |
| US20180305600A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| US10294411B2 (en) | Fracturing or gravel-packing fluid with CMHEC in brine | |
| US9969924B2 (en) | Dual function internal breaker for crosslinked hydroxyethylcellulose | |
| CN116241227A (zh) | 一种碳酸水压裂方法 | |
| US20140224494A1 (en) | Solid Chemical Well Treatment | |
| Oybekovna et al. | ANALYSIS OF ACID HYDRAULIC FRACTING PROCESS OF LAYER IN MINING CONDITIONS | |
| WO2014209447A1 (en) | Inhibiting salting out of diutan or scleroglucan in well treatment | |
| US20220049153A1 (en) | Sand Consolidation Compositions And Methods Of Use | |
| MX2009010321A (es) | Fluido de fracturacion de pozos de petroleo. |