RU2016121225A - Способы и системы для создания высокопроводимых трещин - Google Patents
Способы и системы для создания высокопроводимых трещин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016121225A RU2016121225A RU2016121225A RU2016121225A RU2016121225A RU 2016121225 A RU2016121225 A RU 2016121225A RU 2016121225 A RU2016121225 A RU 2016121225A RU 2016121225 A RU2016121225 A RU 2016121225A RU 2016121225 A RU2016121225 A RU 2016121225A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- composition
- fluid
- formation
- combinations
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 26
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 125
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 86
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 33
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 claims 26
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims 26
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims 20
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 19
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 17
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims 14
- -1 amine phosphate Chemical class 0.000 claims 14
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 14
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims 14
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims 10
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims 10
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 6
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 claims 5
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 4
- 229920000426 Microplastic Polymers 0.000 claims 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims 2
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 claims 2
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 2
- 239000010954 inorganic particle Substances 0.000 claims 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims 1
- 239000011146 organic particle Substances 0.000 claims 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—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
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Glanulating (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Fertilizers (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Claims (130)
1. Повторно восстанавливаемый островок расклинивающего агента, содержащий:
первое количество обработанного расклинивающего агента,
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, и
где первое количество достаточно: (а) для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных в пласте или его области во время операций гидроразрыва, и для сохранения островков расклинивающего агента в по существу неизменном виде, если островки расклинивающего агента и/или частицы в островках расклинивающего агента двигаются в пласте во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или (b) для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных в пласте или его области во время операций гидроразрыва, для обеспечения повторного формирования островков расклинивающего агента или их разрушения и повторного формирования во время и/или после операций гидроразрыва, или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, для поддержания высокой проводимости трещины и для улавливания мелких частиц пласта во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче.
2. Островок по п. 1, дополнительно содержащий:
втрое количество необработанного расклинивающего агента,
третье количество не подверженного эрозии волокна, и
четвертое количество подверженного эрозии материала, содержащего подверженные эрозии частицы, подверженные эрозии волокна или их смеси и комбинации.
3. Островок по п. 1, отличающийся тем, что композиция, изменяющая дзета-потенциал, содержит агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, продукт реакции амина-фосфата, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации.
4. Самовосстанавливающийся островок расклинивающего агента, содержащий:
первое количество обработанного расклинивающего агента,
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал,
где второе количество достаточно: для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных в пласте или его области, и для обеспечения разрушения и повторного формирования островков без существенной потери расклинивающего агента во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, или (b) для обеспечения формирования островков расклинивающего агента в трещинах, сформированных в пласте или его области, для обеспечения разрушения и повторного формирования островков без существенной потери расклинивающего агента во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче, и для улавливания мелких частиц пласта во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче.
5. Островок по п. 4, дополнительно содержащий:
втрое количество необработанного расклинивающего агента,
третье количество не подверженного эрозии волокна, и
четвертое количество подверженного эрозии материала, содержащего подверженные эрозии частицы, подверженные эрозии волокна или их смеси и комбинации.
6. Островок по п. 4, отличающийся тем, что композиция, изменяющая дзета-потенциал, содержит агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, продукт реакции амина-фосфата, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации.
7. Композиция для формирования островков расклинивающего агента внутри пласта или его зоне, содержащая:
первое количество обработанного расклинивающего агента,
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из композиции, изменяющей дзета-потенциал, и
где первое количество достаточно: (а) для обеспечения формирования из композиции островков в пласте или его области во время и/или после операций гидроразрыва или (b) для обеспечения формирования из композиции островков в пласте или его области и улавливания мелких частиц пласта во время и/или после операций гидроразрыва или во время операций закачивания, или во время операций по добыче.
8. Композиция по п. 7, дополнительно содержащая:
втрое количество необработанного расклинивающего агента,
третье количество не подверженного эрозии волокна, и
четвертое количество подверженного эрозии материала, содержащего подверженные эрозии частицы, подверженные эрозии волокна или их смеси и комбинации.
9. Композиция по п. 7, отличающаяся тем, что композиция, изменяющая дзета-потенциал, содержит агрегирующую композицию, содержащую продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, продукт реакции амина-фосфата, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации.
10. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий:
стадию введения расклинивающего агента, включающую закачивание в условиях гидроразрыва в пласт, через который проходит ствол скважины, по меньшей мере двух текучих сред для гидроразрыва, отличающихся: (1) по меньшей мере одним свойством композиции расклинивающего агента или (2) по меньшей мере одним свойством текучей среды или (3) комбинацией указанных различий, при этом указанные различия улучшают размещение расклинивающего агента и образование островков расклинивающего агента в трещинах.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что:
свойства текучей среды для гидроразрыва включают состав текучей среды, давление текучей среды, температуру текучей среды, длительность импульса текучей среды, скорость осаждения расклинивающего агента или их сочетания и комбинации,
свойства композиции расклинивающего агента включают типы расклинивающего агента, размеры частиц расклинивающего агента, прочность расклинивающего агента, форму частиц расклинивающего агента или их сочетания и комбинации, и
текучие среды для гидроразрыва выбраны из группы, состоящей из (а) текучих сред, не содержащих расклинивающего агента, содержащих (i) базовую текучую среду или (ii) базовую текучую среду и агрегирующую композицию и/или композицию для увеличения вязкости, и (b) текучих сред, содержащих расклинивающий агент, содержащих (i) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и композицию расклинивающего агента или (ii) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости, композицию расклинивающего агента и агрегирующую композицию,
где агрегирующая композиция содержит продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации,
причем композиция расклинивающего агента содержит необработанный расклинивающий агент, обработанный расклинивающий агент или их смеси и комбинации, и
причем обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции, содержащей продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что композиции расклинивающего агента отличаются по меньшей мере одним из следующих свойств: (с) количествам необработанного и обработанного расклинивающего агента, (d) плотности необработанного и/или обработанного расклинивающего агента, (е) размерам частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента, (f) формам частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента или (g) прочности частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента.
13. Островок по п. 12, отличающийся тем, что композиции расклинивающего агента дополнительно содержат (i) не подверженное эрозии волокно, (ii) эродируемый материал, содержащий эродируемые частицы, эродируемые волокна или их смеси и комбинации или (iii) их смеси или комбинации.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что скорость осаждения расклинивающего агента контролируют путем регулирования скоростей закачивания, и при этом текучие среды для гидроразрыва с увеличенной вязкостью отличаются композицией для увеличения вязкости.
15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что стадия закачивания включает:
закачивание по меньшей мере двух различных текучих сред для гидроразрыва в соответствии с последовательностью закачивания.
16. Способ по п. 7, отличающийся тем, что по меньшей мере одна из текучих сред представляет собой текучую среду, не содержащую расклинивающего агента, и по меньшей мере одна из текучих сред представляет собой текучую среду, содержащую расклинивающий агент.
17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что последовательность закачивания включает закачивание по меньшей мере двух различных текучих сред для гидроразрыва чередующимися стадиями в процессе операции гидроразрыва.
18. Способ по п. 10, дополнительно включающий:
перед стадией внесения расклинивающего агента, стадию набивки, включающую закачивание в набивку текучей среды, содержащей базовую текучую среду и композицию для увеличения вязкости или базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и агрегирующую композицию.
19. Способ гидроразрыва подземного пласта, включающий:
стадию введения расклинивающего агента, включающую закачивание в пласт, через который проходит ствол скважины, по меньшей мере двух различных текучих сред для гидроразрыва в соответствии с последовательностью закачивания, где текучие среды для гидроразрыва различаются по меньшей мере одним свойством.
20. Способ по п. 19, дополнительно включающий:
перед стадией внесения расклинивающего агента, стадию набивки, включающую закачивание в набивку текучей среды, содержащей базовую текучую среду и композицию для увеличения вязкости или базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и агрегирующую композицию.
21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанные свойства включают состав текучей среды, давление текучей среды, температуру текучей среды, длительность импульса текучей среды, скорость осаждения расклинивающего агента, типы расклинивающих агентов, размеры частиц расклинивающих агентов, прочность расклинивающих агентов, форму частиц расклинивающих агентов или их сочетания и комбинации.
22. Способ по п. 20, отличающийся тем, что текучие среды для гидроразрыва выбраны из группы, состоящей из (а) текучих сред, не содержащих расклинивающего агента, содержащих базовую текучую среду или базовую текучую среду и агрегирующую композицию и/или композицию для увеличения вязкости, и (b) текучих сред, содержащих расклинивающий агент, содержащих базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и композицию расклинивающего агента или базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости, композицию расклинивающего агента и агрегирующую композицию.
где агрегирующая композиция содержит продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации,
при этом композиция расклинивающего агента содержит необработанный расклинивающий агент, обработанный расклинивающий агент или их смеси и комбинации, и
при этом обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции, содержащей продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации.
