RU2007146976A - Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации - Google Patents

Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации Download PDF

Info

Publication number
RU2007146976A
RU2007146976A RU2007146976/03A RU2007146976A RU2007146976A RU 2007146976 A RU2007146976 A RU 2007146976A RU 2007146976/03 A RU2007146976/03 A RU 2007146976/03A RU 2007146976 A RU2007146976 A RU 2007146976A RU 2007146976 A RU2007146976 A RU 2007146976A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
active substance
dispersed material
partially coated
wellbore
subterranean formation
Prior art date
Application number
RU2007146976/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2410536C2 (ru
Inventor
Билли У. МАКДЭНИЕЛ (US)
Билли У. МАКДЭНИЕЛ
Билли Ф. СЛАББАФ (US)
Билли Ф. СЛАББАФ
Лайл В. ЛЕМАН (US)
Лайл В. ЛЕМАН
Джимми Д. УИВЕР (US)
Джимми Д. УИВЕР
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us)
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us), Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us)
Publication of RU2007146976A publication Critical patent/RU2007146976A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2410536C2 publication Critical patent/RU2410536C2/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Paints Or Removers (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Glanulating (AREA)

Abstract

1. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии: ! а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала; ! b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости, в которой активное вещество способно препятствовать адгезии жидкости-носителя на дисперсном материале; и ! с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации. ! 2. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии: ! а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала, в котором: ! i) вода образует с поверхностью дисперсного материала контактный угол менее 90°, ! ii) активное вещество способно образовывать покрытие на дисперсном материале, ! iii) активное вещество образует с дисперсным материалом контактный угол менее 90°, и ! iv) вода образует со слоем активного вещества контактный угол более 90°; ! b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости; и ! с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации. ! 3. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии: ! а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по м�

Claims (13)

1. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии:
а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала;
b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости, в которой активное вещество способно препятствовать адгезии жидкости-носителя на дисперсном материале; и
с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации.
2. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии:
а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала, в котором:
i) вода образует с поверхностью дисперсного материала контактный угол менее 90°,
ii) активное вещество способно образовывать покрытие на дисперсном материале,
iii) активное вещество образует с дисперсным материалом контактный угол менее 90°, и
iv) вода образует со слоем активного вещества контактный угол более 90°;
b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости; и
с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации.
3. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии:
а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала;
b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости, в которой активное вещество способно препятствовать адгезии жидкости-носителя на дисперсном материале;
с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации; и
d) обратное вытекание по меньшей мере части жидкости-носителя из ствола скважины.
4. Способ обработки подземной формации, пронизанной стволом скважины, включающий в себя стадии:
а) смешение дисперсного материала и активного вещества для получения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала, в котором:
i) вода образует с поверхностью дисперсного материала контактный угол менее 90°,
ii) активное вещество способно образовывать покрытие на дисперсном материале,
iii) активное вещество образует с включением контактный угол менее 90°, и
iv) вода образует со слоем активного вещества контактный угол более 90°;
b) смешение по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала и жидкости-носителя для получения рабочей жидкости;
с) введение рабочей жидкости в подземную формацию через ствол скважины для отложения по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала в подземной формации; и
d) обратное вытекание по меньшей мере части жидкости-носителя из ствола скважины.
5. Способ по п.3 или 4, в котором дисперсный материал выбран из группы, состоящей из песка, спекшегося боксита, керамики, стекла и их комбинации в любой пропорции.
6. Способ по п.4, в котором активное вещество способно препятствовать адгезии жидкости-носителя на дисперсном материале.
7. Способ по п.4 или 6, в котором активное вещество представляет собой катионное поверхностно-активное вещество.
8. Способ по пп.3 и 4 или 6, в котором активное вещество представляет собой политетрафторэтилен.
9. Способ по п.3 или 4, в котором активное вещество представляет собой соединение, придающее клейкость.
10. Способ по п.3 или 4, в котором количество активного вещества составляет от примерно 0,05 мас.% до примерно 3,0 мас.% от массы дисперсного материала.
11. Способ по п.3 или 4, в котором активное вещество не увеличивает непрерывную критическую скорость ресуспендирования по меньшей мере частично покрытого дисперсного материала при избытке примерно 30%, будучи испытанным при уровне 0,5 мас.% активного вещества на один дисперсный материал с водой.
12. Способ по п.3 или 4, в котором стадия обратного вытекания по меньшей мере части жидкости-носителя представляет собой обратное вытекание по меньшей мере 75% жидкости-носителя.
13. Способ по п.3 или 4, дополнительно предусматривающий стадию добычи углеводорода из ствола скважины после обратного вытекания по меньшей мере части жидкости-носителя.
RU2007146976/03A 2005-05-18 2006-05-09 Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации RU2410536C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/132,022 2005-05-18
US11/132,022 US7595281B2 (en) 2005-05-18 2005-05-18 Methods to increase recovery of treatment fluid following stimulation of a subterranean formation comprising in situ fluorocarbon coated particles

