RU2366684C2 - Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта "обратного потока" в нефтяных и газовых скважинах - Google Patents

Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта "обратного потока" в нефтяных и газовых скважинах Download PDF

Info

Publication number
RU2366684C2
RU2366684C2 RU2005136976/03A RU2005136976A RU2366684C2 RU 2366684 C2 RU2366684 C2 RU 2366684C2 RU 2005136976/03 A RU2005136976/03 A RU 2005136976/03A RU 2005136976 A RU2005136976 A RU 2005136976A RU 2366684 C2 RU2366684 C2 RU 2366684C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
proppant
oil
weight
mixture
gas wells
Prior art date
Application number
RU2005136976/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005136976A (ru
Inventor
Себаштиан КУРИМБАБА (BR)
Себаштиан КУРИМБАБА
КЕРР ДЕ ПАЙВА КОРТЕШ Габриел ВАРВИК (BR)
КЕРР ДЕ ПАЙВА КОРТЕШ Габриел ВАРВИК
ПАЙВА КОРТЕШ Гильерми ДЕ (BR)
ПАЙВА КОРТЕШ Гильерми ДЕ
Original Assignee
Минерасан Куримбаба Лтда.
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 Минерасан Куримбаба Лтда. filed Critical Минерасан Куримбаба Лтда.
Publication of RU2005136976A publication Critical patent/RU2005136976A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2366684C2 publication Critical patent/RU2366684C2/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
    • 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
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/906—Solid inorganic additive in defined physical form
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/922—Fracture fluid
    • Y10S507/924—Fracture fluid with specified propping feature
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/24—Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.]
    • Y10T428/24942—Structurally defined web or sheet [e.g., overall dimension, etc.] including components having same physical characteristic in differing degree
    • Y10T428/2495—Thickness [relative or absolute]
    • Y10T428/24967—Absolute thicknesses specified
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
    • Y10T428/00—Stock material or miscellaneous articles
    • Y10T428/29—Coated or structually defined flake, particle, cell, strand, strand portion, rod, filament, macroscopic fiber or mass thereof
    • Y10T428/2982—Particulate matter [e.g., sphere, flake, etc.]

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Oxide Ceramics (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Lubricants (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)
  • Immobilizing And Processing Of Enzymes And Microorganisms (AREA)
  • Cosmetics (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение относится к расклинивающему наполнителю для гидравлического разрыва нефтяных и газовых скважин. Технический результат - исключение или снижение «обратного потока» при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных и газовых скважин, состоящий из смеси от 10 до 95% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и от 5 до 90% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси, при этом сферический расклинивающий наполнитель имеет следующий химический состав: Аl2O3 72.8, Fе2О3 12.5, SiO2 13.0, TiO2 1.47, CaO+MgO 0.09, K2O+Na2O 0.04; Минералогический состав - Корунд, Муллит, Гематит; растворимость в HCl+HF<6%. В способе исключения или снижения эффекта «обратного потока» используют указанный выше расклинивающий наполнитель. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 12 табл.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к усовершенствованному расклинивающему наполнителю, используемому для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин, который позволяет исключить или, по меньшей мере, значительно уменьшить эффект, известный как «обратный поток».
Предпосылки создания изобретения
Нефтяные скважины образованы залежами нефти или газа, твердыми остатками и водой, заключенной в каменистых или песчаных пластах. Такие буровые скважины могут иметь различные уровни залегания, меняющиеся от поверхностных до горизонтальных водопонизительных, средних или глубоких. Как только скважина пробурена, и в зависимости от проницаемости среды, начинается извлечение нефти или газа, которые проходят через пробуренную скважину по природным или искусственным разломам в скальном грунте до тех пор, пока не достигнут поверхности, обычно по металлической лифтовой колонне. Вследствие проницаемости среды поток нефти или газа может быть очень малым, требующим применения мер искусственного разрыва, чтобы увеличить его. Поэтому, как только фаза бурения завершена, можно начать извлечение нефти или газа или также применить технологию разрыва с использованием расклинивающих наполнителей для начала извлечения.