23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что композиции расклинивающего агента отличаются по меньшей мере одним из следующих свойств: (с) количеством необработанного и обработанного расклинивающего агента, (d) плотности необработанного и/или обработанного расклинивающего агента, (е) размером частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента, (f) формой частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента или (g) прочностью частиц необработанного и/или обработанного расклинивающего агента.
24. Островок по п. 23, отличающийся тем, что композиции расклинивающего агента дополнительно содержат (i) не подверженное эрозии волокно, (ii) эродируемый материал, содержащий эродируемые частицы, эродируемые волокна или их смеси и комбинации или (iii) их смеси или комбинации.
25. Способ по п. 19, отличающийся тем, что стадия закачивания включает:
закачивание по меньшей мере двух различных текучих сред для гидроразрыва в соответствии с последовательностью закачивания.
26. Способ по п. 25, отличающийся тем, что по меньшей мере одна из текучих сред представляет собой текучую среду, не содержащую расклинивающего агента, и по меньшей мере одна из текучих сред содержит композицию расклинивающего агента.
27. Способ по п. 26, отличающийся тем, что последовательность закачивания включает закачивание по меньшей мере двух различных текучих сред для гидроразрыва на чередующихся стадиях во время операции гидроразрыва.
28. Способ по п. 19, дополнительно включающий:
после стадии внесения расклинивающего агента стадию крепления, включающую закачивание текучей среды для крепления, содержащей (i) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и композицию расклинивающего агента или (ii) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости, композицию расклинивающего агента и агрегирующую композицию.
29. Способ размещения сети расклинивающего агента/путей движения текучих сред в трещинах в слое, подвергаемом гидроразрыву, через который проходит ствол скважины, включающий:
стадию введения расклинивающего агента, включающую:
закачивание в слой, подвергаемый гидроразрыву, при давлении выше гидроразрыва, через схему перфораций, содержащую группы перфораций, разделенные неперфорированными промежутками, последовательности пачек текучих сред, состоящей из по меньшей мере одной текучей среды, не содержащей расклинивающего агента, выбранной из группы, состоящей из текучей среды с не увеличенной вязкостью без расклинивающего агента или текучей среды с увеличенной вязкостью без расклинивающего агента, и по меньшей мере одной текучей среды, содержащей расклинивающий агент, выбранной из группы, состоящей из текучей среды с не увеличенной вязкостью, содержащей расклинивающий агент, или текучей среды с увеличенной вязкостью, содержащей расклинивающий агент,
где текучая среда с не увеличенной вязкостью без расклинивающего агента содержит:
(a) базовую текучую среду или
(b) базовую текучую среду и агрегирующую композицию,
где текучая среда с увеличенной вязкостью без расклинивающего агента содержит:
(a) базовую текучую среду и композицию для увеличения вязкости или
(b) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости и агрегирующую композицию,
где текучая среда с не увеличенной вязкостью с расклинивающим агентом содержит:
(a) базовую текучую среду и композицию расклинивающего агента или
(b) базовую текучую среду, композицию расклинивающего агента и агрегирующую композицию,
где текучая среда с увеличенной вязкостью с расклинивающим агентом содержит:
(a) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости, композицию расклинивающего агента или
(b) базовую текучую среду, композицию для увеличения вязкости, композицию расклинивающего агента и агрегирующую композицию,
где агрегирующая композиция содержит:
продукт реакции амина-фосфата,
аминный компонент,
аминную полимерную агрегирующую композицию,
коацерватную агрегирующую композицию или
их смеси и комбинации, и
где текучие среды, содержащие расклинивающий агент, образуют стержни расклинивающего агента в трещинах в процессе гидроразрыва и/или после гидроразрыва при смыкании трещин.
30. Способ по п. 29, дополнительно включающий:
вынужденное перемещение последовательности пачек текучих сред, закачиваемых через соседние группы перфораций, через трещины с различными скоростями.
31. Способ по п. 29, отличающийся тем, что по меньшей мере один из параметров: объем пачки текучей среды, состав пачки текучей среды, композиция расклинивающего агента, размер частиц расклинивающих агентов, форма частиц расклинивающих агентов, плотность расклинивающих агентов, прочность расклинивающих агентов, концентрация расклинивающих агентов, длина схемы перфораций, количество групп перфораций, интервалы между группами перфораций, ориентация групп перфораций, количество отверстий в каждой группе перфораций, плотность перфораций в группах, длина групп перфораций, количество неперфорированных промежутков, длина неперфорированных промежутков, способы перфорации или их комбинации - изменяют в соответствии с последовательностью пачек текучих сред.