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007146976A true RU2007146976A (ru) 2009-06-27
RU2410536C2 RU2410536C2 (ru) 2011-01-27

Family

ID=36691458

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007146976/03A RU2410536C2 (ru) 2005-05-18 2006-05-09 Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации

Country Status (5)

Country Link
US (2) US7595281B2 (ru)
AU (1) AU2006248771B2 (ru)
CA (1) CA2607362C (ru)
RU (1) RU2410536C2 (ru)
WO (1) WO2006123100A2 (ru)

Families Citing this family (27)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8716197B2 (en) * 2004-03-03 2014-05-06 Baker Hughes Incorporated Lubricating compositions for use with downhole fluids
US8946130B2 (en) * 2005-12-09 2015-02-03 Clearwater International Llc Methods for increase gas production and load recovery
US20090221453A1 (en) * 2008-02-29 2009-09-03 Sumitra Mukhopadhyay Treatment Fluid With Oxidizer Breaker System and Method
US8439116B2 (en) 2009-07-24 2013-05-14 Halliburton Energy Services, Inc. Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions
US8960292B2 (en) 2008-08-22 2015-02-24 Halliburton Energy Services, Inc. High rate stimulation method for deep, large bore completions
US9796918B2 (en) 2013-01-30 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing fluids and methods of making and using same
US9016376B2 (en) 2012-08-06 2015-04-28 Halliburton Energy Services, Inc. Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well
US8887803B2 (en) 2012-04-09 2014-11-18 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-interval wellbore treatment method
US8631872B2 (en) 2009-09-24 2014-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore
US9260935B2 (en) * 2009-02-11 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable balls for use in subterranean applications
US7946342B1 (en) * 2009-04-30 2011-05-24 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy In situ generation of steam and alkaline surfactant for enhanced oil recovery using an exothermic water reactant (EWR)
US8347960B2 (en) 2010-01-25 2013-01-08 Water Tectonics, Inc. Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing
WO2012083463A1 (en) * 2010-12-22 2012-06-28 Dusseault Maurice B Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales
US10001003B2 (en) * 2010-12-22 2018-06-19 Maurice B. Dusseault Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales
CA2727514C (en) * 2011-01-10 2016-04-26 Nicholas Donohoe Wellhead for a hydrocarbon-producing wellbore
WO2013019188A1 (en) * 2011-07-29 2013-02-07 Cesi Chemical, Inc. Gas generating system for stimulation and deliquification
US8985213B2 (en) 2012-08-02 2015-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Micro proppants for far field stimulation
CN104603230A (zh) * 2012-09-20 2015-05-06 旭硝子株式会社 矿井用支撑剂以及从含烃地层回收烃的方法
US9663700B2 (en) * 2013-04-24 2017-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating a well with a fluorinated lubricant or corrosion inhibitor
AU2014292151B2 (en) 2013-07-17 2017-06-08 Bp Exploration Operating Company Limited Oil recovery method
US9994759B2 (en) * 2013-08-13 2018-06-12 Research Triangle Institute Core-shell triggered release systems
WO2015030761A1 (en) * 2013-08-29 2015-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and systems for generating reactive fluoride species from a gaseous precursor in a subterranean formation for stimulation thereof
FR3031110B1 (fr) * 2014-12-31 2018-07-13 Arkema France Composition de fluide pour stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz
FR3031111B1 (fr) 2014-12-31 2018-07-20 Arkema France Composition de fluide pour stimulation dans le domaine de la production de petrole et de gaz
US10053616B2 (en) * 2015-04-09 2018-08-21 Saudi Arabian Oil Company Encapsulated nanocompositions for increasing hydrocarbon recovery
US10125307B2 (en) 2016-01-13 2018-11-13 Saudi Arabian Oil Company Stabilization of petroleum surfactants for enhancing oil recovery
US10421894B2 (en) 2016-06-27 2019-09-24 Research Triangle Institute Methods and materials for controlled release of materials in a subterranean reservoir

