NO345759B1

NO345759B1 - Avledning ved hjelp av nedbrytbart materiale

Info

Publication number: NO345759B1
Application number: NO20091549A
Authority: NO
Inventors: Yiyan Chen; Carlos Abad; Oscar Bustos; Christopher N Fredd; Goke Adeogun
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2006-10-24
Filing date: 2007-10-22
Publication date: 2021-07-12
Also published as: MX2009003496A; CA2667156A1; GB2455672A; AU2007310513A1; AU2007310513B2; RU2640618C2; GB0905542D0; AR063523A1; US20080093073A1; CA2667156C; WO2008050286A1; RU2012134222A; EG26756A; RU2009119528A; DE112007002575T5; NO20091549L; US7565929B2

Description

Oppfinnelsen omhandler stimulering av brønner som penetrerer undergrunnsformasjoner. Spesielt omhandler den fremgangsmåter og sammensetninger for utførelsen av flere sekvensielle brønnbehandlinger og den midlertidige beskyttelse av tidligere behandlinger fra påfølgende behandlinger ved anvendelse av en avledningsteknikk.

Hydrokarboner (olje, kondensat og gass) blir typisk produsert fra brønner som blir boret inn i formasjonene som inneholder dem. Av en rekke årsaker, så som iboende lav permeabilitet i reservoarene eller skade på formasjonen forårsaket av boring og komplettering av brønnen, kan strømmen av hydrokarboner inn i brønnen være uønsket lav. I dette tilfelle, blir brønnen stimulert, for eksempel ved anvendelse av hydraulisk frakturering, kjemisk (vanligvis syre) stimulering eller en kombinasjon av de to (kalt syrefrakturering eller bruddsurgjøring).

Hydraulisk frakturering involverer injisering av fluider inn i en formasjon ved høye trykk og rater slik at reservoarberget svikter og danner et brudd (eller bruddnettverk). Proppemidler blir typisk injisert i fraktureringsfluider etter at ”polstringen” som skal holde bruddet(ene) åpent etter at trykkene frigjøres. I kjemiske (syre) stimuleringsbehandlinger, forbedres strømningskapasitet ved oppløsning av materialer i formasjonen.

I hydraulisk og syrefrakturering, blir et første, viskøst fluid kalt en polstring typisk injisert inn i formasjonen for å initiere og propagere bruddet. Dette følges av et andre viskøst fluid som inneholder et proppemiddel for å holde bruddet åpent etter at pumpetrykket er frigjort. Granulære proppemiddelmaterialer kan inkludere sand, keramiske perler eller andre materialer. I syrefrakturering, inneholder det andre fluidet en syre eller annet kjemikalium så som en chelatdanner som kan løse opp en del av berget, forårsake irregulær etsing av bruddflaten og fjerning av noe av mineralmaterien, og resulterer i at bruddet ikke lukker fullstendig når pumpingen stoppes. Når det er krevet begrensning av bruddgeometrien, er anvendelsen av surfaktantbaserte fluider så som viskoelastiske surfaktanter (VES) anbefalt. Innimellom gjøres hydraulisk frakturering ved pumping ved svært høye rater av et lavviskositetsfluid som inneholder friksjonsreduserende polymerer (dvs., glatt vann) for å minimere skaden forårsaket av svært konsentrerte polymerer eller kostnaden av andre viskositetsøkere. I tillegg, for å minimere skaden ytterligere, kan surfaktantbaserte fluider med lav viskositet utnyttes som glattvannbehandlinger.

Når flere hydrokarbonbærende soner blir stimulert ved hydraulisk frakturering eller kjemisk stimulering, er det ønskelig å behandle de flere sonene i flere trinn. I fler-sone frakturering, blir en første produksjonssone frakturert. Deretter blir fraktureringsfluidet avledet til det neste trinnet for å frakturere den neste produksjonssonen. Prosessen gjentas inntil alle produksjonssoner er frakturert. Alternativt kan flere produksjonssoner fraktureres på én gang, hvis de ligger nær hverandre med lignende egenskaper. Avledning kan oppnås med ulike metoder. I isoleringspluggteknikken (BPT), vil for eksempeloperatøren perforere, deretter frakturere, deretter sette et isoleringspluggverktøy, og deretter gjenta denne prosessen ettersom det er nødvendig. Denne tilnærmelsen sikrer 100 % positiv soneisolasjon ved å sette en pakning mellom frakturerte og målsøkte soner. Denne tilnærmelsen er imidlertid ekstremt kostbar. Kostnadene kommer fra utstrakt vaierbetjeningsintervensjon, som krever ytterligere tid for å perforere og å sette og deretter gjenvinne pakningen fra borebrønnen for hver produksjonssone før og etter en fraktureringsbehandling. I tillegg er pakningsgjenvinning noen ganger risikabel.

I strømning gjennom sammensatt isoleringsplugg (FTCBP) tilnærmelsen, som er en modifikasjon av BPT, fungerer FTCBP verktøyet som en BPT plugg når det er høyere trykk over den, så som i løpet av påfølgende fraktureringsbehandling. Når trykket er høyere under pluggen, så som når brønnen strømmes tilbake, lar imidlertid FTCBP-en fluid strømme fra under og gjennom pluggen. Anvendelse av FTCBP teknikken tillater alle foregående frakturerte soner å strømme i løpet av komplettering av brønnen. Denne metoden har to fordeler. For det første, reduserer den betydelig innelukningstiden ved å strømme hvert brudd tilbake tidlig. For det andre, hjelper alle tidligere behandlede soner til med rense opp hver nye behandling. Etter at en brønn er komplettert, kan FTCBP-en enkelt bli boret ut eller kan etterlates i brønnen. Denne teknikken har vist seg å være et pålitelig verktøy som øker produksjon. Hovedulempen er kostnaden og tiden som er nødvendig for å sette pluggen.

Sandpluggteknikken (SPT) ligner BPT-en unntatt at sandplugger anvendes istedenfor verktøyer. Hovedidéen er å frakturere flere produksjonssoner sekvensielt via forskjellige perforeringssett og sette en sandplugg ved enden av hvert behandlingstrinn for å forhindre strøm ut over pluggen, og derfor avleder belastningsfeltet for suksessive trinn. Denne metoden reduserer tiden og kostnadene betydelig fordi den ikke krever noen pakningsgjenvinning. På grunn av innledende in-situ belastningsvariasjoner, kan imidlertid ikke alle soner fraktureres. Dessuten krever proppemiddelplasseringen at borebrønnen belastes med proppemiddel, som kan resultere i lav effektivitet av behandlingen.

Avgrenset innløp (LE) tilnærmelsen, som er en forenklet teknikk som ikke krever at borebrønnen belastes med sand, gjør fremgangsmåten mer akseptabel. Fremgangsmåten anvendes, for eksempel, i kombinasjon med kulepakninger for å plugge trinnene eller ved å ha forskjellig antall perforeringer for de forskjellige trinnene. LE metoden setter grunnleggende sin lit til dannelse av et kunstig trykkfall over et beregnet antall perforeringer. Fra antallet perforeringer, størrelsen av perforeringene og injeksjonsraten blir trykkfallet beregnet. Dette trykkdifferensialet blir deretter justert gjennom antallet perforeringer for å danne et bestemt trykk på formasjonssiden av perforeringene lik fraktureringstrykket. Det å kjenne det nøyaktige fraktureringstrykket for hvert sandlag er en vesentlig del av avgrenset innløp teknikken. I et innfyllingsboreprogram innen en stratigrafisk pay, kan trykket i enhver gitt sand variere betydelig. Ervervelse av pålitelige trykkdata involverer testing av hver sone, og legger tid og kostnad til kompletteringen. Uten å kjenne de nøyaktige data, kan en behandling resultere i liten eller ingen produksjon fra noen sett av perforeringer.

Kulepakninger omfatter vanligvis små gummibelagte kuler suspendert i behandlingsfluidet og pumpet inn i brønnen sammen med behandlingsfluidet. Kulene føres ned til perforeringene som kommuniserer med formasjonssonen med høy permeabilitet. Kulepakningene plasserer seg på disse perforeringene og avleder behandlingsfluidet til en formasjonssone som har en lavere permeabilitet. I noen tilfeller, presenterer nærværet av slike kulepakninger i borebrønnen etter behandlingen driftsmessige problemer i løpet av deres gjenvinning. Anvendelse av nedbrytbare kuler kan hjelpe til med å eliminere disse problemene, som rapportert i US 6.380.138 til Ischy et al. Kuler laget av polyester brytes ned over tid, og danner løselige oligomerer og tillater at perforeringer åpnes på nytt.

Indusert belastning avledningsteknikken (ISDT) er en anvendelse av trinnvise hydrauliske fraktureringsbehandlinger uten anvendelsen av noen positiv isolasjon, så som isoleringsplugger, fracledeplater, sandplugger eller kulepakninger. ISDT-en kombinerer fordelene ved LE-en og multi-trinnvise fraktureringsteknikker. Med referanse til Figur 1, involverer ISDT pumping av flere ”fracs” i en brønn 10, f.eks. første og andre brudd 12, 14 i henholdsvis første og andre produksjonssoner 16, 18 stratifisert mellom ikke-produksjonssoner, og stoler på den induserte belastning overført ved en tidligere bruddstimulering for å avlede det påfølgende brudd til den ønskede sone uten positiv soneinndelt isolasjon. I denne tilnærmelsen, fungerer den innledende induserte belastningsprofil 20 fra det første hydrauliske fraktureringstrinn 12 som inngangsenergi, sammen med de resulterende induserte belastninger 22, for å effektivt avlede det andre trinnet 14 og påfølgende fracs til den andre produksjonssone 18 og suksessive trinn. ISDT-prosedyren kan anvendes for å perforere og frakturere flere, diskrete produksjonsintervaller ved å gjenta prosessen så mange ganger som nødvendig. Noen ISD teknikker kan inkludere fremgangsmåter for å indusere ”screenouts” for å hjelpe med avledningen.

ISDT krever imidlertid god kunnskap om reservoaregenskaper. Dette gjør at ISDT ikke er lett repeterbar i områder med varierende egenskaper. For å oppnå maksimal belastningsavledning, er det krevet en optimalisert fraktureringsbehandling basert på mekaniske egenskaper i formasjonen. Dette nødvendiggjør ofte ervervelse av data ved anvendelse av et designverktøy, så som et DataFRAC™ (Varemerke til Schlumberger Technology Corp.), og suksessive redesigner av tilnærmelsen. Dette tar tid. I tillegg er redesign sterkt avhengig av kritiske antakelser om formasjonsegenskaper. Som et resultat, er det for tiden ingen pålitelig metodologi for å rettferdiggjøre anvendelsen av ISDT i gassreservoarer med lav permeabilitet. Det er derfor fremdeles et behov for enkle og pålitelige fremgangsmåter for avledning, flertrinnsfrakturering eller midlertidig forsegling i nedhullsmiljøet.

Nedbrytbare materialer har tidligere blitt brukt for fluidtapkontroll og for avledning. Eksempler inkluderer bergsalt, gradert bergsalt, benzosyreflak, voksperler, voksknopper, oljeløselig harpiksmateriale, etc. Nedbrytbare materialer har blitt anvendt i andre nedhullsoperasjoner, så som presentert i US 2006-0283591.

Disse materialene har imidlertid generelt blitt anvendt i størrelser, former og konsentrasjoner designet for å bygge filterkaker på borebrønn eller bruddflater snarere enn å danne konsoliderte plugger i borebrønner, perforeringer eller brudd, f.eks. under ”screen out” betingelser.

US2006113077A1 beskriver avledning eller isolasjon assistert av nedbrytbart materiale.

Oppsummering av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for avledning assistert av nedbrytbart materiale (DMAD) for brønnbehandling, som omfatter trinnene med: a) injisering av et første brønnbehandlingsfluid inn i en brønn som penetrerer en flerlagsformasjon for å propagere et hydraulisk brudd i et lag av formasjonen; b) injisering av en vandig slurry inn i en brønn som penetrerer en formasjon hvori en faststoffase av slurryen omfatter et uløselig nedbrytbart materiale og en væskefase av slurryen omfatter en viskoelastisk surfaktant, en suspenderende friksjonsreduserer (SFR), eller en kombinasjon derav; c) konsolidering av det nedbrytbare materialet for å danne en plugg i en perforering, brudd, borebrønn eller kombinasjon derav i brønnen; d) avledning med pluggen mens en injiserer et andre brønnbehandlingsfluid inn i brønnen for å propagere et påfølgende hydraulisk brudd i et annet lag av formasjonen; og e) nedbrytning av det konsoliderte nedbrytbare materialet for å fjerne pluggen og gjendanne permeabilitet til perforeringen, bruddet, borebrønnen eller kombinasjonen derav.

Ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse fremgår av de uselvstendige patentkrav.

Det beskrives i ulike utførelsesformer en fremgangsmåte for behandling av en brønn med en avledning assistert med nedbrytbart materiale (DMAD), en DMAD metode for flerlagsfrakturering, brønnbehandlingsfluider nyttige i DMAD prosedyrer, og en fjernbar komposittplugg dannet med et nedbrytbart materiale for å fremme avledningsprosedyrer. Det nedbrytbare materiale kan brytes ned etter en valgt varighet under nedhullsbetingelsene slik at ingen ytterligere intervensjon er nødvendig for å fjerne pluggen. Den midlertidige blokkering ved pluggdannelse tillater at andre brønnoperasjoner utføres uten å skade det eksisterende bruddet eller uten forstyrrelse fra det eksisterende bruddet.

