RU2012154650A - Способ гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012154650A RU2012154650A RU2012154650/03A RU2012154650A RU2012154650A RU 2012154650 A RU2012154650 A RU 2012154650A RU 2012154650/03 A RU2012154650/03 A RU 2012154650/03A RU 2012154650 A RU2012154650 A RU 2012154650A RU 2012154650 A RU2012154650 A RU 2012154650A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- less
- mpa
- viscosity
- shear rate
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract 5
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims abstract 4
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 claims abstract 4
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims abstract 4
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims abstract 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims abstract 4
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims abstract 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 claims abstract 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 2
- 244000061408 Eugenia caryophyllata Species 0.000 claims 1
- 235000016639 Syzygium aromaticum Nutrition 0.000 claims 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 abstract 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Revetment (AREA)
Abstract
1. Способ гидравлического разрыва подземной формации, содержащий первый цикл, включающий следующие этапы: (a) закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 спри внешних условиях, (b) закачивание суспензии расклинивающего агента с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 спри внешних условиях, (c) закачивание загущенной жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 спри внешних условиях, и один или несколько последующих циклов, включающих повторение этапов (b) и (c).2. Способ по п.1, в котором загущенная жидкость во время закачки обладает вязкостью менее чем приблизительно 20 мПа·с, после чего загустевает.3. Способ по п.2, в котором пласт содержит карбонат, и загущенная жидкость первоначально является кислотной, и/или проницаемость формации составляет менее чем приблизительно 1 мД.4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором загущенная жидкость также содержит расклинивающий агент.5. Способ по п.1, в котором общий объем жидкости, закачиваемой на этапах (b), содержит по меньшей мере 75% общего объема жидкости, закачиваемой при обработке пласта.6. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна из закачиваемых жидкостей содержит твердые материалы, поддающиеся разложению, выбранные из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, сополимеров молочной кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, кар�
Claims (15)
1. Способ гидравлического разрыва подземной формации, содержащий первый цикл, включающий следующие этапы: (a) закачивание промежуточной жидкости с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·c при скорости сдвига 100 с−1 при внешних условиях, (b) закачивание суспензии расклинивающего агента с вязкостью менее чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с−1 при внешних условиях, (c) закачивание загущенной жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с−1 при внешних условиях, и один или несколько последующих циклов, включающих повторение этапов (b) и (c).
2. Способ по п.1, в котором загущенная жидкость во время закачки обладает вязкостью менее чем приблизительно 20 мПа·с, после чего загустевает.
3. Способ по п.2, в котором пласт содержит карбонат, и загущенная жидкость первоначально является кислотной, и/или проницаемость формации составляет менее чем приблизительно 1 мД.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором загущенная жидкость также содержит расклинивающий агент.
5. Способ по п.1, в котором общий объем жидкости, закачиваемой на этапах (b), содержит по меньшей мере 75% общего объема жидкости, закачиваемой при обработке пласта.
6. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна из закачиваемых жидкостей содержит твердые материалы, поддающиеся разложению, выбранные из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, сополимеров молочной кислоты с другими группами, содержащими гидроксильные, карбоксильные или оксикарбоновые кислоты, а также смесей указанных материалов.
7. Способ по п.6, в котором поддающиеся разложению материалы используются в форме волокон, пластин, хлопьевидных частиц, гранул и их комбинаций.
8. Способ по п.1, в котором жидкость этапа (a) или жидкость этапа (b), или обе эти жидкости содержат понизитель трения.
9. Способ по п.1, в котором жидкость этапа или этапов (c) содержит расклинивающий агент в количестве менее чем приблизительно 0,024 кг на литр свободной от примесей жидкости.
10. Способ по п.1, в котором после одного или нескольких циклов осуществляют закачку жидкости с вязкостью более чем приблизительно 50 мПа·с при скорости сдвига 100 с−1 при внешних условиях, содержащей крупнозернистый расклинивающий агент.
11. Способ по п.1, включающий заключительный этап закачки промывочной жидкости.
12. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, одному этапу (b) после первого этапа (b) предшествует этап (a).
13. Способ по п.1, в котором каждому этапу (b) предшествует этап (a).
14. Способ по п.1, в котором общий объем жидкости, закачиваемой на этапе (c), содержит менее 10 процентов общегообъема жидкости, закачиваемой при обработке пласта.