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4733729A (en) * 1986-09-08 1988-03-29 Dowell Schlumberger Incorporated Matched particle/liquid density well packing technique
US5229017A (en) 1990-03-01 1993-07-20 Dowell Schlumberger Incorporated Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering
CA2497728C (en) 1993-04-05 2008-02-19 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5330005A (en) 1993-04-05 1994-07-19 Dowell Schlumberger Incorporated Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775415A (en) 1993-07-07 1998-07-07 Nippondenso Co., Ltd. Air conditioning system
US5551516A (en) 1995-02-17 1996-09-03 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing process and compositions
US5833000A (en) 1995-03-29 1998-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5787986A (en) 1995-03-29 1998-08-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US6047772A (en) 1995-03-29 2000-04-11 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5839510A (en) 1995-03-29 1998-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Control of particulate flowback in subterranean wells
US5775425A (en) 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
EP0887833B1 (en) * 1997-05-22 2006-08-16 Hitachi Chemical Co., Ltd. Process for preparing phosphor pattern for field emission panel and photosensitive element
GB9914213D0 (en) 1999-06-17 1999-08-18 Rhone Poulenc Agrochimie New herbicidal compositions
US6439309B1 (en) 2000-12-13 2002-08-27 Bj Services Company Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations
US6725931B2 (en) * 2002-06-26 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells
US6705400B1 (en) * 2002-08-28 2004-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for forming subterranean fractures containing resilient proppant packs
US6887834B2 (en) * 2002-09-05 2005-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for consolidating proppant in subterranean fractures
US20040211561A1 (en) * 2003-03-06 2004-10-28 Nguyen Philip D. Methods and compositions for consolidating proppant in fractures
CA2561031A1 (en) 2004-04-12 2005-10-27 Michael Charles Vincent Coating and/or treating hydraulic fracturing proppants to improve wettability, proppant lubrication, and/or to reduce damage by fracturing fluids and reservoir fluids
WO2006096687A1 (en) * 2005-03-07 2006-09-14 Baker Hughes Incorporated Use of coated proppant to minimize abrasive erosion in high rate fracturing operations

Also Published As

Publication number Publication date
CA2607362A1 (en) 2006-11-23
US20090301731A1 (en) 2009-12-10
AU2006248771B2 (en) 2010-12-16
US7723264B2 (en) 2010-05-25
AU2006248771A1 (en) 2006-11-23
WO2006123100A2 (en) 2006-11-23
CA2607362C (en) 2010-12-07
US20060264333A1 (en) 2006-11-23
RU2410536C2 (ru) 2011-01-27
US7595281B2 (en) 2009-09-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2007146976A (ru) Способ увеличения извлечения рабочей жидкости после стимулирования подземной формации
RU2670802C9 (ru) Композитные материалы для применения при интенсификации добычи нефти и контроле поступления песка в скважину
CA2459672C (en) Organosilicon containing compositions for enhancing hydrocarbon production and method of using the same
CN103328765A (zh) 创建连接油井中的水力裂缝网路的高传导性裂缝的方法
RU2008117996A (ru) Способы увеличения извлечения жидкости для обработки на водной основе из подземных формаций
WO2005100007A3 (en) Coating and/or treating hydraulic fracturing proppants to improve wettability, proppant lubrication, and/or to reduce damage by fracturing fluids and reservoir fluids
US20090143258A1 (en) Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations
US20130333892A1 (en) Acidizing materials and methods and fluids for earth formation protection
SA516370768B1 (ar) طريقة لاستخدام عوامل معالجة معدلة للسطح لعلاج تكوينات جوفية
US10752832B2 (en) Proppant treatments for mitigating erosion of equipment in subterranean fracturing operations
RU2011110576A (ru) Способ обработки подземного пласта (варианты)
CN102741374A (zh) 用于减少水堵和凝析油的表面活性剂和摩阻减低聚合物以及相关方法
CN1671945A (zh) 水力压裂地下岩层的方法
RU2008136370A (ru) Эмульсии уплотнителей и способы, связанные с ними
US20190225876A1 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations
NO20180342A1 (en) Carrier-free treatment particulates for use in subterranean formations
EP2928983A1 (en) Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
RU2247833C1 (ru) Способ кислотной обработки продуктивного пласта
WO2018125090A1 (en) Methods for treating fracture faces in propped fractures using fine particulates
CA2997706C (en) Micro-proppant fracturing fluid and slurry concentrate compositions
US20160032700A1 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations
Pandey Corrosion of oil well tubing by polymer based carrier fluids in presence of ammonium persulphate during gravel packing

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160510