32. Способ по п. 31, отличающийся тем, что композиция расклинивающего агента содержит первое количество необработанного расклинивающего агента, второе количество обработанного расклинивающего агента, третье количество эродируемого или растворимого расклинивающего агента и четвертое количество не подверженного эрозии волокна.
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции.
где эродируемый или растворимый расклинивающий агент содержит эродируемые или растворимые органические частицы, эродируемые или растворимые органические волокна, эродируемые или растворимые неорганические частицы и/или эродируемые или растворимые неорганические волокна, и
где не подверженные эрозии волокна содержат не подверженные эрозии органические волокна и/или не подверженные эрозии неорганические волокна.
33. Способ по п. 29, отличающийся тем, что:
второе количество в сумме составляет 100 масс. %,
первое, третье и четвертое количества могут составлять от 0 масс. % до 100 масс. %, и
указанные количества могут в сумме составлять более 100%.
34. Способ по п. 29, дополнительно включающий:
перед стадией внесения расклинивающего агента, стадию набивки, включающую непрерывное закачивание текучей среды с увеличенной вязкостью, не содержащей расклинивающий агент, в текучую среду для гидроразрыва в условиях гидроразрыва для получения или увеличения длины трещин.
35. Способ по п. 29, дополнительно включающий:
после стадии введения расклинивающего агента, стадию крепления, включающую непрерывное закачивание текучей среды с увеличенной вязкостью, содержащей расклинивающий агент, в текучую среду для гидроразрыва.
36. Композиция, содержащая:
подземный пласт, через который проходит ствол скважины, где указанный пласт содержит трещины, имеющие сеть расклинивающего агента/путей движения текучих сред, где указанная сеть содержит множество кластеров расклинивающего агента, образующих стержни, и множество путей движения текучих сред, проходящих через указанную сеть в ствол скважины, улучшая поток текучей среды в трещины и из трещин,
где кластеры расклинивающего агента содержат первое количество необработанного расклинивающего агента, второе количество обработанного расклинивающего агента и третье количество не подверженных эрозии волокон, и
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции, содержащей продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации,
где второе количество достаточно: (а) для образования указанной сети в трещинах, (b) для поддержания кластеров в по существу неизменном виде, если кластеры двигаются или разрушаются и повторно формируются в трещинах в процессе и/или после операции гидроразрыва, (с) для обеспечения возможности и улучшения течения текучей среды в пласт и из него через указанные трещины, (d) для улавливания мелких частиц пласта в процессе и/или после операции гидроразрыва или во время операции закачивания, или во время операции по добыче, или (е) их сочетаний и комбинаций.
37. Композиция по п. 36, отличающаяся тем, что
указанная сеть содержит участки, обогащенные расклинивающим агентом и участки, обедненные расклинивающим агентом, где участки, обедненные расклинивающим агентом не содержат или содержат менее 10% кластеров относительно их количества на участках, обогащенных расклинивающим агентом,
необработанный расклинивающий агент выбран из группы, состоящей из песка, ореховых скорлуп, керамических материалов, бокситов, стекла, природных материалов, пластиковых гранул, металлических частиц, бурового шлама и их комбинаций, и
обработанный расклинивающий агент содержит необработанный расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции.
38. Композиция по п. 36, отличающаяся тем, что:
второе количество составляет 100 масс. %.
первое и третье количества могут составлять от 0 масс. % до 100 масс. %, и
указанные количества могут в сумме составлять более 100%.
39. Композиция по п. 36, отличающаяся тем, что кластеры расклинивающего агента дополнительно содержат пятое количество эродируемых или растворимых частиц расклинивающего агента и/или волокон, где эродируемые или растворимые частицы расклинивающего агента и/или волокна, которые образуют множество эродируемых или растворимых кластеров в указанной сети, эродируют или растворяются с образованием дополнительных путей движения текучих сред в сети.
40. Композиция по п. 39, отличающаяся тем, что:
второе и третье количества в сумме составляют 100 масс. %,
первое, четвертое и пятое количества могут составлять от 0 масс. % до 100 масс. %, и
указанные количества могут в сумме составлять более 100%.