I én utførelsesform, kan brønnbehandlingsmetoden inkludere: (a) injisering av en vandig slurry inn i en brønn som penetrerer en formasjon, hvori en faststofffase av slurryen omfatter et uløselig nedbrytbart materiale; (b) konsolidering av det nedbrytbare materialet for å danne en plugg av det nedbrytbare materialet i en perforering, brudd, borebrønn eller kombinasjon derav i brønnen; (c) utførelse av en nedhullsoperasjon i brønnen mens det nedbrytbare materialet bistår i avledning fra den pluggede perforering, brudd, borebrønn eller kombinasjon derav, hvori nedhullsoperasjonen kan være hydraulisk frakturering, surgjøring, brønnreparasjon, installasjon av nedhullsutstyr og kombinasjoner derav; og (d) nedbrytning av det konsoliderte nedbrytbare materialet for å fjerne pluggen og gjendanne permeabilitet til perforeringen, bruddet, borebrønnen eller kombinasjonen derav. Nedhullsoperasjonene kan inkludere glattvann frakturering og syrefrakturering som ytterligere eksempler.

I en utførelsesform, kan det nedbrytbare materialet være en polymer av monomeravledede enheter så som estere, aromatiske syrer, amider og lignende, og kombinasjoner derav. I en utførelsesform, kan det nedbrytbare materialet være polymerer og kopolymerer av laktid og glykolid; polyetylentereftalat (PET); polybutylentereftalat (PBT); polyetylennaftalenat (PEN); delvis hydrolysert polyvinylacetat; og derivater derav; og kombinasjoner og blandinger derav og lignende.

I en utførelsesform, kan det nedbrytbare materialet foreligge i slurryen ved en relativt høy konsentrasjon, for eksempel, minst 4,8 g/l (40 lbm/ 1.000 gal), minst 6 g/l (50 lbm/1.000 gal) eller minst 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal). Fremgangsmåten kan inkludere indusering av en ”screenout” av faststoffasen for å konsolidere det nedbrytbare materialet.

I én utførelsesform, kan faststoffasen inkludere fiber, og i en annen utførelsesform, en blanding av en fiber og et partikulært materiale, som f.eks. har en fordeling av størrelser. Som eksempler, kan fiberen omfatte det nedbrytbare materialet og det partikulære materialet kan være inert proppemiddel, eller fiberen og det partikulære materialet kan begge omfatte det nedbrytbare materialet, som kan være det samme eller forskjellig materiale.

I én utførelsesform, kan nedbrytningen utløses av en temperaturforandring, og/eller ved kjemisk reaksjon mellom det nedbrytbare materialet og en annen reaktant. Nedbrytning kan inkludere oppløsning av det nedbrytbare materialet.

I en utførelsesform av fremgangsmåten, kan en fluid fase av slurryen inkludere en viskoelastisk surfaktant (VES), en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en polymer friksjonsreduserer, en surfaktant friksjonsreduserer, en polymer dragreduksjonsforbedrer, en monomer dragreduksjonsforbedrer, en vandig saltløsning eller lignende, eller en kombinasjon eller blanding derav. I andre utførelsesformer av oppfinnelsen, blir slurryen av nedbrytbar materialplugg viskositetsøket med og/eller plassert ved et polymerbasert fluid med høy viskositet (så som et polysakkarid, så som guar eller et guarderivat, lineært eller kryssbundet); eller et polymerbasert fluid med lav viskositet (for eksempel et polyakrylamid); eller et surfaktantbasert fluid med høy viskositet (så som for eksempel et VES basert fluidsystem, eller en VES pluss en hybrofobt modifisert polymer, eller en VES pluss en reologimodifiserer); eller et polymer friksjonsredusererbasert fluid med lav viskositet, eller et surfaktantbasert friksjonsreduserer fluid med lav viskositet (så som for eksempel en surfaktant friksjonsreduserer pluss en polymer dragreduksjonsforbedrer, og/eller en monomer dragreduksjonsforbedrer) og kombinasjoner derav. VES-holdige systemer er foretrukket.

I en spesiell utførelsesform, kan foreliggende oppfinnelse tilveiebringe en DMAD fraktureringsmetode som kan inkludere trinnene med: (a) injisering av brønnbehandlingsfluid inn i en brønn som penetrerer en flerlagsformasjon for å propagere et hydraulisk brudd i et lag av formasjonen; (b) injisering av en vandig slurry omfattende fibrer av et uløselig, nedbrytbart materiale i en faststoffase for å danne en plugg av de konsoliderte fibrer og isolere det hydrauliske brudd fra borebrønnen, hvori det nedbrytbare materialet foreligger i slurryen ved en konsentrasjon på minst 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), og hvori en fluid fase av slurryen omfatter en viskoelastisk surfaktant, en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en polymer friksjonsreduserer, en surfaktant friksjonsreduserer, en polymer dragreduksjonsforbedrer, en monomer dragreduksjonsforbedrer, en vandig saltløsning eller en kombinasjon eller blanding derav; (c) mens pluggen avleder fra det tidligere hydrauliske brudd, injisere brønnbehandlingsfluid inn i brønnen for å propagere et påfølgende hydraulisk brudd i et annet lag av formasjonen; og (d) deretter bryte ned det nedbrytbare materialet for å fjerne pluggen. Brønnbehandlingsfluidet i trinn (a) kan i ulike utførelsesformer inkludere en polymer friksjonsreduserer eller en surfaktantbasert friksjonsreduserer med lav viskositet, en viskoelastisk surfaktant, en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en vandig saltløsning eller en kombinasjon eller blanding derav; fortrinnsvis inkluderer fluidet en friksjonsreduserende formulering.

I én utførelsesform kan DMAD fraktureringsmetoden også inkludere sekvensiell gjentakelse av trinnene (b) og (c) én eller flere ganger for avledning fra de tidligere hydrauliske bruddene og propagering av (flere) påfølgende hydraulisk(e) brudd i (flere) andre lag, hvori pluggene deretter blir fjernet i trinn (d) ved nedbrytning av det nedbrytbare materialet.

I en utførelsesform, kan en brønnbehandlingsfluidpassasje i borebrønnen opprettholdes åpen mellom formasjonslagene for den påfølgende hydrauliske frakturering, hvori det tidligere brudd blir isolert fra borebrønnen ved pluggen, f.eks. uten anvendelse av isolerings- eller sandplugger eller annen isolasjonsanordning i borebrønnen. I en utførelsesform kan DMAD fraktureringsmetoden inkludere perforering før bruddpropageringen i trinnene (a) og (c).

I en utførelsesform kan slurryinjeksjonen være som et siste trinn i den hydrauliske frakturering. Fiberene kan danne bro med inerte proppemidler i bruddet for å danne pluggen i én utførelsesform, og pluggen kan dannes ved ”screenout” av slurryen i en annen utførelsesform.

DMAD fraktureringsmetoden kan inkludere opprettholdelse av et trykk i borebrønnen tilgrensende pluggen som er over formasjonstrykket i det isolerte bruddet. Behandlingen kan gjøres slik at borebrønnen mellom pluggen og brønnhodet blir fylt med fluid og det hydrostatiske trykk på borebrønnsiden av pluggen er større enn på den andre siden av pluggen.

I en utførelsesform, kan fjerningen av pluggen være assistert av en vask. I én utførelsesform, blir alt unedbrutt materiale produsert med produsert fluid uten noe behov for å bistå i dets fjerning.

Modelleringsteknikker kjent innen faget kan anvendes med utførelsesformer av oppfinnelsen for å optimalisere parameterne for brønnbehandlingsmetodene. For eksempel, kan modellering anvendes for å bestemme varigheten som er nødvendig for at operasjonen skal utføres, og det nedbrytbare materialet, dets konsentrasjon og pumperate blir deretter valgt i samsvar med dette. Hovedbegrensningen for indusert belastning avledning (ISD) er at det induserte belastningsfeltet er begrenset i mengden belastning det kan danne, typisk i størrelsesorden 3,44 MPa (500 psi) eller så. Hvis bruddtrykket for sonene er større enn omkring 3,44 MPa (500 psi), vil den dannede differensiale belastning ikke være nok til å forhindre at det opprinnelige bruddet tar påfølgende injeksjoner.

I et annet aspekt tilveiebringer oppfinnelsen et brønnbehandlingsfluid for DMAD behandling av en brønn som kan være en vandig slurry. Slurryen kan inkludere et uløselig nedbrytbart materiale som beskrevet over, hvori det nedbrytbare materialet er i fiberform, omfatter en polymer av monomer-avledede enheter valgt fra gruppen bestående av estere, aromatiske syrer, amider og kombinasjoner derav, og foreligger i slurryen ved en konsentrasjon på minst 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal). Slurryen kan også inkludere et partikulært materiale, som fortrinnsvis har en fordeling av størrelser, og en fluid fase av slurryen kan inkludere en viskoelastisk surfaktant, en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en polymer dragreduksjonsforbedrer, en monomer dragreduksjonsforbedrer, en vandig saltløsning eller lignende eller en kombinasjon eller blanding derav. Det partikulære materialet kan være et nedbrytbart materiale i én utførelsesform eller proppemiddel i en annen utførelsesform.

I et ytterligere aspekt, kan oppfinnelsen tilveiebringe en DMAD sammensetning som kan inkludere en fjernbar plugg dannet i en brønn ved ”screenout” i en perforering, brudd, borebrønn eller kombinasjon derav av et brønnbehandlingsfluid som omfatter en vandig slurry av et uløselig nedbrytbart materiale i fiberform og et partikulært materiale som har en fordeling av størrelser, som beskrevet over.

Kort beskrivelse av tegningene

Figur 1 viser et skjema som illustrerer en trykkprofil tilsvarende en indusert belastningsavledning (ISD) teknikk, som anvendt i tidligere teknikk.

Figur 2 viser et diagram som illustrerer nedbrytningen av plugger laget av polymelkesyrefibrer som har forskjellige vektgjennomsnittlige molekylvekter (Mw) som vist ved en hurtig strømningsøkning gjennom pluggene, ved 121 ºC (250 ºF) og ved 6,89 og 17,24 MPa (1000 og 2500 psi), i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 3 viser et diagram som illustrerer nedbrytningen av plugger laget av nedbrytbare materialer og proppemiddel, som vist ved en hurtig strømningsøkning gjennom pluggene, i nærvær av kerosen ved 121 ºC (250 ºF) og 17,24 MPa (2500 psi), i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 4 viser et diagram som illustrerer overtrykk som er nødvendig for å frakturere en produksjonssone som en funksjon av dybde og romlig avstand mellom produksjonssoner.

Figur 5 viser en graf som illustrerer overtrykk for 10,34 MPa (1500 psi) insitu belastningsdifferensiale mellom produksjonssone og skifer.

Figur 6 viser et skjema som illustrerer en trykkprofil tilsvarende brodannelsen og blokkeringen av proppemiddel i et brudd i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 7A viser et skjema som illustrerer plugging av en perforering i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 7B viser et forstørret utsnitt av region 7B fra figur 7A.

Figur 8 viser et skjema som illustrerer plugging av en borebrønn i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 9 viser et forstørret utsnitt av region 9 fra figur 8.

Figur 10 er et skjema som viser posisjonen av perforeringene for hvert trinn og de utførte operasjoner beskrevet i eksempel 7 under.

Figur 11 viser en temperaturlogg i løpet av pumpingen i trinn 4 i eksempel 7 under, som indikerer mindre fluid inntreden gjennom perforeringene i trinn 3 i løpet av fraktureringen i trinn 4.

Figur 12 viser sporerfordelingen i brønnen ifølge eksempel 7 etter injeksjon av forskjellige sporere i trinn 8 og trinn 9, som indikerer at bare minimal inntreden av fluidet fra trinn 9 ble observert gjennom perforeringene i trinn 8.

Detaljert beskrivelse

Utførelsesformer av oppfinnelsen omhandler fremgangsmåter for midlertidig blokkering av borebrønner, perforeringer eller formasjonsbrudd slik at annet arbeid (f.eks. frakturering av andre soner, brønnrehabilitering, brønnreparasjon, installasjon av nedhullsutstyr, etc.) kan utføres mer effektivt eller uten å skade eksisterende brudd. Den midlertidige blokkering oppnås ved konsolidering av faste stoffer som inkluderer nedbrytbare materialer som vil brytes ned innen en ønsket tidsperiode. Som anvendt i frakturering, er teknikkene ifølge oppfinnelsen lignende indusert belastningsavledningsteknikken (ISDT) som for tiden anvendes for brønner lokalisert på land i Nord-Amerika.

De nedbrytbare materialene kan ha enhver form: for eksempel, pulver, partikler, perler, chips eller fibrer. Foretrukne utførelsesformer kan anvende disse materialene i form av fibrer. Fibrene kan ha en lengde på omkring 2 til omkring 25 mm, fortrinnsvis omkring 3 til omkring 18 mm. Typisk har fibrene en lineær massetetthet på omkring 0,111 dtex til omkring 22,2 dtex (omkring 0,1 til omkring 20 denier), fortrinnsvis omkring 0,167 til omkring 6,67 dtex (omkring 0,15 til omkring 6 denier). Fibrene brytes fortrinnsvis ned under nedhullsbetingelser, som kan inkludere temperaturer så høye som 180 ºC (omkring 350 ºF) eller mer og trykk så høyt som 137,9 MPa (20.000 psi) eller mer, i en varighet som er egnet for den valgte operasjonen, fra en minimal varighet på 0,5, 1, 2 eller 3 timer opp til maksimalt 24, 12, 10, 8 eller 6 timer eller et område fra enhver minimal varighet til enhver maksimal varighet. Selv om det normalt ikke er nødvendig, kan nedbrytningen være assistert eller akselerert av en vask som inneholder en passende oppløser eller én som forandrer pH-verdien og/eller saliniteten. Nedbrytningen kan også være assistert ved en økning i temperatur, for eksempel når behandlingen utføres før dampflooding. Når vi bruker uttrykket nedbrytbar her, inkluderer vi alle disse passende oppløsbare materialene.