Кроме того, по мере непрерывного прохождения нефти или газа по природным или искусственным разрывам пласта начинается захват твердых остатков, которые постепенно заполняют их, окончательно забивают или снижают пространства внутри скальной породы, уменьшая таким образом поток нефти или газа с сопутствующим снижением производительности скважины. Это приводит к таким критическим ситуациям, что становится необходимым останавливать работу нефтяной скважины вследствие экономической нецелесообразности.
Разработано несколько способов с целью улучшения производительности новых скважин или восстановления скважин, которые имеют закупоренные разрывы, или даже повышения производительности скважин в условиях их работы. Эти способы, которые называются гидравлическим разрывом, состоят в нагнетании жидкостей, обогащенных твердыми агентами с высоким сопротивлением, в существующие нефтяные скважины или скважины, находящиеся в процессе бурения. Это вызывает образование разрывов в скальном грунте, которые заполняются указанными твердыми агентами, предотвращающими таким образом закрытие разрывов под действием внешнего давления, возникающего в момент прекращения действия давления, применяемого в процессе разрыва. Как только новые разрывы открыты и заполнены, нефть или газ более легко протекают через разрывы, заполненные твердыми агентами.
Такие твердые агенты, называемые расклинивающими наполнителями, должны обладать достаточной механической прочностью, чтобы выдерживать давления, оказываемые на разрыв, без разрушения, должны обладать сопротивлением воздействию высоких температур, возникающих в среде, в которой они будут использованы, должны иметь максимально возможную сферическую форму, а также они должны иметь очень точный гранулометрический состав, чтобы обеспечить максимально возможную проницаемость и проводимость среды заполненного разрыва. Кроме того, поскольку среда их использования содержит несколько коррозионно-активных агентов, расклинивающие наполнители также должны обладать сопротивлением коррозии.
Различные твердые материалы уже традиционно применяются в качестве расклинивающих наполнителей, такие как пески, резинатные пески, стальная дробь, стеклянные шарики, помимо различных типов синтетических керамических материалов. Каждый из этих расклинивающих наполнителей имеет свои преимущества и недостатки и использован в многочисленных скважинах по всему миру.
Ряд патентных документов относится к упомянутым материалам и способам производства и использования керамических расклинивающих наполнителей, среди которых указаны следующие: BR 8903886, BR 9501449-5, BR 9501450-0, BR 9502864, BR 9700995, патент США 3491492, патент США 4068718, патент США 4440866, патент США 4427068, патент США 4443347, патент США 4522731, патент США 4522735, патент США 4555493, патент США 5464459, патент США 4623630, патент США 4639427, патент США 4644819, патент США 4658899, патент США 4688645, патент США 4713203, патент США 4717594, патент США 4746468, патент США 4879181, патент США 4894285, патент США 4921820, патент США 4921821, патент США 4944905, патент США 4977116, патент США 5171133, патент США 5188175, патент США 5120455, патент США 5325921, патент Японии 5784731, Европейский патент 0083974, Европейский патент 0112350, Европейский патент 0116369, WO 94/09454, DE 2921226, DE 29218584, DE 3617340, патент Великобритании 2037727, патент Франции 2090561, патент Франции 2437689 и другие.
Однако ни один из вышеуказанных документов не относится к керамическим расклинивающим наполнителям, разработанным в целях снижения или даже исключения процесса «обратного потока».
В целях настоящей патентной заявки важно определить, что термин «обратный поток» следует понимать как потерю расклинивающего наполнителя, использованного для разрыва, сразу же после очистки скважины и начала ее работы или даже как расклинивающий наполнитель, который выходит из скважины вместе с газом или нефтью в процессе производственной добычи. Это явление известно давно, но только недавно привлекло внимание пользователей процесса гидравлического разрыва. Эта потеря материала расклинивающего наполнителя, помещенного в разрыв, может вызвать проблемы загрязнения окружающей среды, а также проблемы значительных затрат, связанных с потерей всего расклинивающего наполнителя, помещенного в разрыв. Эффект «обратного потока» представляет собой длительный процесс с объемами, которые вызывают серьезные эксплуатационные проблемы и которые трудно предугадать.