41. Композиция, содержащая:
подземный пласт, через который проходит ствол скважины, где указанный пласт содержит трещины, имеющие сеть расклинивающего агента/путей движения текучих сред, где указанная сеть содержит множество кластеров расклинивающего агента, образующих стержни, множество эродируемых или растворимых кластеров и множество путей движения текучих сред, проходящих через указанную сеть в ствол скважины, улучшая поток текучих сред в трещины и из них,
где кластеры расклинивающего агента содержат композицию расклинивающего агента, содержащую первое количество необработанного расклинивающего агента, второе количество обработанного расклинивающего агента, третье количество эродируемых или растворимых частиц расклинивающего агента и/или волокон и четвертое количество не подверженных эрозии волокон, и
где обработанный расклинивающий агент содержит расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции, содержащей продукт реакции амина-фосфата, аминный компонент и продукт реакции амина-фосфата, аминную полимерную агрегирующую композицию, коацерватную агрегирующую композицию или их смеси и комбинации, и
где второе количество достаточно: (а) для образования кластеров в трещине, (b) для поддержания кластеров в по существу неизменном виде, если подвижные островки расклинивающего агента двигаются внутри пласта во время операций гидроразрыва, (с) для обеспечения возможности и улучшения потока текучей среды из пласта через трещину в направлении ствола скважины, (d) для улавливания мелких частиц пласта во время операций гидроразрыва, операций закачивания или операций по добыче, или (е) их сочетаний или комбинаций.
42. Композиция по п. 41, отличающаяся тем, что указанная сеть содержит участки, обогащенные расклинивающим агентом и участки, обедненные расклинивающим агентом, где участки, обедненные расклинивающим агентом не содержат или содержат менее 10% кластеров относительно их количества на участках, обогащенных расклинивающим агентом.
43. Композиция по п. 41, отличающаяся тем, что:
необработанный расклинивающий агент выбран из группы, состоящей из песка, ореховых скорлуп, керамических материалов, бокситов, стекла, природных материалов, пластиковых гранул, металлических частиц, бурового шлама и их комбинаций, и
обработанный расклинивающий агент содержит необработанный расклинивающий агент, имеющий частичное или полное покрытие из агрегирующей композиции.
44. Композиция по п. 41, отличающаяся тем, что:
второе и третье количество в сумме составляют 100 масс. %,
первое, четвертое и пятое количества могут составлять от 0 масс. % до 100 масс. %, и
указанные количества могут в сумме составлять более 100%.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201361905340P | 2013-11-18 | 2013-11-18 | |
| US61/905,340 | 2013-11-18 | ||
| US14/308,160 | 2014-06-18 | ||
| US14/308,160 US10040991B2 (en) | 2008-03-11 | 2014-06-18 | Zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| PCT/IB2014/002490 WO2015071750A2 (en) | 2013-11-18 | 2014-11-18 | Methods and system for creating high conductivity fractures |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016121225A true RU2016121225A (ru) | 2017-12-25 |
| RU2685385C1 RU2685385C1 (ru) | 2019-04-17 |
Family
ID=53058209
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118283A RU2679934C1 (ru) | 2013-11-18 | 2014-11-18 | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке |
| RU2016121225A RU2685385C1 (ru) | 2013-11-18 | 2014-11-18 | Способы и системы для создания высокопроводимых трещин |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016118283A RU2679934C1 (ru) | 2013-11-18 | 2014-11-18 | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (3) | EP3071665A2 (ru) |
| CN (2) | CN105745300B (ru) |
| AR (2) | AR098463A1 (ru) |
| BR (1) | BR112016011191B1 (ru) |
| CA (2) | CA2929853C (ru) |
| MX (2) | MX2016006427A (ru) |
| PE (2) | PE20160983A1 (ru) |
| RU (2) | RU2679934C1 (ru) |
| SG (1) | SG10201804217PA (ru) |
| WO (2) | WO2015071750A2 (ru) |
Families Citing this family (33)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SG11201708645RA (en) * | 2015-05-27 | 2017-11-29 | Lubrizol Oilfield Solutions Inc | Aggregating compositions, modified particulate solid compositions, and methods for making and using same |
| RU2019101509A (ru) * | 2016-06-22 | 2020-07-22 | Хексион Инк. | Химические продукты для применения в качестве адгезивов |