De nedbrytbare materialene kan være sensitive for miljøet, så det kan være fortynnings- og utfellingsspørsmål. Det nedbrytbare materialet anvendt som en forsegler skulle fortrinnsvis overleve i formasjonen eller borebrønnen i en tilstrekkelig lang varighet (f.eks.3-6 timer). Varigheten skulle være lang nok til at vaierbetjening (wire line services) perforerer den neste produksjonssand, påfølgende fraktureringsbehandling(er) kompletteres og bruddet lukker på proppemiddelet før det avsetter seg fullstendig, og tilveiebringer den beste bruddkonduktivitet. I gassformasjoner med lav permeabilitet med lav avlekking, kan varigheten av pluggen være et kritisk spørsmål.

Det må også vurderes at forseglere av nedbrytbart materiale kan inhibere tilbakestrøm, og som et resultat, kan bruddet bli overbelastet i en mye lenger periode, som kan være fordelaktig for avledning. I formasjoner med lite avlekking, må en imidlertid være forsiktig for innelukningstiden kan bli for lang, som kan resultere i proppemiddelavsetning. I dette tilfellet, kan tilbakestrøm etter det nedbrytbare materialet er brutt anvendes for å bistå i suspendering av proppemidlet i bruddet. Derfor må det gjøres et kompromiss mellom disse to hensynene. I samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen, er de kjemiske levetider i borebrønnen og bruddet fortrinnsvis ikke kortere enn 2-3 timer. På den andre siden, overstiger deres levetider fortrinnsvis ikke en viss grense for å tillate en å strømme tilbake formasjoner med ekstremt lav avlekking. Dette indikerer at et passende valg av forseglertypen og additivene er viktig.

Ulike nedbrytbare materialer anvendes med utførelsesformer av oppfinnelsen. Slike materialer kunne teoretisk inkludere uorganiske fibrer, for eksempel av kalkstein eller glass, men er fortrinnsvis polymerer eller ko-polymerer av monomeravledede enheter så som estere, amider eller andre lignende materialer. Som anvendt heri kan polymerer refereres til uttrykt enten ved monomerene eller den som-reagerte form av monomerene, og det er forstått at referanse til monomeren i spesifikasjonen og kravene tolkes som den polymeriserte form av derivatet som resulterer fra polymeriseringen av monomeren.

De nedbrytbare polymerer kan være delvis hydrolysert ved ikke-ryggrad lokaliseringer. Eksempler inkluderer polyhydroksyalkanoater, polyamider, polykaprolaktoner, polyhydroksybutyrater, polyetylentereftalater, polybutylentereftalater, polyetylennaftalenater, polyvinylalkoholer, polyvinylacetat, delvis hydrolysert polyvinylacetat og kopolymerer av disse materialene. Polymerer eller kopolymerer av estere, inkluderer for eksempel substituert og usubstituert laktid, glykolid, polymelkesyre og polyglykolsyre. Polymerer eller ko-polymerer av amider, kan for eksempel inkludere polyakrylamider, polyamider så som nylon 6,6; nylon 6; KEVLAR og andre.

Materialer som løses opp ved det passende tidspunkt under de påtrufne betingelser blir også anvendt, for eksempel polyoler som inneholder tre eller flere hydroksylgrupper. Polyoler som er nyttige i foreliggende oppfinnelse er polymere polyoler som er solubiliserbare etter oppvarming, avsalting eller en kombinasjon derav, og grunnleggende består av hydroksylsubstituerte karbonatomer i en polymerkjede romlig atskilt fra tilgrensende hydroksylsubstituerte karbonatomer av minst ett karbonatom i polymerkjeden. Med andre ord, er de nyttige polyoler fortrinnsvis grunnleggende fri for tilgrensende hydroksylsubstituenter. I én utførelsesform har polyolene en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 5000 opp til 500.000 eller mer, og fra 10.000 til 200.000 i en annen utførelsesform. Polyolene kan hvis ønsket være hybrofobt modifisert for å ytterligere inhibere eller forsinke solubilisering, f.eks. ved å inkludere hydrokarbylsubstituenter så som alkyl, aryl, alkaryl eller aralkylenheter og/eller sidekjeder som har fra 2 til 30 karbonatomer. Polyolene kan også modifiseres til å inkludere karboksylsyre, tiol, paraffin, silan, svovelsyre, acetoacetylat, polyetylenoksid, kvaternært amin eller kationiske monomerer. I én utførelsesform, er polyolen en substituert eller usubstituert polyvinylalkohol som kan fremstilles ved minst delvis hydrolyse av et forstadium polyvinylmateriale med estersubstituenter.

En rekke laboratorieforsøk for dannelsen og testingen av fiberplugger har blitt utført. Testingen viste at plugger med 1 cm diameter og 2 cm lengde kan motstå 17,2 MPa (2500 psi) trykk i 2-4 timer ved 121 ºC (250 ºF), avhengig av pluggsammensetningen. Figur 2 viser levetider for fiberplugger laget av polymelkesyrer (PLA) som har forskjellige molekylvekter. Fiberpluggene med høyere molekylvekt har lengre levetider under testbetingelsene, 121 ºC (250 ºF) og 6,9 MPa (1000 psi). For eksempel har pluggen som har en polymer med en molekylvekt på 77.600 en levetid på flere timer, mens plugger laget av polymerer med høyere molekylvekt har lengre levetider (opp til 6 timer).

I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, kan forskjellige typer kjemikalier pumpes for å akselerere eller forsinke nedbrytning av nedbrytbart materiale (se over). Eksempler på forsinkelsesmidler kan inkludere enhver type hydrofobt materiale (for eksempel kerosen, olje, diesel, polymerer, surfaktanter, etc.), som vil dekke overflatene av de nedbrytbare materialene for å bremse deres vekselvirkninger med vann. For polyoler, for eksempel så som delvis hydrolysert polyvinylacetat, kan for eksempel salter inkluderes i fluidet; høy ionestyrke reduserer løseligheten av slike materialer. Eksempler på akseleratormidler kan inkludere enhver væske med høy eller lav pH-verdi (for eksempel kaustiske eller syreløsninger), som vil akselerere nedbrytningen av de nedbrytbare materialene.

For eksempel, for PLA polymerer, er hydrolyse hovednedbrytningsmekanismen. Ved tilsetning av et hydrofobt middel til polymeren (eller pluggen), for eksempel som et belegg, vil hydrolysehastighetene reduseres. Som et resultat vil levetidene for polymerene (følgelig, levetidene for pluggene) økes, som vist i en studie av nedbrytningen av plugger laget av polymelkesyre som har en molekylvekt på ~128.000, hvor det var en hurtig strømningsøkning gjennom pluggene i nærvær av kerosen ved 121 ºC (250 ºF) ved 6,89 og 17,24 MPa (1000 og 2500 psi). Det er derfor, mulig å kontrollere levetidene for plugger for å passe med hensiktene til operasjonene.

De nedbrytbare materialer blir typisk anvendt ved høye konsentrasjoner, f.eks., større enn 4,8, 6,0 eller 7,2 g/l (40, 50 eller 60 lbm/1.000 gal), for å danne midlertidige plugger eller broer. De nedre konsentrasjoner kan anvendes hvis fiberslurryen kan tape vann, som konsentrerer fibrene. De maksimale konsentrasjoner av disse materialene som kan anvendes kan være begrenset av overflateutstyret tilgjengelig for tilsetning og blanding.

Noen utførelsesformer av oppfinnelsen anvender nedbrytbare fiberplugger som beskrevet over. Andre utførelsesformer av oppfinnelsen anvender plugger som blir dannet av nedbrytbare fibrer og et annet materiale, så som inerte proppemidler (inkludert sand) eller nedbrytbare absorbenter (så som polyakrylsyre-koakrylamid). Inkluderingen av et absorbentmateriale kan hjelpe til med å fylle porer på innsiden av en plugg og gjøre den sterkere.

Anvendelsen av passende harpiksbelagte proppemidler (RCP) eller ikke-RCP proppemidler med liten kornstørrelse gir ganske tilfredsstillende resultater: RCP/fiberplugger er i stand til å motstå et trykkdifferensiale på 17,2 MPa (2500 psi) ved 121 ºC (250 ºF) i flere timer, som vist i figur 3. PLA fibrer, forbehandlet eller u-forbehandlet med kerosen, og blandet med RCP oppnådd under handelsbetegnelsene ACFRAC BLACK PLUSS (40/70 mesh) og ACFRAC Pr6000 (20/40 mesh) var egnet. PLA fiber med proppemiddel som har en multimodal partikkelstørrelsesfordeling (PSD) var også en egnet blanding.

I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, anvendes nedbrytbare materialer i kombinasjon med fremgangsmåter for å øke innholdet av fast stoff i en slurry ved anvendelse av partikkelstørrelsesfordelingsteknologi. Med en riktig valgt multimodal fordeling av partikkelstørrelser, fyller mindre partikler tomrommene mellom større, og resulterer i en slurry som krever mindre vann. Typiske fordelinger anvender to eller tre distinkte partikkelstørrelsesområder. Dette tilveiebringer en slurry med forbedrede strømningsegenskaper og utmerkede herdede egenskaper så som permeabilitet og styrke. Noen utførelsesformer av oppfinnelsen anvender derfor proppemidler med forskjellige størrelser istedenfor RCP-er. Med disse utførelsesformene, kan proppemiddelsammensetningene optimaliseres for å oppnå tilstrekkelig konduktivitet for pluggene etter at fibrene er brutt ned.

Med denne tilnærmelsen (dvs. multi-modal partikkelstørrelsesfordeling), kan ulike kombinasjoner av midlertidige perforeringsforseglere oppnås med utmerkede egenskaper. Fordi nedbrytbare eller oppløsbare materialer, så som en polymelkesyrefiber, kan velges til å være kompatible med formasjonsfluider og deres nedhullslevetider enkelt kan varieres (f.eks. ved tilsetning av forsinkelsesmidler for å øke deres levetider), er denne tilnærmelsen svært attraktiv i DMAD teknikken.

En fagperson kan erkjenne at ulike syrefraktureringsmetoder kan anvendes med utførelsesformer av oppfinnelsen, inkludert fremgangsmåter for å generere syre nedhulls (ved anvendelse av en emulgert syre, innkapslet syre eller fast syreforstadium). For eksempel viser US 7.166.560 til Still anvendelsen av faste syreforstadier for å tilveiebringe kontrollert frigivelse av syre ved hydrolyse eller oppløsning. Det faste syreforstadium kan være laktid, glykolid, polymelkesyre, polyglykolsyre, en kopolymer av polyeddiksyre og polyglykolsyre, en kopolymer av glykolsyre med andre hydroksyl-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyre-holdige enheter, en kopolymer av melkesyre med andre hydroksyl-, karboksylsyre- eller hydroksykarboksylsyre-holdige enheter eller blanding av de foregående. Den faste syren kan blandes med et andre fast stoff som reagerer med en syre for å øke oppløsningshastigheten og hydrolyse av det faste syreforstadium.

Utførelsesformer av oppfinnelsen kan dessuten også anvendes for å midlertidig plugge bruddene eller borebrønnen for å oppnå de ønskede virkninger eller utføre annet arbeid. For eksempel kan fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen anvendes for å midlertidig innelukke brønnen etter frakturering slik at bruddet avspennes. For et slik formål, er varigheten typisk kort, for eksempel omkring 0,5 time. En kan velge et riktig nedbrytbart materiale for å oppnå den ønskede varighet. De nedbrytbare plugger i samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen kan også anvendes som "dreperpiller" (kill pill) for å midlertidig plugge perforeringer eller brudd, for eksempel, 0,32 m<3 >(2 bbl) vann som inneholder 2 % VES (for eksempel konsentratet pluss additiv beskrevet under i eksemplene) pluss 9,6 g/l (80 lbm/1.000 gal) av for eksempel polymelkesyrefiber, pluss 9,6 g/l (80 lbm/1.000 gal) av for eksempel polymelkesyreperler eller pellets, for eksempel 18-40 mesh. Dette er effektivt et VES-basert bærerfluid (fullstendig ikke-skadende) for en fullstendig oppløsbar fiberbasert avlekkingskontrollpille.

I samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen, er nedbrytbare materialer fortrinnsvis kompatible med forskjellige pH fraktureringsfluider og med saltløsninger som inneholder forskjellige konsentrasjoner av salter (så som natriumklorid NaCl, kalsiumklorid CaCl2, natriumbromid NaBr, kaliumklorid KCl og andre). De nedbrytbare materialene skulle være kompatible med så brede temperaturområder som mulig. Det er foretrukket at de nedbrytbare materialene er kompatible med temperaturer større enn 0 ºC (32 ºF). Nedbrytbare materialer skulle også være kompatible med veide saltløsninger eller kompletteringsfluider.