Основные факторы, которые вызывают потерю расклинивающего наполнителя вследствие «обратного потока», могут быть связаны со следующими факторами:
низкое давление закрытия разрыва;
рабочая среда с высоким показателем рН, сохраняемым в течение длительного времени;
действие избыточных сил, действующих параллельно осям набивки расклинивающего наполнителя;
неверный выбор расклинивающего наполнителя;
ложная экономия, то есть использование расклинивающих наполнителей, которые имеют более низкую себестоимость единицы, но не пригодны для желательной операции;
схемное решение разрыва ниже желаемого оптимума.
Керамические расклинивающие наполнители особенно целесообразны для применения в скважинах низкого давления вследствие высокой проницаемости, которая достигается в случае расклинивающих наполнителей этого типа. Тот факт, что они представляют почти идеальную сферу, является очень важным фактором для получения разрывов высокой проницаемости. С другой стороны, такие керамические расклинивающие наполнители благоприятствуют возникновению ситуаций потери материала вследствие «обратного потока» именно потому, что они имеют такую высокую сферичность. Скважины низкого давления (горизонтальные водопонизительные скважины), связанные с расклинивающими наполнителями высокой сферичности и очень быстрым очищением скважины перед установлением эффективной стабилизации, приводят к тенденции дестабилизации колонны при транспортировке расклинивающего наполнителя к поверхности.
Предотвращение добычи «обратным потоком» требует набивки расклинивающего наполнителя, способного выдерживать изменения сил, возникающих в процессе нормальной добычи. Одновременно керамическая набивка должна быть способна выдерживать сжатие и перегруппировку действующих сил, вызванную периодической циклической добычей.
Известные решения для снижения, предупреждения или даже исключения эффекта «обратного потока» включают использование резинатных расклинивающих наполнителей, в которых смолы удерживают гранулы вместе, затрудняя таким образом возможность их вытекания из разрывов.
В качестве примеров патентных документов, в которых раскрыты резинатные расклинивающие наполнители для использования в целях снижения эффекта обратного потока, можно помимо прочих цитировать следующие: патент США 6528157, патент США 6311773, патент США 6116342, патент США 6079492, патент США 5924488, патент США 5908073.
Важно иметь в виду различие между «обратным потоком», когда использованы нерезинатные расклинивающие наполнители, когда нежелательный эффект почти всегда имеет место вследствие структурной нестабильности самого расклинивающего наполнителя, и «обратным потоком» резинатных расклинивающих наполнителей, когда он происходит вследствие конструкционных особенностей разрыва или по любой другой причине.
Недавно были даны рекомендации по свободному использованию резинатных расклинивающих наполнителей для любого типа скважины и разрыва. Однако, хотя смолы влияют на исключение или снижение «обратного потока», они снижают проницаемость разрывов, а следовательно, снижают производительность скважины вдобавок к их низкой теплостойкости и более низкой прочности на раздавливание под действием давления замыкания.
Серьезные проблемы также наблюдаются при использовании этих типов резинатных расклинивающих наполнителей, связанные с общей потерей расклинивающего наполнителя, который остается на стенках разрыва вследствие отделения смолы от субстрата.
Другие документы, характеризующие известный уровень техники, относятся к керамическим расклинивающим наполнителям, связанным с металлами, такие как патент Великобритании 2359316, который раскрывает композицию, включающую смесь расклинивающего наполнителя и деформируемого материала, например алюминия.
Целью настоящего изобретения является создание композиции расклинивающего наполнителя, которая может быть использована эффективным образом для снижения или даже исключения эффекта «обратного потока» без недостатков расклинивающих наполнителей, уже известных в данной области и предназначенных для этой цели.
Краткое изложение сущности изобретения
Указанная цель достигается тем, что расклинивающий наполнитель гидравлического разрыва нефтяных и газовых скважин согласно изобретению состоит из смеси от 10 до 95% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и от 5 до 90% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси, при этом сферический расклинивающий наполнитель имеет следующий химический состав.
Оксид Содержание (мас.%)
Al2O3 72.8
Fe2O3 12.5
SiO2 13.0
TiO2 1.47
CaO+MgO 0.09
K2O+Na2O 0.04
Минералогический состав Корунд, Муллит, Гематит
Растворимость в HCl+HF, % <6
Предпочтительно расклинивающий наполнитель состоит из смеси 90% по массе указанного расклинивающего наполнителя и 10% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси, или из смеси 80% по массе указанного расклинивающего наполнителя и 20% по массе указанного угловатого материала от общей массы смеси, или из смеси 70% по массе указанного расклинивающего наполнителя и 30% по массе указанного угловатого материала от общей массы смеси.
