RU2016133486A - Система и способ обработки скважины - Google Patents
Система и способ обработки скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016133486A RU2016133486A RU2016133486A RU2016133486A RU2016133486A RU 2016133486 A RU2016133486 A RU 2016133486A RU 2016133486 A RU2016133486 A RU 2016133486A RU 2016133486 A RU2016133486 A RU 2016133486A RU 2016133486 A RU2016133486 A RU 2016133486A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- injection
- viscosity fluid
- low
- crosslinked
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 6
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 2
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 claims 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims 2
- 229920000371 poly(diallyldimethylammonium chloride) polymer Polymers 0.000 claims 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims 1
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 1
- 150000001793 charged compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims 1
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 claims 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 239000011796 hollow space material Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims 1
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M potassium hydroxide Substances [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 230000013575 regulation of buoyancy Effects 0.000 claims 1
- 230000003068 static effect Effects 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
-
- 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Claims (35)
1. Способ обработки скважины, включающий:
закачку проппанта, содержащего сшитый гель, в ствол скважины, проходящий вглубь подземной формации:
закачку низковязкого флюида в ствол скважины;
разделение сшитого геля на фазовые пробки внутри скважины;
регулирование по меньшей мере одного заданного параметра низковязкого флюида для ограничения разбивки фазовых пробок; и
размещение низковязкого флюида и фазовых пробок под давлением в трещинах, образованных в подземной формации, тем самым обеспечение распределения фазовых пробок таким образом, при котором образуются колонны проппанта.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что регулирование включает регулирование pH низковязкого флюида.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что регулирование включает регулирование по меньшей мере концентрации сшивающих ионов в низковязком флюиде.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачка низковязкого флюида включает закачку реагента на водной основе или линейного геля, имеющего вязкость менее чем 10 сП, измеренную в условиях забоя скважины при скорости сдвига 100 сек-1.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачка низковязкого флюида включает закачку реагента на водной основе или линейного геля, имеющего вязкость менее чем 100 сП, измеренную в условиях забоя скважины при 100 сек-1.
6. Способ по п. 1, дополнительно включающий добавление волокон к низковязкому флюиду для уменьшения оседания напитанных проппантом фазовых пробок в подземной формации.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачка сшитого геля включает закачку сшитого геля, имеющего вязкость по меньшей мере 100 сП, измеренную в условиях забоя скважины при скорости сдвига 100 сек-1.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачка включает закачку сшитого геля в форме, содержащей противоположно заряженные соединения по сравнению с базовым полимером.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачка включает закачку сшитого геля в форме, содержащей соединения, которые способны образовывать ковалентные связи с базовым полимером, в то же время допуская образование поперечных межмолекулярных связей.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачка включает закачку сшитого геля в форме, содержащей по меньшей мере один из: катионного или анионного сополимера полиакриламида, ПДАДМАХ (полидиаллилдиметиламмоний хлорид), полиэтиленимина, четвертичных аммониевых солей и хелатирующего агента.
11. Способ по п. 1, дополнительно включающий увеличение плавучести и уменьшение удельной плотности сшитого геля посредством добавления к сшитому гелю газа, нефти или полого материала.
12. Способ по п. 1, дополнительно включающий смешивание сшитого геля и низковязкого флюида в устье скважины.
13. Способ обработки скважины, включающий:
закачку проппанта, содержащего сшитый гель, в ствол скважины, проходящий в подземной формации;
закачку низковязкого флюида в ствол скважины вместе с гелем;
периодическое добавление сшивающей добавки к гелю одновременно с закачкой геля и низковязкого флюида для создания отдельных сшитых фазовых пробок; и
размещение отдельных сшитых фазовых пробок и низковязкого флюида в трещинах подземной формации для образования колонн проппанта.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что закачка низковязкого флюида включает закачку смеси, состоящей по меньшей мере из воды.
15. Способ по п. 13, дополнительно включающий регулирование по меньшей мере одного из: концентрации сшивающих ионов в низковязком флюиде или pH низковязкого флюида.
16. Способ по п. 13, дополнительно включающий увеличение плавучести сшитого геля.
17. Способ по п. 13, дополнительно включающий смешивание управляющей плавучестьюплавучестью добавки с гелем для облегчения переноса фазовых пробок в трещины посредством низковязкого флюида.
18. Способ обработки скважины, включающий:
комбинирование проппанта, содержащего гель, с низковязким флюидом, имеющим вязкость менее чем 100 сП, измеренную в условиях забоя скважины при скорости сдвига 100 сек-1;
применение добавки для поддержания геля в низковязком флюиде;
регулирование плавучести геля;
разделение геля на фазовые пробки; и
протекание фазовых пробок в трещины подземного пласта.
19. Способ по п.18, отличающийся тем, что комбинирование включает применение геля, имеющего вязкость по меньшей мере 100 сП, измеренную при скорости сдвига 100 сек-1 при статической температуре в забое скважины.
20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что комбинирование включает применение геля в форме сшитого геля, в котором гель содержит гуар или его производные ГПГ (гидроксипропилгуар) или КМГПГ (карбоксиметил-гидроксипропилгуар), сшитые посредством сшивающего химического агента на основе по меньшей мере одного из: ионов B3+, Ti4+, Zr4+, Al3+, и NaOH, KOH, буферов и других активаторов с подходящим pH.