Anvendelsen av surfaktantbaserte fluider er anbefalt fordi passende VES fluider kan tilveiebringe en høy null skjær viskositet og mer effektiv proppemiddelog fiberplassering, og forårsake mindre skade enn polymerbaserte fluider. Dessuten, når et VES fluidsystem anvendes for å levere den nedbrytbare materialpluggen for avledning, og når et surfaktant fluidsystem også anvendes for friksjonsreduksjon i, for eksempel, glattvann frakturering, så etter nedbrytning av pluggen av det nedbrytbare materialet, er det ingen polymer tilbake i systemet til å forårsake skade som kunne hindre fluidstrøm fra formasjonen.

Mens beskrivelsen heri anvender hydraulisk frakturering for å illustrere utførelsesformer av oppfinnelsen, ville en fagperson erkjenne at fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan anvendes i tradisjonelle proppede fraktureringsbehandlinger uavhengig av fremgangsmåten for viskositetsøkning av fluidet valgt for å tilveiebringe proppemidlet og fiberbærende kapasitet. Polymerbasert eller surfaktantbasert fluid kan anvendes og fremgangsmåtene og sammensetningene ifølge oppfinnelsen kan anvendes i andre typer frakturering, inkludert glattvann (eller vannfrac) og syrefrakturering.

Spesielt interessant er tilfellet hvor det pumpede fluidet er en glattvannbehandling, hvor polymerkonsentrasjonen blir redusert til et minimum krevet for å tilveiebringe høyhastighetspumping med minimale friksjonstap. I dette tilfelle blir den polymerforårsakede skade minimert eller ikke-eksisterende, men til gjengjeld blir konsentrasjonen av det pumpede proppemiddel også redusert. I én utførelsesform av oppfinnelsen, blir de nedbrytbare materialene pumpet i det siste trinnene av glattvannbehandlingen. I dette tilfelle tilveiebringer anvendelsen av et viskoelastisk surfaktant fluid mye bedre proppemiddeltransportkarakteristikker, mens det fremdeles er tilbake en praktisk talt eller fullstendig polymerfri behandling, som sikrer at regionen nær borebrønnen kan kompletteres med høy proppemiddelkonsentrasjon, og som et resultat blir brønnen forbundet.

Egnede høymolekylære polymerbaserte glattvannfluider inkluderer polymere friksjonsreduserere så som de beskrevet i Root, U.S. pat. nr.3.254.719 eller Phillips & Hunter. U.S. pat. nr.4.152.274, som beskriver fluider med lave friksjonstrykk, for brønnbetjeningsapplikasjoner slik som frakturering, lineære (ikke-kryssbundne) naturlige polysakkarider så som guar og lignende galaktomannaner og derivater derav, så som hydroksypropylguar, karboksymetyl hydroksypropylguar eller andre heteropolysakkarider så som gellangummi, diutangummi, ramsangummi og derivater derav beskrevet i US løpenr.11/835.891, 8. august, 2007 som beskriver fluider med lave friksjonstrykk, for brønnbetjeningsapplikasjoner.

I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir fraktureringsbehandlingen oppnådd ved pumping av en polymerfri, surfaktantbasert glattvannbehandling, hvor surfaktanten anvendes ved lav konsentrasjon som en friksjonsreduserer, mens en fremdeles tilveiebringer bedre proppemiddelbærende egenskaper enn ekvivalente polymerbaserte dragreduserende polymerfluider. Surfaktanttypen og konsentrasjonen kan forandres i de senere trinnene for å sikre en bedre plassering av proppemidlet og det nedbrytbare materialet nær perforeringskanalene. Denne behandlingen muliggjør en fullstendig polymerfri frakturering, og tillater at høyere proppemiddelkonsentrasjon plasseres ikke bare i nær-borebrønnregionen, men gjennom hele bruddet. Som et resultat oppnås et mye renere brudd, hvor ingen filterkakedannelse er mulig ved ethvert trinn av behandlingen i bruddflatene.

Egnede glattvann fluider inkluderer polymerfrie fluider så som de beskrevet i US løpenr.11/833449, 3. august, 2007, som beskriver fluider med lave friksjonstrykk, for brønnbetjeningsapplikasjoner slik som stimulering (så som frakturering) brønnutrensing og andre, og fremgangsmåter for deres anvendelse. Spesielt, beskriver det surfaktantbaserte fluider og fremgangsmåter for deres anvendelse for stimulering, brønnutrensing og andre applikasjoner omfattende en surfaktant, en polymer med lav molekylvekt og eventuelt et motion. Fluidene utviser utmerket forbedrede viskøse og faststoffsuspenderende karakteristikker, i forhold til lignende fluider rapportert i tidligere teknikk, ved lave surfaktantkonsentrasjoner (fortrinnsvis mindre enn omkring 0,5 vektprosent).

Fluidet i US løpenr.11/833449, 3. august, 2007, blir kalt en suspenderende friksjonsreduserer (SFR). SFR fluidene omfatter en dragreduserende surfaktant og en dragreduksjonsforbedrerblanding som kan inneholde en polymer dragreduserende forbedrer, og eller en monomer dragreduksjonsforbedrer. Egnede surfaktanter for anvendelse som de dragreduserende surfaktanter ifølge oppfinnelsen inkluderer kationiske surfaktantmolekyler, f.eks. de som har formelen R1R2R3R4N<(+) >X<(-)>, og amfotære surfaktantmolekyler med formel R1R2R3R4N, hvor (A) R1 er valgt fra: (1) en hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, di-umettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8 til C24), og mest foretrukket C14 til C18; så som for eksempel heksadekyl -(CH2)15-CH3; og (2) en funksjonalisert hydrokarbonkjede med struktur R1 = R5-Y-R6 hvor Y er en funksjonell gruppe så som -O- (eter), -NH- (amin), -COO- (ester) -CNH- (amid), -[O-(CH2)2]xO- (polyetylenoksid), -[O-CH2CH(CH3)]xO- (polypropylenoksid), R5 er hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, diumettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8 til C24), og mest foretrukket C14 til C22, og R6 er en hydrokarbonkjede, C1-C6, mer foretrukket -CH2CH2- eller -CH2CH2CH2-; (B) R2 og R3 er valgt fra: (1) en hydrokarbonkjede med 1 til 24 karbonatomer, fortrinnsvis metyl, -CH3; (2) en 2-hydroksyetylkjede (-CH2-CH2-OH); og (3) en hydroksyterminert polyetylenoksidkjede av respektive lengder x og y, for henholdsvis R2 og R3, valgt slik at x y < 20, 1 < x < 19 og 1 < y < 19, (-[CH2-CH2-O]n-H); (C) R4 er valgt fra: (1) en mettet hydrokarbonkjede med 1 til 22 karbonatomer, fortrinnsvis metyl, -CH3; (2) en 2 -hydroksyetylkjede (-CH2-CH2-OH); (3) et hydrogenatom, -H; og (4) for amfotære (hovedsakelig aminoksid) surfaktanter, et oksygenatom eller nitrogenatom, hvor surfaktanten ikke bærer en positiv ladning, og derfor foreligger ikke et anion X<(-) >i strukturen; og (D) for kationiske surfaktanter, er X<(-) >et anion så som F<(-)>, Cl<(-)>, Br<(-)>, I<(-)>, NO3<(-)>, SO3H<(-)>, SO4H<(-)>, CH3COO<(-) >(acetat), CH3SO3<(-) >(metansulfonat), CF3SO3<(-) >(fluormetansulfonat), HO-CO-C6H4-COO<(-) >(monobasisk ftalat), CH3OSO3<(-) >(metansulfat), HO-C6H4COO<(-) >(salisylat), CH3C6H4SO3<(-) >(toluensulfonat), HO-CH2COO<(-) >(glykolat), HO-CH(CH3)COO<(-)>(laktat) og andre monovalente anioner.

Nyttige surfaktanter inkluderer også zwitterioniske surfaktanter som har den generelle formel R1N<(+)>R2R3R4X<(-)>, hvor (A) R1 er valgt fra: (1) en hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, diumettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8 til C24), og mer foretrukket C14 til C22; så som heksadekyl -(CH2)15-CH3; og (2) en funksjonalisert hydrokarbonkjede med struktur R1 = R5 Y R6 hvor Y er en funksjonell gruppe så som -O- (eter), -NH- (amin), -COO- (ester) -CNH- (amid), -[O-(CH2)2]xO- (polyetylenoksid), -[O-CH2CH(CH3)]xO- (polypropylenoksid), R5 er en hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, di-umettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8 til C24), og mer foretrukket C14 til C22, og R6 er en hydrokarbonkjede, C1-C6, mer foretrukket - CH2CH2- eller -CH2CH2CH2-; (B) R2 og R3 er hydrokarbonkjeder med 1 til 24 karbonatomer, fortrinnsvis metyl, -CH3; (C) R4 er en alkylkjede C1 til C6, mer foretrukket -CH2- eller -CH2CH2-; og (D)X<(-) >er karboksylat -COO<(-) >for betainer eller sulfonatgruppe, -SO3<(-) >for sultainer.

Nyttige surfaktanter inkluderer også anionisk surfaktanter med formel R1X<(-) >M<(+)>, hvor (A) R1 er valgt fra (1) en hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, diumettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8-C24), eller en monosubstituert fenylgruppe (så som nonylfenyl, -C9H19C6H4, eller oktylfenyl, -C8H17C6H4) og (2) en funksjonalisert hydrokarbonkjede med struktur R1 = R2Y hvor Y er en funksjonell gruppe så som -[O-(CH2)2]xO- (polyetylenoksid), eller -[O-CH2CH(CH3)]xO- (polypropylenoksid), og R2 er en hydrokarbonkjede, mettet alifatisk, monoumettet, diumettet eller polyumettet omfattende 8 til 24 karbonatomer, (C8-C24), eller en monosubstituert fenylgruppe (så som nonylfenyl, -C9H19C6H4 eller oktylfenyl, -C8H17C6H4); (B) X<(-) >er en negativt ladet gruppe så som COO<(-)>; eller SO3<(-)>; og (C) M<(+) >er et monovalent kation (så som Li<(+)>, Na<(+)>, K<(+)>, Rb<(+) >og NH4<(+)>).

Eksempler på surfaktanter som kan anvendes i SFR fluider ifølge oppfinnelsen inkluderer også de amfotære surfaktanter så som aminoksidsurfaktanter som har den generelle formel R1R2R3NO, så som heksadekyldimetylaminoksid; tetradekyldimetylaminoksid; lauryldimetylaminoksid; oktadekyldimetylaminoksid; og lignende, noen eksempler av disse kan anskaffes under varemerkene Aromox B-W 500, Aromox DMC, Aromox DM16, Aromox 14D-W 970, Aromox DMHT, Aromox T/12 DEG, Aromox APTA-T og Aromox C/13W, alle fra AKZO.

Nyttige "polymere dragreduksjonsforbedrere" inkluderer polymerer med relativt lav molekylvekt, som alene ikke er i stand til å tilveiebringe noen dragreduserende aktivitet i vandige fluider, men når de anvendes i nærvær av én eller flere dragreduserende surfaktant(er), forbedrer de sterkt ytelsen av surfaktanten, øker dragreduksjonen, øker fluidviskositeten ved lav skjærhastighet, og tilveiebringer som et resultat bedre partikkeltransportevne.

Nyttige eksempler for kombinasjon med kationiske og zwitterioniske dragreduserende surfaktanter inkluderer polymerer som er tilgjengelige under handelsbetegnelsene Daxad® 16L og Daxad® 17. Daxad® 17 er et fast materiale som er et polykondensasjonsprodukt av natriumnaftalensulfonat med formaldehyd, som har en molekylvekt på omkring 2000-3000 Da. Daxad® 16L er en 50 % vandig løsning av Daxad® 17. Derfor har begge produkter den samme molekylvekten. Kopolymerer oppnådd ved formaldehydkondensasjon av naftalensulfonat med andre monomerer så som fenol, alkylerte fenoler, bisfenoler av ulike strukturer så som bisfenol F (formaldehyd) eller bisfenol A (aceton), etc. kan også anvendes, enten de oppnås ved syre- eller ved basekatalyse. Kopolymerer oppnådd ved melaminkondensasjon av naftalensulfonat med andre monomerer så som fenol, alkylerte fenoler, bisfenoler av ulike strukturer så som bisfenol F (formaldehyd) eller bisfenol A (aceton) og lignende, og lignosulfonater kan også anvendes som polymere dragreduksjonsforbedrere.

Andre sulfonat-holdige, ikke-dragreduserende polymerer med lav molekylvekt som kan anvendes inkluderer vinylbenzensulfonat og AMPS kopolymerer. Nyttige er også polykarbonater, epoksyharpikser og andre polymerer som har blitt funksjonalisert med en sulfonat-, karboksylat-, fosfat- eller sulfatgruppe for å gjøre dem vannløselige. Sulfonatgruppen i enhver av sulfonatpolymereksemplene listet over, kan erstattes ved andre anioniske strukturer så som karboksylater, fosfater eller sulfater. Virkningen av polymerens rombehov, den lineære eller forgrenede karakter av polymeren, nærværet eller fraværet og graden av intern kryssbinding, og den vedvarende lengde av polymeren vil alle ha en virkning på den dragreduserende forbedring tilveiebrakt av den valgte oligomeren eller polymeren og skulle testes i henhold til prosedyrene beskrevet her.

Nyttige som polymere dragreduserende enheter er også negativt ladede polysakkarider med lav molekylvekt så som karboksymetylcellulose, karboksymetylguar, karboksymetylhydropypropylguar og lignende så vel som, vannløselige maleinsyreanhydridkopolymerer med lav molekylvekt, så som tilgjengelig under handelsbetegnelsen Daxad® 31 eller natriummetakrylatpolymerer og kopolymerer så som tilgjengelig under handelsbetegnelsen Daxad® 30, ammoniummetakrylatpolymerer og kopolymerer så som tilgjengelig under handelsbetegnelsen Daxad® 32, kan også anvendes.