Угловатый керамический абразивный материал может иметь следующий химический состав.
Оксид Содержание (мас.%)
Аl2O3 79.3
Fе2O3 14.5
SiO2 3.65
TiO2 1.87
CaO+MgO 1.06
K2O+Na2O 0.83
Свободный диоксид кремния Не содержится
Минералогический состав Корунд, Муллит, Гематит
Согласно изобретению создан способ исключения или снижения эффекта «обратного потока» при эксплуатации нефтяных или газовых скважин, при котором используют вышеописанный расклинивающий наполнитель.
Подробное описание изобретения
Было обнаружено, что смесь конкретных количеств сферического и угловатого керамических материалов, последние называются «абразивами», обеспечивает композицию расклинивающего наполнителя, которая обеспечивает улучшенную эффективность за счет снижения эффекта «обратного потока» без необходимости включения смол или любых других добавок.
Поэтому изобретение относится к расклинивающему наполнителю для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин, полученному смешением сферических расклинивающих наполнителей с высокопрочными угловатыми «абразивными» агентами, с целью получения расклинивающего наполнителя, обладающего уникальными характеристиками разрыва.
Как уже указывалось выше, недостатки процесса «обратного потока» регулируют сегодня добавлением резинатных природных или керамических расклинивающих агентов, которые более дорогостоящие и имеют пониженные характеристики проводимости. Поскольку расклинивающий агент настоящего изобретения не содержит смол, а использует только сферический и угловатый керамические материалы, он лишен недостатков резинатного материала и менее дорогостоящ.
Термин «сферический» материал следует понимать как определение тех материалов, которые имеют сферичность или округлость, близкую к идеальным пределам или очень близкую величине 0,9×0,9 при сравнении по таблице Крумбейна и Шлосса (the Krumbein and Sloss Table). “Сферичность” является мерой приближения частиц или гранул расклинивающего наполнителя к сферической форме, а традиционный метод, используемый для ее определения, использует устройство визуального сравнения, разработанное Krumbein и Loss (Stratigraphy and Sedimentation, 2nd ed., 1955, W.H. Freeman & Co., San Francisco, CA, USA”). Это устройство визуального сравнения содержит изображение различных форм гранул и используется для визуального определения сферичности. В этом методе 20 исследуемых частиц статистически отделяют и изучают с помощью микроскопа, их форму оценивают с помощью устройства визуального сравнения. Величины, принятые в этом устройстве сравнения, лежат в интервале от 0,3 до 0,9. Определяют сферичность каждой частицы и среднее значение полученных величин сферичности принимают за сферичность расклинивающего наполнителя.
Для целей настоящей заявки на патент «сферическими» материалами являются те, которые имеют среднюю величину 0,9×0,9 при сравнении по шкале Krumbein и Sloss, тогда как материалами, определенными как «угловатые», являются те, которые дают сферичность и округлость ниже чем 0,8×0,8 согласно той же шкале. Чем меньше полученные величины, тем более угловатый материал.
С другой стороны, «округлость» является мерой относительной угловатости краев или кривизны частиц или гранул. Определение округлости осуществляется по тем же частицам, что использованы для определения сферичности, и при использовании того же устройства сравнения Krumbein and Sloss. Оценивают округлость каждой из 20 статистически отобранных частиц и за округлость всего образца принимают среднее арифметическое полученных результатов, то есть имеющих значение 0,9×0,9 при сравнении по шкале Krumbein and Sloss.
Предпочтительно композиция расклинивающего наполнителя настоящего изобретения состоит из 90% по массе сферического расклинивающего агента и 10% по массе угловатого материала, более предпочтительно 80% по массе сферического расклинивающего агента и 20% по массе угловатого материала, также более предпочтительно 70% по массе сферического расклинивающего наполнителя и 30% по массе угловатого материала, все проценты рассчитаны по общей массе смеси.