21. Способ по п. 18, отличающийся тем, что комбинирование включает применение поверхностно-активного вещества или комбинации поверхностно-активных веществ.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2014/000023 WO2015108438A1 (en) | 2014-01-17 | 2014-01-17 | System and methodology for well treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016133486A true RU2016133486A (ru) | 2018-02-20 |
Family
ID=53543228
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016133486A RU2016133486A (ru) | 2014-01-17 | 2014-01-17 | Система и способ обработки скважины |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160340573A1 (ru) |
| AR (1) | AR099547A1 (ru) |
| CA (1) | CA2935543A1 (ru) |
| MX (1) | MX2016009138A (ru) |
| RU (1) | RU2016133486A (ru) |
| WO (1) | WO2015108438A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10421897B2 (en) | 2015-11-30 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants) |
| US10370950B2 (en) | 2016-05-21 | 2019-08-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation |
| US9902898B2 (en) * | 2016-05-21 | 2018-02-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of enhancing conductivity from post frac channel formation |
| WO2018022693A1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-02-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for fracturing using a buoyant additive for proppant transport and suspension |
| US20180291260A1 (en) * | 2017-04-11 | 2018-10-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Crosslinker modified filament and fabric for placement of proppant anti-settling agents in hydraulic fractures |
| WO2019023457A1 (en) * | 2017-07-26 | 2019-01-31 | Conocophillips Company | POROMECHANICAL IMPACT ON PERFORMANCE BEHAVIOR IN UNCONSCIOUS TANKS |
| CN110344799B (zh) * | 2018-04-02 | 2022-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高裂缝复杂性的临界砂堵压裂方法 |
| CN109971450A (zh) * | 2019-04-17 | 2019-07-05 | 辽宁大学 | 低渗透煤层注水防冲增强剂 |
| US20230272268A1 (en) * | 2019-10-18 | 2023-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4442897A (en) * | 1980-05-23 | 1984-04-17 | Standard Oil Company | Formation fracturing method |
| WO2004083600A1 (en) * | 2003-03-18 | 2004-09-30 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
| US7325608B2 (en) * | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| ES2430994T3 (es) * | 2005-11-14 | 2013-11-22 | Stepan Company | Composiciones de éteres de hidratos de carbono catiónicos viscoelásticas |
| CN101371005B (zh) * | 2006-01-27 | 2013-07-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于地层的水力压裂的方法 |
| US8540024B2 (en) * | 2007-07-03 | 2013-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Perforation strategy for heterogeneous proppant placement in hydraulic fracturing |
| CA2711773C (en) * | 2008-01-31 | 2013-03-19 | Schlumberger Canada Limited | Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production |
| US7932214B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-04-26 | Clearwater International, Llc | Foamed gel systems for fracturing subterranean formations, and methods for making and using same |
| US20130161003A1 (en) * | 2009-12-31 | 2013-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant placement |
| CA2799551C (en) * | 2010-05-17 | 2017-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments |
| US9365763B2 (en) * | 2012-08-15 | 2016-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-viscosity treatment fluids for transporting proppant |
-
2014
- 2014-01-17 US US15/112,158 patent/US20160340573A1/en not_active Abandoned
- 2014-01-17 MX MX2016009138A patent/MX2016009138A/es unknown
- 2014-01-17 RU RU2016133486A patent/RU2016133486A/ru not_active Application Discontinuation
- 2014-01-17 WO PCT/RU2014/000023 patent/WO2015108438A1/en active Application Filing
- 2014-01-17 CA CA2935543A patent/CA2935543A1/en not_active Abandoned
-
2015
- 2015-01-16 AR ARP150100121A patent/AR099547A1/es unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR099547A1 (es) | 2016-08-03 |
| US20160340573A1 (en) | 2016-11-24 |
| WO2015108438A1 (en) | 2015-07-23 |
| MX2016009138A (es) | 2016-10-05 |
| CA2935543A1 (en) | 2015-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016133486A (ru) | Система и способ обработки скважины | |
| AU2014274393B2 (en) | Ampholyte polymeric compounds in subterranean applications | |
| AU2014405605B2 (en) | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations | |
| US20140144635A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars | |
| MX2019001457A (es) | Formulaciones que comprenden agua recuperada y un viscosificador, y metodos asociados. | |
| US20140144633A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| US20140144634A1 (en) | Methods of Enhancing the Fracture Conductivity of Multiple Interval Fractures in Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| MX336950B (es) | Fluidos de perforacion de emulsion invertidos y metodos para perforacion de agujeros. | |
| WO2017095253A1 (ru) | Способ обработки скважины с образованием проппантных структур (варианты) | |
| US20140131042A1 (en) | Methods for Generating Highly Conductive Channels in Propped Fractures | |
| CN105683330B (zh) | 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂 | |
| CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| WO2016105338A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| WO2014109956A3 (en) | Increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| AU2014411439A1 (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| WO2014052085A1 (en) | Methods of enhancing fracturing stimulation in subterranean formations using in situ foam generation and pressure pulsing | |
| MX2016008401A (es) | Pasta aguada de polimero hidratable y metodo para el control de permeabilidad al agua en formaciones subterraneas. | |
| RU2664987C2 (ru) | Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе | |
| CA3001565C (en) | Methods of acidizing subterranean formations | |
| US20160333261A1 (en) | Enhanced subterranean treatment fluids in ionic water or seawater | |
| US11827849B2 (en) | Gas generating compositions and uses | |
| GB2571232A (en) | Treatment fluids comprising synthetic silicates and methods for use | |
| Gussenov et al. | Permeability reduction of heterogeneous oil reservoirs by brine-triggered gellan gel | |
| Onbergenov | Simulation of thermally active and pH-sensitive polymers for conformance control | |
| EA202192482A1 (ru) | Способ ингибирования проникновения воды в добывающую скважину углеводородного флюида из подземного пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20180302 |