Andre polymerer med lav molekylvekt som alene ikke er i stand til å tilveiebringe noen dragreduserende aktivitet i vandige løsninger, men som i nærvær av én eller flere dragreduserende zwitterionisk(e) eller amfotær(e) surfaktant(er), sterkt forbedrer surfaktantens ytelse, øker dragreduksjonen, øker fluidviskositeten ved lav skjærhastighet, og tilveiebringer som et resultat bedre partikkeltransportevne inkluderer ikke-ioniske polymerer så som delvis hydrolysert polyvinylacetat kopolymerer, polyvinylalkohol og kopolymerer, polyetylenoksid og kopolymerer, polypropylenoksid og kopolymerer. Spesielt egnede eksempler på slike polymerer inkluderer en polyvinylalkohol kopolymer solgt under varemerket Alcotex® WD100. Andre eksempler på slike polymerer inkluderer de vannløselige polyamfolytter med lav molekylvekt som inneholder både positive og negative ladninger, oppnådd ved kopolymerisering av minst én kationisk monomer og én anionisk monomer, og eventuelt andre ladede eller ikke-ladede monomerer.

Nyttige monomere dragreduksjonsforbedrere inkluderer visse uladede organiske forbindelser, så som urea og ureaderivater, og visse ladede organiske forbindelser (også kalt motioner) så som salisylationet, som kan bistå med å forbedre dragreduksjonsegenskapene for en gitt surfaktant enten i nærvær eller fravær av polymere dragreduksjonsforbedrere. Urea og ureaavledede forbindelser så som N,N dimetylurea, N,N' dimetylurea eller N,N dietylurea og lignende er nyttige som monomere dragreduksjonsforbedrere i SFR fluider.

Organiske ioniske forbindelser så som natriumsalisylat kan også anvendes som monomere dragreduksjonsforbedrere for en rekke dragreduserende surfaktanter og surfaktantblandinger. Andre nyttige ioniske forbindelser inkluderer natrium para-toluen sulfonat, natriumxylensulfonat, natriumnaftalensulfonat, natriumftalat, natriumcitrat, natrium EDTA, natriummetansulfonat, natriumperfluormetansulfonat, natriummalonat, natriumfumarat, natriumadipat, etc. Andre anioner som kan anvendes inkluderer chelatdannere så som EDTA salter, klorerte salicylater, alkylerte salicylater, klorerte ftalater, alkylerte ftalater, alkylsulfonater, alkylsulfater, alkylarylsulfonater, alkylarylsulfater, etoksylerte alkylsulfonater, etoksylerte alkylsulfater, etoksylerte alkylarylsulfonater eller etoksylerte alkylarylsulfater. Salter av abietinsyre (også kjent som ”abietinic” syre eller sylvinsyre, C19H29COOH), kan også anvendes, det samme kan andre lignende materialer, så som fulvinsyresalter. Kalium- eller ammoniumsalter av disse anionene vil være effektive, det samme ville andre salter av enkle kationer.

En foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er anvendelsen av et fluid, for levering av den nedbrytbare materialpluggen, som inneholder en viskoelastisk surfaktant valgt fra zwitterioniske, amfotære og kationisk surfaktanter og blandinger av de surfaktantene, og en reologiforbedrer i en konsentrasjon tilstrekkelig til å forkorte fluidets skjærgjenvinningstiden, hvor reologiforbedreren er valgt fra gruppen bestående av en amfifil polymer, for eksempel en homopolymer eller kopolymer som inneholder minst en del bestående av delvis hydrolysert polyvinylester eller delvis hydrolysert polyakrylat eller sulfonat-holdige polymerer. Reologiforbedreren kan også øke fluidets viskositet.

I en mer foretrukket utførelsesform kan det viskoelastiske surfaktantsystemet inneholde en zwitterionisk surfaktant, for eksempel en surfaktant eller blanding av surfaktanter som har formelen:

RCONH-(CH2)a(CH2CH2O)m(CH2)b-N<+>(CH3)2-(CH2)a’CH2CH2O)m’CH2)b’COO-hvor R er en alkylgruppe som inneholder fra omkring 17 til omkring 23 karbonatomer som kan være forgrenet eller rettkjedet og som kan være mettet eller umettet; a, b, a' og b' hver er fra 0 til 10 og m og m' er hver fra 0 til 13, a og b er hver 1 eller 2 hvis m ikke er 0 og (a b) er fra 2 til 10 hvis m er 0; a' og b' er hver 1 eller 2 når m' ikke er 0 og (a' b') er fra 1 til 5 hvis m' er 0; (m m') er fra 0 til 14; og CH2CH2O kan også være OCH2CH2. Den zwitterioniske surfaktanten kan ha betainstrukturen:

hvor R er en hydrokarbylgruppe som kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, alifatisk eller olefinisk og har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer og kan inneholde et amin; n = omkring 2 til omkring 4; og p = 1 til omkring 5, og blandinger av disse forbindelsene. Betainet kan være oleylamidopropylbetain eller erucylamidopropylbetain og kan inneholde en ko-surfaktant.

Det viskoelastisk surfaktantsystemet kan inneholde en kationisk surfaktant, for eksempel en surfaktant eller blanding av surfaktanter som har strukturen:

R1N<+>(R2)(R3)(R4) X-

hvor R1 har fra omkring 14 til omkring 26 karbonatomer og kan være forgrenet eller rettkjedet, aromatisk, mettet eller umettet, og kan omfatte et karbonyl, et amid, et retroamid, et imid, en urea eller et amin; R2, R3 og R4 er hver uavhengig hydrogen eller en C1 til omkring C6 alifatisk gruppe som kan være de samme eller forskjellige, forgrenet eller rettkjedet, mettet eller umettet og én eller mer enn én av disse kan være substituert med en gruppe som gjør R2, R3 og R4 gruppen mer hydrofil; R2, R3 og R4 gruppene kan inkorporeres inn i en heterocyklisk 5- eller 6-element ringstruktur som inkluderer nitrogenatomet; R2, R3 og R4 gruppene kan være de samme eller forskjellige; R1, R2, R3 og/eller R4 kan inneholde ett eller flere etylenoksid- og/eller propylenoksidenheter; og X- er et anion; og blandinger av disse forbindelsene. Som et ytterligere eksempel inneholder R1 fra omkring 18 til omkring 22 karbonatomer og kan inneholde et karbonyl, et amid eller et amin; R2, R3, og R4 inneholder fra 1 til omkring 3 karbonatomer og X<- >er et halogenid. Som et ytterligere eksempel omfatter R1 fra omkring 18 til omkring 22 karbonatomer og kan omfatte et karbonyl, et amid eller et amin og R2, R3 og er de samme som hverandre og omfatter fra 1 til omkring 3 karbonatomer. Det kationiske viskoelastiske surfaktantsystem inneholder eventuelt aminer, alkoholer, glykoler, organiske salter, chelatdannere, løsemidler, gjensidige løsemidler, organiske syrer, organiske syresalter, uorganiske salter, oligomerer, polymerer, ko-polymerer og blandinger av nevnte materialer, som foreligger ved en konsentrasjon på mellom omkring 0,01 og omkring 10 prosent, for eksempel ved en konsentrasjon på mellom omkring 0,01 og omkring 1 prosent. Den amfotære surfaktant kan, for eksempel være et aminoksid, for eksempel et amidoaminoksid.

Reologiforbedreren kan foreligge i fluidet ved en konsentrasjon på fra omkring 0,0005 % til omkring 0,2 %, for eksempel ved en konsentrasjon på fra omkring 0,001 % til omkring 0,05 %. Reologiforbedreren inneholder, som ett eksempel, et delvis hydrolysert polyvinylacetat som har en prosentvis hydrolyse mellom omkring 10 % og omkring 95 %. Molekylvekten er for eksempel fra omkring 500 til omkring 100.000.000. Andre estere kan anvendes, for eksempel C2 til C5 estere (dvs. de delvis hydrolyserte etyl- til pentylestere av polyvinylalkohol). Som et annet eksempel, inneholder reologiforbedreren delvis hydrolysert polyvinylacetat som har en prosentvis hydrolyse mellom omkring 30 % og omkring 88 %, og molekylvekten er for eksempel fra omkring 500 til omkring 1.000.000.000.

Reologiforbedreren kan også inneholde delvis hydrolyserte polyakrylater eller delvis hydrolyserte polymetakrylater eller lignende, for eksempel, men ikke begrenset til, delvis hydrolysert polymetylakrylat, delvis hydrolysert polyetylakrylat, delvis hydrolysert polybutylakrylat, delvis hydrolysert polymetylmetakrylat og blandinger av disse polymerene. Reologiforbedreren kan også inneholde sulfonat-holdige polymerer.

Den amfifile polymere eller kopolymere reologiforbedrer kan være lineær, forgrenet eller ha en kam, dendritisk, børste, pode, stjerne eller stjerne-forgrenet fasong. Den kan inneholde repeterende enheter andre enn vinylestere, vinylakrylater og de tilsvarende hydrolyserte grupper. De andre repeterende enheter er for eksempel polyetylenoksid/polyetylenglykol eller polypropylenoksid/polypropylenglykol. Kopolymerene kan være tilfeldige, alternerende eller blokk-kopolymerer.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes i enkelttrinns- eller flertrinnsbehandlinger slik som, ved ikke-begrensende eksempler: frakturering, matriksbehandlinger, trykkinjeksjonsbehandlinger og vannkontrollbehandlinger. Anvendelsen av fiberavledning i ethvert fluid kan påvirke en lang rekke applikasjoner. Mens fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan anvendes i frakturering, brønnbehandling eller andre typer operasjoner, vil for klarhet, den følgende beskrivelse anvende hydraulisk frakturering som et eksempel for å illustrere utførelsesformer av oppfinnelsen. Det vil også antas, som et eksempel, at sekvensiell frakturering begynner ved bunnen av en vertikal brønn eller den distale ende av en horisontal brønn og forløper mot brønnhodet. Selvsagt er andre sekvenser mulige, avhengig av belastningsprofilen. En fagperson kan erkjenne at det ikke er tenkt å begrense omfanget ifølge oppfinnelsen til hydraulisk frakturering. Isteden kan fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen også anvendes i andre operasjoner, så som midlertidig plugging av brudd eller borebrønner.

Noen utførelsesformer av oppfinnelsen omhandler midlertidig blokkering av allerede-dannede brudd slik at andre soner kan fraktureres. Som anvendt for flertrinnsfrakturering, ved den siste delen av en fraktureringsbehandling, kan et nedbrytbart eller oppløsbart materiale pumpes for å midlertidig plugge et komplettert brudd. Den midlertidige pluggen låser proppemidlene i et brudd og gjør dem immobile og forårsaker betydelig belastningsøkning og avledning i lavere soner ved hjelp av signifikant netto trykkøkning på grunn av den høye sannsynligheten for brodannelse av proppemiddel med de nedbrytbare materialene. I samsvar med en alternativ metode ifølge oppfinnelsen, blir et nedbrytbart materiale som kan danne en midlertidig pakning pumpet etter proppemiddeltrinnene for å midlertidig forsegle bruddet ved å forsegle perforeringene. I et annet alternativ, blir pluggen dannet i borebrønnen for å forsegle perforeringene som fører til bruddet. I enda en annen utførelsesform, blir det dannet en plugg i mer enn én av disse lokaliseringene.

Med dette systemet blir bruddet beskyttet og suksessive fraktureringsbehandlinger, vanligvis videre opp hullet, kan utføres uten behov for langvarig vaierintervensjon, siden bare perforering er krevet for å initiere en påfølgende fraktureringsbehandling. Det nedbrytbare materialet vil med tiden løses opp og ”uplugge” bruddet. Det nedbrytbare materialet kan ha ulike egenskaper, former og innhold. Materialnedbrytningen eller desintegrasjonen kan være kjemisk, temperatur eller mekanisk drevet. Disse fremgangsmåtene kan utføres med ethvert egnet utstyr kjent innen faget, inkludert spiralslange (CT) som har blitt installert i brønnene for stråleboring av nye perforeringer. Disse fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen ligner ISDT-ene som for tiden anvendes på land i Nord-Amerika. Avledningen assistert av nedbrytbart materiale (DMAD), i samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen, kan imidlertid tilveiebringe mye høyere og mer pålitelig belastningsavledning.

I belastningsavledning flertrinnsfrakturering, skulle belastningen overstige nedbrytningstrykket og den netto trykkøkning i løpet av de påfølgende trinn. Belastning eller trykk for avledning til påfølgende fraktureringstrinn kan resultere fra minst fire mekanismer: (1) normale økninger i belastning med dybde; (2) rørfriksjon; (3) midlertidig overbelastning fra frakturering (netto trykk); og (4) øket belastning på proppemidler. Disse kan atskilles fra en annen mekanisme for belastningsavledning som naturlig forekommer i enhver jobb ved anvendelse av polymer siden viskositetsøkeren er konsentrasjon av polymergelen på grunn av fluidtap, men dette vil ikke bli diskutert ytterligere.