Для характеристики расклинивающего наполнителя используют несколько методов испытаний. Большинство из них рассмотрено и рекомендовано в публикации “Recommended Practices for Testing High Strength Proppants Used in Hydraulic Fracturing Operations, API Recommended Practice 60 (RP-60) American Petroleum Institute, Washington, DC, USA”, включая сферичность и округлость, уже упоминавшиеся выше.
Другой характеристикой, рассматриваемой для материалов, используемых в настоящем изобретении, и также рекомендованной в вышеприведенной цитированной нормативной публикации, является прочность на раздавливание, поскольку тесты на проводимость и проницаемость для этих материалов проводят при возрастающих величинах давления замыкания, и чем выше прочность на раздавливание, тем выше проводимость и проницаемость для этих материалов. Проводимость и проницаемость являются ключевыми понятиями при выборе расклинивающего наполнителя, потому что процесс разрыва направлен на увеличение производительности скважины за счет увеличения проводимости и проницаемости при использовании расклинивающего наполнителя.
Методом сопротивления на раздавливание измеряют сопротивление расклинивающего наполнителя раздавливанию под действием силы, прилагаемой к упомянутому расклинивающему наполнителю. В этом тесте определяют максимальное давление, под действием которого образец расклинивающего наполнителя образует большое количество мелких частиц. Наиболее часто используемые давления лежат в интервале от 146 до 1125 кгс/см2 (от 2000 до 15000 фунт/кв. дюйм). Максимальные количества мелких частиц, допустимые для данного давления, меняются с гранулометрическим составом расклинивающего наполнителя, как показано ниже в таблице 1.
Таблица 1
Величины, указывающие на сопротивление раздавливанию (спецификация на керамические расклинивающие наполнители Американского нефтяного института)
Гранулометрическая фракция расклинивающего наполнителя Допустимый максимум (%) мелочи
12/20 25
16/20 25
20/40 10
40/70 3
Тест на проводимость и проницаемость расклинивающего наполнителя является наиболее важным для рассмотрения. Чем выше проводимость и чем выше проницаемость среды, созданной расклинивающим наполнителем, тем выше производительность скважины. Меру проводимости и проницаемости определяют, поместив определенные количества расклинивающего наполнителя в ячейку под определенным давлением закрытия разрыва и на определенный промежуток времени. Жидкость принудительно протекает через слои расклинивающего наполнителя с определенными и постоянными скоростями потока, температурами и давлениями. Давления закрытия и слоев медленно и одновременно повышают до определенных величин давления, например, 140 кгс/см2 и 422 кгс/см2 (2000 фунт/кв. дюйм и 6000 фунт/кв. дюйм) соответственно, и они могут закончиться, например, при начальном давлении закрытия 844 кгс/см2 (12000 фунт/кв. дюйм). Затем измеряют проводимость разрыва.
При измерении проводимости давление закрытия и температуру поддерживают постоянными и записывают поток жидкости и разницу давлений. В течение всего испытания слои расклинивающего наполнителя остаются под постоянным давлением закрытия разрыва, таким как 422 кгс/см2 (6000 фунт/кв. дюйм), при постоянной температуре 121°С (250°F). Проводимость разрыва обычно измеряют через промежутки времени 10 часов. Давление разрыва повышают от 149 кгс/см2 (2000 фунт/кв. дюйм) каждые 50 часов до тех пор, пока не будет достигнуто давление примерно 844 кгс/см2 (12000 фунт/кв.дюйм).
Ниже в таблице 2 представлены результаты, полученные при оценке проницаемости и проводимости расклинивающего наполнителя 20/40 в слое 9,5 кгс/м2 (2,0 фунт/фут2).