| US11492544B2 (en) | 2016-06-22 | 2022-11-08 | Hexion Inc. | Chemical products for adhesive applications |
| CN106837237B (zh) * | 2016-07-18 | 2019-10-01 | 重庆交通大学 | 一种含弱结构体煤岩层固化成孔方法 |
| CN106761643A (zh) * | 2016-12-26 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可实现水力喷射连续填砂分层压裂的系统和方法 |
| CN106701057B (zh) * | 2017-02-23 | 2019-07-02 | 中国石油大学(华东) | 一种压裂砂自聚改性剂及其制备方法 |
| CN108868688A (zh) * | 2017-05-08 | 2018-11-23 | 国际壳牌研究有限公司 | 处理钻井的方法、设备及系统 |
| CN107313742A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-11-03 | 大庆市晟威机械制造有限公司 | 一种可重复利用的膨胀式套管外封隔器 |
| CN110016330B (zh) * | 2019-03-21 | 2021-06-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种支撑剂及其制备方法 |
| CN110410051A (zh) * | 2019-07-11 | 2019-11-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现致密油水平井高效压裂的方法 |
| WO2021016515A1 (en) | 2019-07-24 | 2021-01-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids |
| US11492541B2 (en) | 2019-07-24 | 2022-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Organic salts of oxidizing anions as energetic materials |
| RU2715001C2 (ru) * | 2019-07-29 | 2020-02-21 | Александр Владимирович Терещенко | Загуститель водного раствора кислоты и/или соли, способ загущения водного раствора кислоты и/или соли и способ добычи нефти с применением указанного загустителя, набор компонентов для загущения водного раствора кислоты и/или соли и композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, включающие указанный загуститель |
| US20210102299A1 (en) * | 2019-10-08 | 2021-04-08 | Multi-Chem Group, Llc | Multifunctional surfactant and corrosion inhibitor additives |
| CN111004619B (zh) * | 2019-11-22 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种自生热自生气的支撑剂及其制备方法和应用方法 |
| CN110872504B (zh) * | 2019-12-09 | 2022-02-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种耐酸强凝胶堵剂及其制备方法 |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| WO2021138355A1 (en) | 2019-12-31 | 2021-07-08 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer |
| US11339321B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-05-24 | Saudi Arabian Oil Company | Reactive hydraulic fracturing fluid |
| US11473009B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11473001B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11365344B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-06-21 | Saudi Arabian Oil Company | Delivery of halogens to a subterranean formation |
| US11268373B2 (en) | 2020-01-17 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells |
| US11795382B2 (en) | 2020-07-14 | 2023-10-24 | Saudi Arabian Oil Company | Pillar fracturing |
| US11542815B2 (en) | 2020-11-30 | 2023-01-03 | Saudi Arabian Oil Company | Determining effect of oxidative hydraulic fracturing |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| CN113427938B (zh) * | 2021-07-26 | 2022-06-14 | 淄博泰康轻工制品有限公司 | 贴花纸及其应用 |
| US11643590B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of using viscoelastic surfactants as diversion agents |
| US11713412B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-01 | Saudi Arabian Oil Company | Piperazine-based viscoelastic surfactants for hydraulic fracturing applications |
| US11746279B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Fracturing fluids based on viscoelastic surfactants |
| US11739255B2 (en) | 2021-11-12 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and compositions of piperazine-based viscoelastic surfactants as diversion agents |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Family Cites Families (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2720540A (en) | 1954-05-07 | 1955-10-11 | Du Pont | Manufacture of sarcosine |
| US3009954A (en) | 1958-02-17 | 1961-11-21 | Allied Chem | Process for the production of sarcosine and related alkylamino-acetic acids |
| US3059909A (en) | 1960-12-09 | 1962-10-23 | Chrysler Corp | Thermostatic fuel mixture control |
| US3163219A (en) | 1961-06-22 | 1964-12-29 | Atlantic Refining Co | Borate-gum gel breakers |
| US3301848A (en) | 1962-10-30 | 1967-01-31 | Pillsbury Co | Polysaccharides and methods for production thereof |
| US3301723A (en) | 1964-02-06 | 1967-01-31 | Du Pont | Gelled compositions containing galactomannan gums |
| US3888312A (en) | 1974-04-29 | 1975-06-10 | Halliburton Co | Method and compositions for fracturing well formations |
| US4683068A (en) | 1981-10-29 | 1987-07-28 | Dowell Schlumberger Incorporated | Fracturing of subterranean formations |