15. Способ по п.1, в котором в каждом цикле отношение объема жидкости на этапе C к объему жидкости на этапе B равно менее чем приблизительно 1/10.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000248 WO2011145966A1 (en) | 2010-05-18 | 2010-05-18 | Hydraulic fracturing method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012154650A true RU2012154650A (ru) | 2014-06-27 |
| RU2523316C1 RU2523316C1 (ru) | 2014-07-20 |
Family
ID=44991887
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012154650/03A RU2523316C1 (ru) | 2010-05-18 | 2010-05-18 | Способ гидравлического разрыва пласта |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20130105157A1 (ru) |
| CN (1) | CN103109039A (ru) |
| AR (1) | AR081195A1 (ru) |
| CA (1) | CA2799555A1 (ru) |
| MX (1) | MX341853B (ru) |
| RU (1) | RU2523316C1 (ru) |
| WO (1) | WO2011145966A1 (ru) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2775787C (en) * | 2010-12-22 | 2013-05-21 | Maurice B. Dusseault | 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 |
| RU2014145323A (ru) * | 2012-04-12 | 2016-06-10 | Бэйкер Хьюз Инкорпорейтед | Способ повышения проницаемости подземного пласта с помощью создания сети множественных трещин |
| CA2907615C (en) * | 2013-04-05 | 2017-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Method of increasing fracture network complexity and conductivity |
| AU2013400687B2 (en) * | 2013-09-23 | 2016-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing fracturing and complex fracturing networks in tight formations |
| CN103642474B (zh) * | 2013-11-21 | 2017-02-08 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 水力压裂用低伤害胶塞稠化剂与胶塞组合物及其应用 |
| US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
| CN103756664B (zh) * | 2014-01-21 | 2017-01-25 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用 |
| US20150345268A1 (en) * | 2014-05-27 | 2015-12-03 | Statoil Gulf Services LLC | Applications of ultra-low viscosity fluids to stimulate ultra-tight hydrocarbon-bearing formations |
| CN104004506B (zh) * | 2014-06-18 | 2016-08-17 | 西安石油大学 | 一种适合非常规储层压裂用无水压裂液及其制备方法 |
| US10023789B2 (en) | 2014-09-02 | 2018-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| WO2016053345A1 (en) * | 2014-10-03 | 2016-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fly ash microspheres for use in subterranean formation operations |
| WO2016074075A1 (en) * | 2014-11-10 | 2016-05-19 | Dusseault Maurice B | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
| CN105986802B (zh) * | 2015-02-13 | 2018-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井下压裂的方法 |
| ITUB20150203A1 (it) * | 2015-02-17 | 2016-08-17 | Lamberti Spa | Inibitori di scisti |
| US10577909B2 (en) * | 2015-06-30 | 2020-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time, continuous-flow pressure diagnostics for analyzing and designing diversion cycles of fracturing operations |
| CN105041288A (zh) * | 2015-07-13 | 2015-11-11 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩油气藏裂缝转向酸压方法 |
| CN105114050B (zh) * | 2015-09-15 | 2018-05-25 | 中国石油大学(北京) | 一种新型压裂泵注方法 |
| CA2994101C (en) * | 2015-09-23 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| CN105201478A (zh) * | 2015-09-30 | 2015-12-30 | 大庆井泰石油工程技术股份有限公司 | 油气井缝网体系压裂工艺 |
| CN106567702B (zh) * | 2015-10-10 | 2021-08-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高深层页岩气裂缝复杂性指数的方法 |
| CN106907137B (zh) * | 2015-12-23 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩油藏体积压裂裂缝有效导流的方法 |
| US11370960B2 (en) | 2016-02-04 | 2022-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer fiber additive for proppant flowback prevention |
| WO2017176268A1 (en) * | 2016-04-07 | 2017-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure-exchanger to achieve rapid changes in proppant concentration |
| US10125594B2 (en) * | 2016-05-03 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure exchanger having crosslinked fluid plugs |
| US11136494B2 (en) * | 2016-06-02 | 2021-10-05 | Rockwater Energy Solutions, Llc | Polymer with internal crosslinking and breaking mechanisms |
| RU2655513C2 (ru) * | 2016-10-13 | 2018-05-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва углеводородного пласта |
| WO2018190835A1 (en) * | 2017-04-12 | 2018-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Staged propping of fracture networks |
| CN107387053B (zh) * | 2017-06-13 | 2020-05-22 | 北京大学 | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 |
| CN109931045B (zh) * | 2017-12-18 | 2021-08-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种双缝系统的自支撑酸压方法 |