In-situ formasjonsbelastning kan oppstå fra overdekningsbelastning, termisk belastning og tektoniske påkjenninger. Det vanlige estimat for bruddtrykkøkning er 14 kPa/m (0,62 psi/ft). Dette foreslår at identiske bergarter med normal trykkgradient har 4,27 MPa (620 psi) avledende kraft per 304,8 m (1000 ft) atskillelse. I virkeligheten er imidlertid fraktureringstrykkfordeling ikke fullstendig homogen: den er vanligvis en funksjon av litologien og av poretrykket i de aktuelle lagene og varierer ikke lineært med dybde. Derfor må ofte ytterligere energi tilsettes til systemet for å sikre at ISD teknikken ville fungere konsistent.

Friksjonstrykktap er rørfriksjonstap som primært forekommer i runde rør (mantling eller røropplegg) fra overflaten inntil fluidet når det hydrauliske bruddet. Jo høyere trykktapene jo, jo mindre trykk overføres fra enten overflaten eller et injeksjonspunkt over et referansepunkt. Friksjonstrykk kan derfor fremme suksessen for indusert belastning avledningsteknikken ved å redusere mengden trykk som ellers kunne føre til re-frakturering av tidligere bruddsoner. Selv ved høye strømningshastigheter med høy friksjon, vil imidlertid friksjonstrykkavledningen i beste fall, f.eks., for svært viskøse fluider, vanligvis ikke være høyere enn 22,6 kPa/m (1 psi/ft). En nyere trend er å anvende lav polymerbelastning for fraktureringsfluider. Slike fraktureringsfluider vil ha lav viskositet og lavt rørfriksjonstrykk. Som et resultat ville rørfriksjonstrykk ikke spille noen viktig rolle i en typisk ISDT fraktureringsjobb. Legg merke til at med avgrenset innløp teknikken, danner det begrensede antall perforeringer et kunstig friksjonstrykk, ikke på grunn av fluidet, men snarere på grunn av det begrensede antall perforeringer.

Fraktureringsoverbelastning kommer fra behovet for å overvinne nedbrytningstrykket for å initiere fraktureringsprosessen. Nedbrytningstrykket er typisk 5-10 % høyere enn bruddutvidelsestrykket, som er omtrent det samme som lukningsbelastningen. Typiske verdier for bruddifferensialegradienter er 2,26-4,53 kPa/m (0,1 - 0,2 psi/ft) ved en dybde rundt 3048 m (10.000 ft). Dette medfører at det er verdifullt å ha betydelig overskudd netto trykk i det første (lavere) bruddet for å overvinne nedbrytningstrykket i den øvre sonen. For å være nyttig skulle imidlertid overbelastningstrykket i det første bruddet ikke frigjøres via tilbakestrøm.

Figur 4 viser et diagram for overtrykk som typisk er krevet for å frakturere en formasjon ved forskjellige dybder, f.eks., kurve 24 for 1524 m (5000 ft); kurve 26 for 1829 m (6000 ft); og kurve 28 for 2134 m (7000 ft). I dette diagrammet, antas det at bruddgradienten er 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft), mens nedbrytningstrykkgradienten er 17 kPa/m (0,75 psi/ft). Det er åpenbart fra figur 2 at jo dypere produksjonssonene er, jo høyere er det krevede overtrykk for en gitt romlig avstand mellom produksjonssand. For eksempel, hvis det første bruddet ble generert ved 2286 m (7500 ft) og det neste ved 2134 m (7000 ft), er det krevede overtrykk i det første bruddet omtrent 2551 kPa (370 psi) (se kurve 28). I gassformasjoner med lav permeabilitet, kan det krevede overtrykket kan være så høyt som 13,8 MPa (2.000 psi) ved dybder høyere enn 3048 m (10.000 ft). Disse data antar alle identisk litologi og poretrykk; variasjoner i enhver av disse kunne påvirke kurvene.

Når pumping stopper etter frakturering vil bruddene lukkes på proppemidlet som har entret bruddene. Vanlig industripraksis for estimering av lukningsbelastning på proppemiddel er å trekke fra strømmende bunnhullstrykk fra den estimerte in-situ belastning av det frakturerte produksjonsintervall. Det har imidlertid blitt vist at lukningsbelastning på proppemiddel kan være betydelig høyere enn forventet på grunn av innvirkningen av randlagene. Se Schubarth et al, "Understanding Proppant Closure Stress," SPE 37489, SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, OK, USA, 9.-11. mars, 1997. Normalt propagerer ikke et brudd innen den målsøkte sanden som skiller de lavere og øvre skiferlag hvor lukningsbelastningen er høyere. Belastningsdifferensialet mellom sand i produksjonssonen og sand ved grensene kan variere mellom 3,44 og 17,2 MPa (500 og 2500 psi). Tykkelsen av et produksjonsintervall kan variere fra 6,1 til 61 m (20 til 200 ft). Basert på disse verdiene, har det blitt vist at overskuddslukningstrykket kan variere fra 2,1 MPa (300 psi) for en 61 m (200 ft) tykk produksjonssand til 10,34 MPa (1500 psi) for en 6,1 m (20 ft) tykk produksjonssand, ved å anta 10,34 MPa (1500 psi) in-situ trykkdifferensiale ved sand-skifer grensene, som sett i figur 5. Overskuddsbelastningen ved sand-skifer grensene kan ha en negativ virkning på bruddets konduktivitet, men den har en positiv virkning på belastningsavledning. Det skal legges merke til at denne mekanismen i stor grad er uavhengig av mekanismene 1-3 av de fire mekanismene listet over, fordi bruddlukning ikke forekommer før bruddoverbelastningen har forsvunnet fullstendig gjennom avlekking eller tilbakestrøm. Denne mekanismen kan derfor vurderes separat fra de andre tre mekanismene.

Samspillet mellom de første tre avledningsmekanismer kan forstås bedre ved å analysere dem i formler. La oss først anta at: (1) den første produksjonssand blir frakturert og har en midlertidig overbelastning på Δ1 psi; (2) overbelastningen i det første trinnet Δ1 er tilstrekkelig til å avlede det andre trinnet; (3) det er en normal belastningsøkning med dybde på 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft); og (4) friksjonstrykket for fraktureringsfluidet er 11,3 kPa/m (500 psi/1000 ft). Med disse antakelsene, kan de styrende ligninger skrives for henholdsvis de første og andre soner, som:

pS + pHS1 – pfr1 ≤ σmin1 + Δ1 (1)

pS + pHS2 – pfr2 - σmin2 = Δ2 (2)

hvor ps er overflatetrykket, pHS i er det hydrostatiske trykket for den i-ende sonen, pfr i er det i-ende friksjonstrykk, σmin i er den i-ende in-situ belastning og Δ2 er nettotrykket i den andre sonen.

Hvis en substituerer lign. (2) inn i lign. (1), oppnår en:

Δ2 – pHS2 + pfr2 + σmin2 + pHS1 – pfr1 ≤ σmin1 + Δ1 (3)

eller

Δ2 + ΔpHS ≤ Δ1 + Δpfr + Δ σmin (4)

hvor Δp betegner p1 - p2. Den høyre siden av lign. (4) beskriver de positive isolasjonsmekanismer eller induserte belastninger, mens den venstre delen er det krevede overtrykk. Med antakelsene listet over, ΔpHS = 11,3 kPa/m (50 psi/100 ft), Δpfr = 11,3 kPa/m (50 psi/100 ft) og Δ σmin = 14,7 kPa/m (65 psi/100 ft). Ved substituering av disse tallene inn i lign. (4), oppnår en for en romlig avstand på 152,4 m (500 ft):

Δ1 ≥ Δ2 - 325 psi (2,24 kPa) (5)

Lign. (5) indikerer at hvis nettotrykket i det første bruddet blir fullstendig frigjort (på grunn av tilbakestrøm eller avlekking), så er det et overskuddstrykk på 2,24 kPa (325 psi) for å avlede det neste trinnet. I lavpermeable harde bergarter, kan en typisk verdi for nettotrykket variere mellom 6,9 og 13,8 MPa (1000 og 2000 psi). Dette betyr at ISD sikkerhetsmarginen enkelt kan overskrides i tilfellet med første trinns tilbakestrøm.

Beskrivelsen over illustrerer at mens ISD teknikker kan tilveiebringe effektiv avledning i visse formasjoner, trenger ikke disse teknikkene å fungere i andre formasjoner. Uheldigvis, uten måling av in-situ belastningen for hver produksjonssone som skal fraktureres, er det ingen pålitelig måte for å forutsi hvilke formasjoner som er egnet for ISD teknikker.

Utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer avledningsmetoder som er mer pålitelige enn konvensjonell ISD ved tilsetning av nedbrytbare materialer for å forbedre nettobelastningen av produksjonssonen som nettopp ble frakturert. I samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen, for å oppnå et større nettotrykk i det første bruddet, kan det anvendes høye konsentrasjoner av spesielle nedbrytbare materialer ved de siste delene av fraktureringsbehandlinger. De nedbrytbare materialene kan være fibrer, pulvere eller enhver annen form. Laboratorie- og feltforsøk har vist at ved høye konsentrasjoner av fibrer, kan proppemiddel-fiber slurryen danne bro. Som et resultat, kan jobben ”screen out”. Dette vil føre til en signifikant økning i nettotrykket og til god nær-borebrønn proppemiddelplassering. En slik prosedyre kan være kalt en "siste del screenout." Studier har også vist at fiberbrodannelse er et komplisert fenomen, som krever spesiell modellering for å designe en slik jobb riktig. US 6.837.309 til Boney viser fremgangsmåter og sammensetninger designet for å forårsake ”tip screenouts”.

På den andre siden, hvis det første bruddets overbelastning er borte (f.eks. på grunn av avlekking eller tilbakestrøm), aktiveres den fjerde mekanismen av de listet over (dvs. den inkrementelle belastning på proppemidler). Figur 3 viser at den inkrementelle belastning på proppemidler vellykket kan substituere for tilleggstrykkene beskrevet over, hvis en frakturerer flere tynne produksjonssoner samtidig i det første fraktureringstrinnet. Beskrivelsen over viser at i gassformasjoner med lav permeabilitet, er det to alternativer for å sikre tilstrekkelig belastning for avledning: (a) opprettholde høyt netto tilleggstrykk i den første produksjonssand, dvs. forhindre eller minimere tilbakestrøm; eller (b) stole på den høye inkrementelle belastning på proppemiddel, dvs. umiddelbar tilbakestrøm etter det første trinnet. Det andre alternativet (stole på inkrementell belastning på proppemidler) ville være fordelaktig, hvis en frakturerer flere tynne produksjonssoner med betydelig in-situ belastningsdifferensiale mellom sand og skifer.

Beskrivelsen over viser også at høye konsentrasjoner av nedbrytbart materiale ved den siste enden av en behandling kan anvendes for å: (a) støtte proppemidler, dvs. for å redusere avsetningshastighet i løpet av og etter behandlinger og for å redusere proppemiddeltilbakestrøm; og (b) sikre større netto tilleggstrykk i de foregående trinn.

Beskrivelsen over viser dessuten også at passende design og laboratorieforsøk er ønskelig for å sikre at DMAD teknikkene i samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen fungerer riktig. I tillegg til design og laboratorieforsøk, kan modellering også anvendes for å designe riktige parametere for DMAD. Ulike formasjonsmodelleringsteknikker er tilgjengelige for hydraulisk frakturering, så som Schlumberger's FracCADE stimulator™ og fremgangsmåtene presentert i US 6.876.959. Annen tilgjengelig programvare, inkluderer for eksempel pseudo tredimensjonale (P3D) hydrauliske fraktureringssimulatorer og plane tre-dimensjonale (PL3D) hydrauliske simulatorer (inkludert GOHFER™ fra Stim-Lab og Marathon Oil Co.). Utførelsesformer av oppfinnelsen er ikke begrenset til noen spesiell modelleringsmetode.

I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, anvendes modellering for å simulere indusert belastningsavledning for den aktuelle formasjonen. Deretter blir typene og mengdene av fluider som skal anvendes, og varighetene og pumperatene for fraktureringsjobben valgt i samsvar med dette. Utførelsesformer av oppfinnelsen tilveiebringer effektive fremgangsmåter for avledningsbelastning/trykk for trinnvis frakturering. En fagperson ville erkjenne at disse fremgangsmåtene kan anvendes i enhver type brønn, inkludert vertikale, avbøyde eller horisontale brønner og åpent eller mantlet hull.

Vurder nedbrytbart materiale forseglermekanismene mer detaljert. Vi antar at: (1) den første produksjonssand blir frakturert og har en midlertidig overbelastning på Δ1 psi; (2) forseglingsevnen for materialet er pMS = 6,9 MPa (1000 psi); (3) den induserte belastning er nok til å avlede de påfølgende trinn; (4) det er en normal belastningsøkning med dybde på 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft); (5) fraktureringsfluid friksjonstrykk er 11,3 kPa/m (500 psi/1000 ft); og (6) den hydrostatiske trykkforskjell er 3,45 MPa (500 psi).

Med disse antakelsene kan den styrende ulikhet (4) omskrives som:

Δ2 + ΔpHS ≤ Δ1 + Δpfr + Δ σmin + pMS (6)

For romlig avstand mellom trinn på 152 m (500 ft) vil dette gi

Δ1 ≥ Δ2 - 9,1 MPa (1325 psi) (7)

Ved å ta hensyn til at forsegleren ikke tilveiebringer noen tilbakestrøm, dvs. det meste av overbelastningen Δ1 vil forbli i det første bruddet, blir det klart at forsegleren av nedbrytbart materiale kan være et utmerket avledningsverktøy, ved å tilveiebringe overtrykk opp til eller høyere enn 13,8 MPa (2000 psi).