| US4561985A (en) | 1982-06-28 | 1985-12-31 | Union Carbide Corporation | Hec-bentonite compatible blends |
| US4514309A (en) | 1982-12-27 | 1985-04-30 | Hughes Tool Company | Cross-linking system for water based well fracturing fluids |
| US4506734A (en) | 1983-09-07 | 1985-03-26 | The Standard Oil Company | Fracturing fluid breaker system which is activated by fracture closure |
| US4654266A (en) | 1985-12-24 | 1987-03-31 | Kachnik Joseph L | Durable, high-strength proppant and method for forming same |
| US4741401A (en) | 1987-01-16 | 1988-05-03 | The Dow Chemical Company | Method for treating subterranean formations |
| US5110486A (en) | 1989-12-14 | 1992-05-05 | Exxon Research And Engineering Company | Breaker chemical encapsulated with a crosslinked elastomer coating |
| US5082579A (en) | 1990-01-16 | 1992-01-21 | Bj Services Company | Method and composition for delaying the gellation of borated galactomannans |
| US5106518A (en) | 1990-11-09 | 1992-04-21 | The Western Company Of North America | Breaker system for high viscosity fluids and method of use |
| US5067566A (en) | 1991-01-14 | 1991-11-26 | Bj Services Company | Low temperature degradation of galactomannans |
| US5877127A (en) | 1991-07-24 | 1999-03-02 | Schlumberger Technology Corporation | On-the-fly control of delayed borate-crosslinking of fracturing fluids |
| US5624886A (en) | 1992-07-29 | 1997-04-29 | Bj Services Company | Controlled degradation of polysaccharides |
| US5465792A (en) | 1994-07-20 | 1995-11-14 | Bj Services Company | Method of controlling production of excess water in oil and gas wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5807812A (en) | 1995-10-26 | 1998-09-15 | Clearwater, Inc. | Controlled gel breaker |
| US5649596A (en) | 1996-02-27 | 1997-07-22 | Nalco/Exxon Energy Chemicals, L.P. | Use of breaker chemicals in gelled hydrocarbons |
| US5669447A (en) | 1996-04-01 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for breaking viscosified fluids |
| US5806597A (en) | 1996-05-01 | 1998-09-15 | Bj Services Company | Stable breaker-crosslinker-polymer complex and method of use in completion and stimulation |
| GB9714102D0 (en) | 1997-07-04 | 1997-09-10 | Ciba Geigy Ag | Compounds |
| US6162766A (en) | 1998-05-29 | 2000-12-19 | 3M Innovative Properties Company | Encapsulated breakers, compositions and methods of use |
| US6228812B1 (en) | 1998-12-10 | 2001-05-08 | Bj Services Company | Compositions and methods for selective modification of subterranean formation permeability |
| US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US6860328B2 (en) * | 2003-04-16 | 2005-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for selectively positioning proppants in high contrast permeability formations to enhance hydrocarbon recovery |
| US8076271B2 (en) | 2004-06-09 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
| US7131491B2 (en) * | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
| US7258170B2 (en) | 2005-06-16 | 2007-08-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for remediating subterranean formations |
| AU2006294332B2 (en) * | 2005-09-23 | 2013-01-31 | Trican Well Service Ltd. | Slurry compositions and methods for making same |
| US7350579B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-04-01 | Clearwater International Llc | Sand aggregating reagents, modified sands, and methods for making and using same |
| US7392847B2 (en) * | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US8871694B2 (en) | 2005-12-09 | 2014-10-28 | Sarkis R. Kakadjian | Use of zeta potential modifiers to decrease the residual oil saturation |
| US7451812B2 (en) | 2006-12-20 | 2008-11-18 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time automated heterogeneous proppant placement |
| US8011431B2 (en) * | 2009-01-22 | 2011-09-06 | Clearwater International, Llc | Process and system for creating enhanced cavitation |
| CN101492599B (zh) * | 2009-02-28 | 2011-01-05 | 成都孚吉科技有限公司 | 一种泡沫排水剂及其制备方法 |
| US8466094B2 (en) | 2009-05-13 | 2013-06-18 | Clearwater International, Llc | Aggregating compositions, modified particulate metal-oxides, modified formation surfaces, and methods for making and using same |
| US20130161003A1 (en) * | 2009-12-31 | 2013-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant placement |
| US8875786B2 (en) * | 2010-03-24 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for sand control in injection wells |