| WO2019147283A1 (en) * | 2018-01-29 | 2019-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids containing degradable fibers grafted with a crosslinker |
| CA3112658A1 (en) * | 2018-10-18 | 2020-04-23 | Basf Se | Process of fracturing subterranean formations |
| US10920558B2 (en) | 2019-07-12 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing proppant distribution and well production |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
| CN113847005B (zh) * | 2020-06-28 | 2024-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用 |
| CN114059980B (zh) * | 2020-07-29 | 2024-03-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩储层压裂方法 |
| CN114810020B (zh) * | 2021-01-19 | 2024-06-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多簇裂缝均匀延伸的压裂方法及应用 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3592266A (en) * | 1969-03-25 | 1971-07-13 | Halliburton Co | Method of fracturing formations in wells |
| US3688843A (en) * | 1970-11-16 | 1972-09-05 | Atomic Energy Commission | Nuclear explosive method for stimulating hydrocarbon production from petroliferous formations |
| US3974077A (en) * | 1974-09-19 | 1976-08-10 | The Dow Chemical Company | Fracturing subterranean formation |
| US4078609A (en) * | 1977-03-28 | 1978-03-14 | The Dow Chemical Company | Method of fracturing a subterranean formation |
| US5460225A (en) * | 1994-07-18 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Gravel packing process |
| US6725930B2 (en) * | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US6814144B2 (en) * | 2002-11-18 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well treating process and system |
| US7726399B2 (en) * | 2004-09-30 | 2010-06-01 | Bj Services Company | Method of enhancing hydraulic fracturing using ultra lightweight proppants |
| US7506689B2 (en) * | 2005-02-22 | 2009-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluids comprising degradable diverting agents and methods of use in subterranean formations |
| CN101457640B (zh) * | 2007-12-14 | 2012-03-14 | 中国石油大学(北京) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法 |
-
2010
- 2010-05-18 WO PCT/RU2010/000248 patent/WO2011145966A1/en active Application Filing
- 2010-05-18 CA CA2799555A patent/CA2799555A1/en not_active Abandoned
- 2010-05-18 US US13/698,658 patent/US20130105157A1/en not_active Abandoned
- 2010-05-18 RU RU2012154650/03A patent/RU2523316C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-05-18 CN CN2010800681277A patent/CN103109039A/zh active Pending
- 2010-05-18 MX MX2012013299A patent/MX341853B/es active IP Right Grant
-
2011
- 2011-05-17 AR ARP110101681A patent/AR081195A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX341853B (es) | 2016-09-05 |
| AR081195A1 (es) | 2012-07-04 |
| CN103109039A (zh) | 2013-05-15 |
| RU2523316C1 (ru) | 2014-07-20 |
| CA2799555A1 (en) | 2011-11-24 |
| MX2012013299A (es) | 2013-02-15 |
| US20130105157A1 (en) | 2013-05-02 |
| WO2011145966A1 (en) | 2011-11-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012154650A (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| CN101333922A (zh) | 解除压裂液污染的压裂工艺 | |
| MX351767B (es) | Metodo de fracturacion de formaciones subterraneas con fluido reticulado. | |
| RU2011110576A (ru) | Способ обработки подземного пласта (варианты) | |
| CN103725277A (zh) | 一种纤维复合暂堵剂 | |
| RU2513568C2 (ru) | Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину | |
| CN103615228A (zh) | 可降解纤维缝内暂堵压裂工艺 | |
| RU2011143930A (ru) | Устройство и способ подачи нефтепромыслового материала | |
| CN107629774A (zh) | 一种暂堵转向剂及其制备方法 | |
| WO2008068660A3 (en) | Method of preventing or reducing fluid loss in subterranean formations | |
| CN103590803B (zh) | 一种固体酸酸压裂工艺方法 | |
| CN103321606A (zh) | 一种低渗裂缝性油藏油井堵水屏蔽方法 | |
| RU2016147112A (ru) | Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин | |
| RU2016114736A (ru) | Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов | |
| CN102926701B (zh) | 一种连续混配型堵水工艺方法 | |
| CN105062444A (zh) | 高温体膨颗粒堵剂及其制备方法 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| WO2014008191A1 (en) | Enhanced acid soluble wellbore strengthening solution | |
| CN106761651B (zh) | 一种煤层气井低伤害高导流能力人工裂缝的压裂方法 | |
| RU2015143887A (ru) | Композиции и способы повышения проницаемости трещин | |
| CN105199693B (zh) | 一种油基凝胶堵漏浆 | |
| CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
| RU2495229C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
| US10961439B2 (en) | Degradable thermosetting compositions for enhanced well production | |
| CN103215028B (zh) | 全悬浮压裂液及其压裂施工方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170519 |