Fra beskrivelsen over, er det åpenbart at god kunnskap omkring formasjons- og reservoarfluidegenskaper er viktig for å anvende DMAD teknikkene passende for multiple fraktureringsbehandlinger. De følgende parametere er viktige å vurdere ved optimalisering av en DMAD jobb: in-situ belastningsprofil; in-situ belastningsdifferensiale mellom produksjonssand og skifere; reservoarfluidsammensetning og dets kompatibilitet med nedbrytbart materiale; og proppemiddel som støtter bruddet. Noen av disse parametrene kan være tilgjengelige fra nedhullsmålinger, mens andre ikke nødvendigvis er tilgjengelig. Som bemerket over kan utførelsesformer av oppfinnelsen anvende en modelleringsteknikk for å optimalisere DMAD jobben. Enhver parameter som ikke er tilgjengelig kan optimaliseres ved anvendelse av en egnet modelleringsmetode kjent innen faget.

Som illustrert i beskrivelsen over anvender utførelsesformer av oppfinnelsen nedbrytbare materialer for å blokkere en perforering, brudd eller borebrønn midlertidig slik at arbeid kan utføres i andre soner. I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, ved den siste enden av en fraktureringsbehandling, blir et nedbrytbart materiale pumpet ved en høy konsentrasjon for å midlertidig plugge et komplettert brudd, og for å lukke proppemidlet i et brudd og gjøre det immobilt og forårsake betydelig belastningsøkning og avledning fra lavere soner ved hjelp av en signifikant netto trykkøkning på grunn av en høyere sannsynlighet for brodannelse ved proppemiddel. I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, blir et nedbrytbart materiale som kan danne en midlertidig pakning pumpet etter proppemiddeltrinnene for å midlertidig forsegle perforeringene forbundet med bruddet, eller for å midlertidig forsegle borebrønnen tilgrensende til disse perforeringene. Med dette systemet, blir bruddet beskyttet og en påfølgende fraktureringsbehandling videre opp hullet kan utføres uten behov for langvarig vaierintervensjon, siden bare perforering er krevet for å initiere en påfølgende behandling.

Nedbrytbare materialer vil løses opp med tid og ”uplugge” bruddet. de nedbrytbare materialene kan ha en rekke egenskaper, former og sammensetninger. Materialnedbrytningen eller desintegrasjonen kan være kjemisk, temperatur eller mekanisk drevet. Fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan utføres med ethvert egnet utstyr anvendt i industrien, så som spiralslange som blir installert i brønnen klar for å sprøyte ut nye perforeringer. Mens fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen konseptmessig ligner ISDT, garanterer DMAD teknikkene ifølge oppfinnelsen mye høyere og mer pålitelig belastningsavledning.

Figur 6 viser en skjematisk representasjon av en fremgangsmåte i samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen. I samsvar med denne fremgangsmåten, blir et nedbrytbart materiale/kjemikalium tilsatt ved den siste enden av det tidligere proppemiddeltrinn 50 for å indusere proppemiddelbrodannelse 52 med den innledende belastningsprofil 53. Tilsetningen av materialet øker vesentlig sannsynligheten for proppemiddelbrodannelse i bruddet 50 dannet i den tidligere produksjonssone 54. Med én gang proppemiddelbrodannelse forekommer, blir proppemidler lukket inn i bruddene, noe som forhindrer tilbakestrøm og hjelper til med å beholde overbelastningen 56 i produksjonssone 54 (vist som en stiplet linje trykkprofil til høyre). Proppemiddelbrodannelse kan også indusere en nær-borebrønn ”screen-out”, som i sin tur kan øke bruddoverbelastningen i produksjonssone 54 betydelig. Overbelastningen i produksjonssone 54 vil avlede bruddfluidene for å bistå til å danne et påfølgende brudd 56 (i) den neste produksjonssone 58.

Figurene 7A og 7B viser en annen utførelsesform av en fremgangsmåte i samsvar med oppfinnelsen. I denne fremgangsmåten blir et nedbrytbart materiale pumpet ved høy konsentrasjon etter det tidligere proppemiddeltrinn 60. Det nedbrytbare materialet sammen med proppemidlet tetter til perforeringene 62 i brønnmantlingen 64 tilgrensende produksjonssone 66, og danner en midlertidig plugg 68 som best sees i figur 7B, for avledning av det nye bruddet 70 til påfølgende produksjonssone 72. Den midlertidige forsegling eller plugg dannet av et nedbrytbart materiale kan motstå over 17,2 MPa (2500 psi) trykkdifferensiale ved 121 ºC (250 ºF) i flere timer avhengig av formasjonsbetingelsene (se figurene 2 og 3). I foretrukne utførelsesformer, består forseglingen eller pluggen bare av ett eller flere nedbrytbare materialer. Siden det kan eksistere en risiko for overpumping av proppemidlet inn i bruddet, kan det i noen tilfeller imidlertid være verdt å indusere en siste dels ”screenout” ved tilsetning av et spesialkjemikalium eller materiale (et brodannelsesinduserende materiale, så som glassfibrer) ved slutten av proppemiddeltrinn.

Figurene 8 og 9 viser en annen fremgangsmåte i samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen. I samsvar med denne fremgangsmåten kan en midlertidig fiber isoleringsplugg 74 dannes av et nedbrytbart materiale i hovedpassasjen i borebrønnen 76. Denne fremgangsmåten strekker forseglingen inn i borebrønnen 76 for å forsikre seg om at et foregående brudd 78 i en tidligere produksjonssone 80 er beskyttet mot re-frakturering (gjenåpning av et eksisterende brudd), i løpet av den påfølgende brudd 82 dannelse i senere produksjonssone 84. Lignende fremgangsmåten avbildet i figurene 7A og 7B, kan det induseres en siste dels ”screenout”. Selv om det kan eksistere en viss mengde sand i perforeringene og borebrønnen 76, på grunn av induseringen ved en siste dels ”screenout”, vil mengden sand i borebrønnen 76 være mye mindre enn når en anvender sandpluggteknikken.

Alle kombinasjonene og permutasjonene av delvis eller fullstendig plugging av borebrønner, perforeringer og brudd er utførelsesformer av oppfinnelsen. For eksempel, i utførelsesformen vist i figurene 8 og 9, kan et nedbrytbart materiale pumpes sammen med proppemiddel ved den siste delen av en fraktureringsbehandling for å danne en sammensatt proppemiddel-fiberplugg i perforeringene og/eller borebrønnen. Ingen indusert siste del ”screenout” er nødvendig. I dette tilfelle, kan det oppnås den beste trinnavledning. De nedbrytbare materialene skulle være valgt slik at de vil overleve flere timer i borebrønnen. En mulig ulempe ved utførelsesformen er sandproduksjonen fra materialet i borebrønnen i løpet av tilbakestrøm når forseglingsmaterialet er borte.

Som bemerket over anvendes fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen som danner midlertidige broer eller forseglinger i perforeringene, bruddet(ene), borebrønnen eller enhver kombinasjon av disse for påfølgende frakturering eller for andre operasjoner som skal utføres nedhulls. I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, etter at den midlertidige forsegling er dannet, kan brønnen undergå ulike behandlinger istedenfor påfølgende frakturering. Borebrønnen kan for eksempel repareres (syrebehandlinger) eller installasjon av en elektrisk nedsenkbar pumpe (ESP) kan utføres. Pluggemiddel kan velges for å vare tilstrekkelig lenge til å beskytte formasjonen over den forventede tidsperiode av den påfølgende nedhullsoperasjon.

I samsvar med noen utførelsesformer av oppfinnelsen, blir derfor et brudd midlertidig forseglet eller blokkert med et nedbrytbart materiale. Det nedbrytbare materialet anvendes for å midlertidig beskytte bruddet mot etter-jobb brønnrehabilitering fluidskade eller for å midlertidig beskytte nedhullsutstyr mot brudd tilbakestrømsskade. Valget av de nedbrytbare materialene avhenger av den forventede skade, bunnhullsbetingelser og varighetene som er nødvendig for beskyttelse.

Tilsetningen av de nedbrytbare materialene i samsvar med utførelsesformer av oppfinnelsen kan være praktiseres med eksisterende utstyr. En fagperson ville erkjenne at ulike fremgangsmåter anvendt innen feltet kan tilpasses for bruk med fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen. For eksempel kan de nedbrytbare materialene blandes med proppemidler i blandere. Tilsetningen av kjemikaliene (nedbrytbare materialer eller andre additiver) kan håndteres ved hjelp av en modifisert mater eller en spylekit. Det er alternativt også mulig å plassere de nedbrytbare materialene ved hjelp av spiralslange i borebrønnen. På lignende måte er det også mulig å anvende spiralslange for injeksjonen (tilsetningen) av forsinkelses eller akseleratormidler. Det er også mulig å plassere de nedbrytbare materialene via spiralslange eller røropplegg mens en samtidig frakturerer ned ringrommet mellom spiralslangen og mantlingen. De nedbrytbare materialene kan blande med proppemiddel eller ganske enkelt følge proppemidlet i mantlingen for å forårsake brodannelsen.

Fremgangsmåtene ifølge oppfinnelsen kan også kombineres med fremgangsmåter for anvendelse av fibrer for å bistå i transporten av proppemiddel, for eksempel i glattvann behandlinger, for eksempel som beskrevet i US 7.275.596. Fremgangsmåtene kan også anvendes i behandlinger hvor fibrer også anvendes i proppemiddelfrie fluider så som i ”polstringen” for fraktureringsbehandlinger eller ved forhindring av fluidtap til naturlige brudd, for eksempel som beskrevet i US 2006-0042797. Fortrinnsvis anvendes den samme fiberen i alle trinnene av disse kombinasjonsbehandlingene. Som et eksempel anvendes den samme nedbrytbare fiber i polstringen av et fraktureringsbehandlingstrinn, og/eller i hovedfraktureringsfluidet i trinnet for å bistå i proppemiddeltransport, og ved slutten av trinnet for avledning assistert av nedbrytbart materiale.

Det må legges merke til at pumpehastigheten kan reduseres ved slutten av et fraktureringstrinn for å fremme ”screenout”, for eksempel av fibrer og proppemiddel ved hydraulisk frakturering eller av fibrer ved syrefrakturering. Det må også legges merke til at det første bruddet vil plasseres i den svakeste delen av formasjonen, som kunne være ved brønnhodets ende, den fjerntliggende enden eller hvor som helst mellom dem, og lagene kunne fraktureres i enhver sekvens. Hvis én eller flere plugger er i borebrønnen snarere enn i bruddet, ville dette kreve fjerning av én eller flere plugger i løpet av behandlingen.

I ytterligere utførelsesformer blir fraktureringsfluidene og de pluggdannende nedbrytbare materialer ifølge oppfinnelsen pumpet i mantlede hullkompletteringer gjennom perforeringer åpnet i mantlingen ved valgte intervaller og tidsfastsettelser (ved tradisjonelle perforeringer så som de oppnådd ved anvendelse av spiral røropplegg eller vaierperforeringsverktøyer). Borebrønner kan være vertikale, avbøyde eller horisontale.

I en annen utførelsesform pumpes fraktureringsfluidene og de pluggdannende nedbrytbare materialer ifølge oppfinnelsen i mantlede hull kompletteringer over sementen gjennom spalter lokalisert i mantlingen ved valgte intervaller og tidsfastsettelser. I en annen utførelsesform pumpes fraktureringsfluidene og de pluggdannende nedbrytbare materialer ifølge oppfinnelsen i åpenhullskompletteringer over boreslamkaken ved intervaller drevet av formasjonsbelastningen Eksempler

Eksempel 1 (Polymer friksjonsreduserer fluid): En polymer friksjonsredusererformulering (fluid 1) for anvendelse i en brønnbehandling i henhold til oppfinnelsen ble fremstilt ved å pumpe 1 liter per kubikkmeter (l/m<3>) (1 gallon per tusen gallons, gpt) av et polymer friksjonsredusererkonsentrat til en strømningsstrøm av vann. Den polymere friksjonsredusereren var en formulering som inneholder 28 vektprosent av en polyakrylamidderivat friksjonsreduserer, 30 vektprosent petroleumdestillater, 3,5 vektprosent etoksylert alkohol og 38,5 vektprosent vann.

Eksempel 2 (VES fraktureringsfluid): et viskoelastisk surfaktant fraktureringsfluid (fluid 2) for anvendelse i en brønnbehandling ifølge oppfinnelsen ble fremstilt ved å pumpe 25 l/m (25 gpt) av et surfaktant konsentrat oppnådd fra Rhodia, Inc. Cranbury, New Jersey, USA og 0,5 vektprosent av et delvis hydrolysert polyvinylacetatderivat konsentrat ALCOTEX WD200 (oppnådd fra Synthomer Limited, Harlow, Essex, Storbritannia) til en strømningsstrøm av vann. Surfaktantkonsentrasjonen inneholdt omtrent 40 vektprosent aktiv erucylamidopropyl betain og omkring 1 vektprosent av et kondensasjonsprodukt av et natrium polynaftalensulfonat, mens resten er hovedsakelig vann, natriumklorid og isopropanol. Polyvinylacetatderivatet inneholder omtrent 20 vektprosent av en kopolymer inneholdende polyvinylacetat som var omtrent 42-45 prosent hydrolysert, og har en gjennomsnittlig molekylvekt på omkring 25.000 og inneholder mindre enn 2 vektprosent metanol.