| RU2564298C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-09-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ обработки подземных пластов |
| US20120305247A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid |
| US8944164B2 (en) * | 2011-09-28 | 2015-02-03 | Clearwater International Llc | Aggregating reagents and methods for making and using same |
-
2014
- 2014-11-18 PE PE2016000635A patent/PE20160983A1/es unknown
- 2014-11-18 MX MX2016006427A patent/MX2016006427A/es unknown
- 2014-11-18 EP EP14824524.4A patent/EP3071665A2/en not_active Ceased
- 2014-11-18 CN CN201480062750.XA patent/CN105745300B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-11-18 MX MX2016006428A patent/MX2016006428A/es active IP Right Grant
- 2014-11-18 BR BR112016011191-5A patent/BR112016011191B1/pt active IP Right Grant
- 2014-11-18 WO PCT/IB2014/002490 patent/WO2015071750A2/en active Application Filing
- 2014-11-18 PE PE2016000641A patent/PE20161082A1/es unknown
- 2014-11-18 WO PCT/IB2014/002498 patent/WO2015071751A2/en active Application Filing
- 2014-11-18 CA CA2929853A patent/CA2929853C/en active Active
- 2014-11-18 CN CN201480069076.8A patent/CN106170527A/zh active Pending
- 2014-11-18 SG SG10201804217PA patent/SG10201804217PA/en unknown
- 2014-11-18 EP EP14824525.1A patent/EP3071666B1/en active Active
- 2014-11-18 RU RU2016118283A patent/RU2679934C1/ru active
- 2014-11-18 EP EP19200280.6A patent/EP3608385A1/en active Pending
- 2014-11-18 RU RU2016121225A patent/RU2685385C1/ru active
- 2014-11-18 CA CA2930806A patent/CA2930806A1/en not_active Abandoned
- 2014-11-19 AR ARP140104334A patent/AR098463A1/es active IP Right Grant
- 2014-11-19 AR ARP140104335A patent/AR098464A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| PE20160983A1 (es) | 2017-01-27 |
| CA2929853A1 (en) | 2015-05-21 |
| EP3071666A2 (en) | 2016-09-28 |
| CN106170527A (zh) | 2016-11-30 |
| MX2016006428A (es) | 2016-07-19 |
| PE20161082A1 (es) | 2016-11-02 |
| WO2015071750A2 (en) | 2015-05-21 |
| WO2015071751A2 (en) | 2015-05-21 |
| WO2015071751A3 (en) | 2015-10-29 |
| EP3071666B1 (en) | 2020-08-12 |
| WO2015071750A3 (en) | 2015-07-23 |
| EP3608385A1 (en) | 2020-02-12 |
| SG10201804217PA (en) | 2018-06-28 |
| CA2930806A1 (en) | 2015-05-21 |
| EP3071665A2 (en) | 2016-09-28 |
| RU2016118283A (ru) | 2017-12-25 |
| RU2685385C1 (ru) | 2019-04-17 |
| MX2016006427A (es) | 2016-10-04 |
| BR112016011191B1 (pt) | 2022-08-16 |
| CN105745300A (zh) | 2016-07-06 |
| AR098464A1 (es) | 2016-05-26 |
| BR112016011191A2 (ru) | 2017-08-08 |
| AR098463A1 (es) | 2016-05-26 |
| CA2929853C (en) | 2022-06-14 |
| WO2015071750A9 (en) | 2016-07-14 |
| RU2679934C1 (ru) | 2019-02-14 |
| CN105745300B (zh) | 2019-10-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016121225A (ru) | Способы и системы для создания высокопроводимых трещин | |
| AU2014248433B2 (en) | Method of increasing fracture network complexity and conductivity | |
| AU2007355915B2 (en) | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing | |
| CA2851794C (en) | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations | |
| US20110272159A1 (en) | Hydraulic fracture height growth control | |
| US20140299326A1 (en) | Method to Generate Diversion and Distribution For Unconventional Fracturing in Shale | |
| RU2017108449A (ru) | Отклоняющие системы для использования при операциях обработки скважин | |
| EP2836676A2 (en) | Method of increasing the permeability of a subterranean formation by creating a multiple fracture network | |
| EA016864B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов | |
| US20080156490A1 (en) | Proppant entrainment prevention method | |
| US10174602B2 (en) | Flow conditioning openings | |
| CA2997709C (en) | Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations | |
| CA2920182A1 (en) | Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations | |
| US10961439B2 (en) | Degradable thermosetting compositions for enhanced well production | |
| Liang et al. | A comprehensive review on proppant technologies | |
| US11732179B2 (en) | Proppant-fiber schedule for far field diversion | |
| US20180003021A1 (en) | Proppant suspension in shale fractures | |
| US20190352559A1 (en) | Forming proppant-free channels in a proppant pack | |
| US11981865B2 (en) | In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing | |
| US11008845B2 (en) | Methods for improving channel formation |