Eksempel 3 (SFR Fluid): En suspenderende friksjonsredusererformulering (fluid 3) for anvendelse i en brønnbehandling i henhold til oppfinnelsen ble fremstilt ved å pumpe 4,25 l/m<3 >(4,25 gpt) av et cetyltrimetylammoniumkloridkonsentrat oppnådd som ARQUAD® 16-50 fra Akzo Nobel Surface Chemistry, i Stenungsund, Sverige, og 3,2 kg/m<3 >natriumsalisylat til en strømningsstrøm av vann.

Eksempel 4 (Slurryformuleringer): En serie slurryformuleringer ble fremstilt ved tilsetning av ulike mengder proppemiddel og nedbrytbar fiber til formuleringene ifølge eksemplene 1 til 3 som presentert i tabell 1 under. Proppemidlet var 20/40 mesh Jordansand. Fiberen var 5 - 9 mm polymelkesyrefiber oppnådd fra Fit Fiber Innovation Technology, Inc. (Johnson City, TN), som har en egenvekt på 1,25, et smeltepunkt på 165 ºC (329 ºF), en fasthet på 2,5 - 5 g/denier, og en bruddforlengelse på 50 - 60 %.

Tabell 1: Slurryformuleringer for innpumpingsbrønnbehandling.

Slurry Fluidformulering Proppemiddel Fiber (kg/l) (kg/l)

Eksempel 5 (Brønnbehandlingsskjema): Et pumpe- og fluidformuleringsskjema for en brønnbehandling i henhold til oppfinnelsen ble utviklet for fluidene 1 og 2 (slurryene 1 til 9), og er listet i tabell 2.

Tabell 2. Brønnbehandlingsskjema

Pumpetrinn Slurry Pumperate Fluidvolum Pumpetid (m<3>/min) (m<3>) (min)

Eksempel 6 (Generell brønnbehandlingsprosedyre): En brønnbehandlingsmetode ifølge oppfinnelsen ble utviklet for en formasjon ved anvendelse av brønnbehandlingsskjemaet ifølge eksempel 5. Prosedyren inkluderte trinnene: (1) perforering for å kommunisere en formasjon med borebrønnen; (2) utførelse av en konvensjonell trinnrate- og nedtrapping for bestemme bruddets propageringstrykk og bruddlukningstrykket; (3) pumping av glattvannslurrytrinn med friksjonsreduserer (pumpetrinn 1 - 6 fra tabell 2); (4) pumping av VES trinn (pumpetrinn 7 - 9 fra tabell 2); (5) spyling og overspyling av bruddet (pumpetrinn 10 og overspyling fra tabell 2); og (6) gjentakelse av disse DMAD trinnene som krevet for hver ny produksjonssone. For å kontrollere eller bekrefte isolasjonseffektiviteten av fiberpluggene, kan en temperaturlogg kjøres. Hvis trykkfallet er lavt, er det tilstrekkelig isolasjon mellom trinnene og den neste DMAD syklus med perforering, bruddpropagering og konsolidert fiberpluggdannelse kan forløpe. Hvis trykktapet imidlertid er høyt, som indikerer dårlig isolasjon mellom trinnene, kan en drepepille pumpes for å kontrollere avlekking ved matrikshastigheten, f.eks.0,3 m<3 >av et VES fluid med nedbrytbar fiber og nedbrytbare sfæriske faste stoffer. Hvis den fiberbaserte pillen vellykket kontrollerer avlekkingen, kan DMAD fraktureringssyklusen forløpe normalt. Hvis fiber pillen imidlertid ikke lykkes, kan om ønsket, en mekanisk eller annen konvensjonell isoleringsplugg plasseres i borebrønnen for å isolere de tidligere bruddtrinn og begynne en ny DMAD syklus.

Eksempel 7 (Faktisk brønnbehandlingsprosedyre): En serie på 11 behandlinger eller trinn i henhold til trinnene i eksemplene 5 og 6 ble utført i en gassbrønn med lav permeabilitet 100 illustrert i figur 10 som er et skjema som viser posisjonen av perforeringene og pluggene for hvert trinn. Første trinn 102 (2949 -3947 m (9676 - 9997 ft)) ble frakturert som et testtrinn for å observere formasjonen for bruddkarakteristikker og til ytelseskarakteristikkene av fiberslurryen. Deretter ble en mekanisk isoleringsplugg 104 satt og andre trinn 106 (2684 - 2703 m (8807 - 8867 ft)) ble frakturert, og en temperaturlogg indikerte svikt i fiberpluggen. Det tredje trinnet 108 (2618 - 2669 m (8588 - 8755 ft)) ble deretter frakturert, fulgt av fjerde trinn 110 (2515 - 2598 m (8252 - 8523 ft)). Temperaturloggen vist i figur 11 ble tatt i løpet av pumpingen av det fjerde trinnet 110, og bare mindre fluidinntreden gjennom perforeringene i det tredje trinnet 108 i løpet av fraktureringen ifølge trinn 4 indikerte at en konsolidert fiberplugg 112 effektivt isolerte det tredje trinnet 108, refererer igjen til den skjematiske illustrasjon i figur 10.

Etter plasseringen av mekanisk isoleringsplugg 114, ble det femte til ellevte trinnet 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128 frakturert ved henholdsvis 2400 - 2497 m (7874 - 8191 ft), 2314 - 2375 m (7592 - 7791 ft), 2234 - 2302 m (7330 - 7553 ft), 2145 - 2207 m (7038 - 7241 ft), 2079 - 2126 m (6820 - 6975 ft), 1992 - 2063 m (6536 - 6770 ft) og 1922 - 1972 m (6305 - 6469 ft). Konsoliderte fiberplugger ble dannet etter hvert trinn. To forskjellige sporere ble injisert i det åttende og niende trinnet 122, 124. Figur 12 viser fordelingen av sporerne, som indikerer at bare minimal inntreden av fluidet fra det niende trinnet 124 ble sett i perforeringene i det åttende trinnet 122 og at de andre trinnene ble effektivt isolert.

Eksempel 8 (Brønnbehandlingsskjema med SFR fluid): Et alternerende pumpe- og fluidformuleringsskjema for en brønnbehandling i henhold til oppfinnelsen ble utviklet for fluidene 2 og 3 (slurryene 7 til 15), ved anvendelse av SFR fluidet i de innledende trinnene, og er listet i tabell 3.

Tabell 3. Brønnbehandlingsskjema med SFR fluid

Pumpetrinn Slurry Pumperate Fluidvolum Pumpetid (m<3>/min) (m<3>) (min)

Det må forstås at gjennom hele denne spesifikasjonen, når vi lister eller beskriver et konsentrasjons- eller mengdeområde som å være nyttig eller egnet eller lignende, tenker vi at enhver konsentrasjon innen området, inkludert sluttpunktene, skal vurderes som om de har blitt angitt. Dessuten skulle hver numeriske verdi leses en gang som modifisert ved uttrykket "omkring" (med mindre den allerede uttrykkelig er modifisert slik) og deretter leses igjen som å ikke være modifisert med mindre det er angitt noe annet i konteksten. For eksempel skal "et område på fra 1 til 10" leses som å indikere ethvert mulig tall langs kontinuumet mellom omkring 1 og omkring 10. Med andre ord, når vi uttrykker et visst range, selv om vi eksplisitt identifiserer eller refererer til bare noen få spesifikke datapunkter innen området, eller til og med ikke til noen datapunkter innen området, må det forstås at oppfinnerne erkjenner og forstår ethvert datapunkt innen området skal vurderes som å ha blitt spesifisert, og at oppfinnerne har hele området og alle punktene innen området til rådighet.

Mens oppfinnelsen har blitt beskrevet med hensyn til et begrenset antall utførelsesformer, vil fagfolk, som har fordelen av denne presentasjonen, erkjenne at andre utførelsesformer kan tenkes som ikke avviker fra omfanget av oppfinnelsen som presentert her. I samsvar med dette, skal omfanget av oppfinnelsen bare være begrenset av de vedlagte krav.

Claims

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for avledning assistert av nedbrytbart materiale (DMAD) for brønnbehandling, som omfatter trinnene med:

a) injisering av et første brønnbehandlingsfluid inn i en brønn som penetrerer en flerlagsformasjon for å propagere et hydraulisk brudd i et lag av formasjonen; b) injisering av en vandig slurry inn i en brønn som penetrerer en formasjon hvori en faststoffase av slurryen omfatter et uløselig nedbrytbart materiale og en væskefase av slurryen omfatter en viskoelastisk surfaktant, en suspenderende friksjonsreduserer (SFR), eller en kombinasjon derav;

c) konsolidering av det nedbrytbare materialet for å danne en plugg i en perforering, brudd, borebrønn eller kombinasjon derav i brønnen;

d) avledning med pluggen mens en injiserer et andre brønnbehandlingsfluid inn i brønnen for å propagere et påfølgende hydraulisk brudd i et annet lag av formasjonen; og

e) nedbrytning av det konsoliderte nedbrytbare materialet for å fjerne pluggen og gjendanne permeabilitet til perforeringen, bruddet, borebrønnen eller kombinasjonen derav.

2. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 1,

hvori det nedbrytbare materialet omfatter en polymer av monomeravledede enheter valgt fra gruppen bestående av estere, aromatiske syrer, amider og kombinasjoner derav.

3. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 1,

hvori det nedbrytbare materialet er valgt fra gruppen bestående av: polymerer og kopolymerer av laktid og glykolid; polyetylen-tereftalat (PET); polybutylentereftalat (PBT); polyetylennaftalenat (PEN); delvis hydrolysert polyvinylacetat; polyakrylamid, polymetakrylamid og derivater derav; og kombinasjoner og blandinger derav.

4. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 3,

hvori det nedbrytbare materialet foreligger i slurryen ved en konsentrasjon på minst 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), fortrinnsvis minst 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal).

5. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 4,

hvori konsolideringen omfatter indusering av en ”screenout” av faststoffasen.

6. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 5,

hvori faststoffasen inkluderer fiber.

7. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 6,

hvori faststoffasen omfatter en blanding av fiberen og et partikulært materiale.

8. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 7,

hvori fiberen omfatter det nedbrytbare materialet og det partikulære materialet omfatter inert proppemiddel.

9. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 7,

hvori fiberen og det partikulære materialet omfatter det nedbrytbare materialet.

10. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 9

hvori nedbrytningen blir utløst ved en temperaturforandring, ved kjemisk reaksjon mellom det nedbrytbare materialet og en annen reaktant eller ved en kombinasjon derav.

11. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 10

hvori nedbrytningen omfatter oppløsning av det nedbrytbare materialet.

12. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 11,

hvori en fluid fase av slurryen omfatter en viskoelastisk surfaktant, en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en vandig saltløsning eller en kombinasjon eller blanding derav.

13. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 1 til 12,

hvori trinn (c) omfatter dannelse av pluggen i det hydrauliske bruddet for å isolere det hydrauliske bruddet fra borebrønnen.

14. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 13, som videre omfatter sekvensiell gjentakelse av trinnene (b) og (c) én eller flere ganger for avledning fra de tidligere hydrauliske brudd og propagering av (flere) påfølgende hydraulisk(e) brudd i (flere) andre lag, hvori pluggene deretter fjernes i trinn (d) ved nedbrytning av det nedbrytbare materialet.

15. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13 eller 14,

hvori en brønnbehandlingsfluidpassasje i borebrønnen opprettholdes åpen mellom formasjonslagene for den påfølgende hydrauliske frakturering, hvori det tidligere brudd blir isolert fra borebrønnen ved pluggen.

16. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13, 14 eller 15 som videre omfatter trinnet med perforering før bruddpropageringen i trinnene (a) og (c).

17. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13 - 16,

hvori slurryinjeksjonen omfatter et siste dels trinn av det hydrauliske fraktureringstrinn.

18. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13 - 17, som videre omfatter pumping av ett eller flere trinn av proppemiddelfritt vandig fluid og ett eller flere trinn av proppemiddelbeladet vandig fluid.

19. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 18,

hvor nevnte vandige fluid er et glattvann fluid med lav viskositet valgt fra et polymer friksjonsreduserende fluid, et surfaktantbasert friksjonsreduserende fluid eller blandinger derav.

20. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13 - 19,

hvori fjerningen av pluggen assisteres med en vask.

21. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 13 - 20, som omfatter opprettholdelse av trykk i borebrønnen tilgrensende pluggen over formasjonstrykket i det isolerte bruddet.

22. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 1, slurryen omfatter:

et uløselig nedbrytbart materiale i fiberform, hvori det nedbrytbare materialet omfatter en polymer av monomer-avledede enheter valgt fra gruppen bestående av estere, aromatiske syrer, amider og kombinasjoner derav, og hvori det nedbrytbare materialet foreligger i slurryen ved en konsentrasjon på minst 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), fortrinnsvis minst 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal);

et partikulært materiale; og

en fluid fase av slurryen som omfatter en viskoelastisk surfaktant, en ko-surfaktant, en reologimodifiserer, en vandig saltløsning eller en kombinasjon eller blanding derav.

23. DMAD fremgangsmåte ifølge krav 22,

hvori fibrene er valgt fra gruppen bestående av: polymerer og kopolymerer av laktid og glykolid; polyetylen-tereftalat (PET); polybutylentereftalat (PBT); polyetylennaftalenat (PEN); delvis hydrolysert polyvinylacetat; polyakrylamid, polymetakrylamid og derivater derav; og kombinasjoner og blandinger derav.

24. DMAD fremgangsmåte ifølge ethvert av krav 22 eller krav 23, hvori det partikulære materialet omfatter inert proppemiddel som har en fordeling av størrelser.