Таблица 2
Длительная проводимость и проницаемость расклинивающего наполнителя SINTERLITE BAUXITE 20/40 @ 2,0 фунт/фут2
«Песчаный керн между Охио” (“Between Ohio Sandstone core) (0,1 мд) АНИ-RP60
Часов при закрытии разрыва & температуре Закрытие, кгс/см2 (фунт/кв.дюйм) Температура, °С(°F) Проводимость, мд-фут Ширина, мм(дюйм) Проницаемость по Дарси
-14 70(1000) 19(67) 11874 5.26(0.207) 688
-2 70(1000) 121(250) 10035 5.18(0.204) 590
0 141(2000) 121(250) 9387 5.13(0.202) 558
10 141(2000) 121(250) 8872 5.10(0.201) 530
20 141(2000) 121(250) 8723 5.08(0.200) 523
30 141(2000) 121(250) 8636 5.08(0.200) 518
40 141(2000) 121(250) 8576 5.08(0.200) 515
50 141(2000) 121(250) 8529 5.08(0.200) 512
0 281(4000) 121(250) 6728 4.98(0.196) 412
10 281(4000) 121(250) 6480 4.96(0.195) 399
20 281(4000) 121(250) 6407 4.93(0.194) 396
30 281(4000) 121(250) 6365 4.93(0.194) 394
40 281(4000) 121(250) 6335 4.93(0.194) 392
50 281(4000) 121(250) 6312 4.93(0.194) 390
0 422(6000) 121(250) 5233 4.83(0.190) 331
10 422(6000) 121(250) 4808 4.78(0.188) 307
20 422(6000) 121(250) 4687 4.75(0.187) 301
30 422(6000) 121(250) 4617 4.72(0.186) 298
40 422(6000) 121(250) 4569 4.72(0.186) 295
50 422(6000) 121(250) 4531 4.72(0.186) 292
0 562(8000) 121(250) 3356 4.65(0.183) 220
10 562(8000) 121(250) 2964 4.57(0.180) 197
20 562(8000) 121(250) 2856 4.57(0.180) 190
30 562(8000) 121(250) 2794 4.55(0.179) 187
40 562(8000) 121(250) 2751 4.55(0.179) 184
50 562(8000) 121(250) 2718 4.55(0.179) 182
0 703(10000) 121(250) 2150 4.47(0.176) 147
10 703(10000) 121(250) 1903 4.42(0.174) 131
20 703(10000) 121(250) 1835 4.37(0.172) 128
30 703(10000) 121(250) 1796 4.34(0.171) 126
40 703(10000) 121(250) 1769 4.34(0.171) 124
50 703(10000) 121(250) 1748 4.34(0.171) 123
0 844(12000) 121(250) 1379 4.27(0.168) 99
10 844(12000) 121(250) 1214 4.22(0.166) 88
20 844(12000) 121(250) 1168 4.19(0.165) 85
30 844(12000) 121(250) 1142 4.17(0.164) 84
40 844(12000) 121(250) 1124 4.17(0.164) 82
50 844(12000) 121(250) 1110 4.17(0.164) 81
Учитывая все вышеупомянутые характеристики, предпочтительные материалы для использования в настоящем изобретении могут быть выбраны из следующих сырьевых материалов.
Сферический материал.
Это могут быть расклинивающие материалы для гидравлического разрыва, доступные на международном рынке под разными коммерческими названиями, такими как SinterBall Bauxite, SinterLite Bauxite, последние два производят авторы настоящего изобретения
Figure 00000001
Curimbaba Ltda. (Cutimbaba mining company), с головным офисом в Po os de Caldas, MG, Brazil; Carbo HSP, CarboProp, CarboLite, Econoprop, последние четыре производит фирма Carbo Ceramics с головным офисом в Dallas, TX, USA; Sintered Bauxite, Naplite, Valuprop, последние три производятся фирмой Saint-Gobain Materials Cer micos, ex Norton Alcoa, c головным офисом в США; Borovich, производимый в России, помимо всех остальных. То, что характеризует эти расклинивающие агенты, заключается в том факте, что они являются синтетическими продуктами, полученными из самых разнообразных сырьевых материалов, которые измельчают, гранулируют и прокаливают при высоких температурах, со сферичностью и округлостью примерно 0,9×0,9, измеренными по шкале Krumbein и Sloss.
Предпочтительно сферический расклинивающий наполнитель, использованный в настоящем изобретении, представляет собой SinterLite Bauxite, сферический керамический расклинивающий наполнитель, используемый для гидравлического разрыва и производимый фирмой
Figure 00000001
Curimbaba Ltda. из бокситовых руд в Po os de Caldas, MG, Brazil. Выбор этого материала в качестве сферического керамического расклинивающего наполнителя не ограничивается изобретением, поскольку возможно использовать любые материалы для этой же цели, либо керамические, либо синтетические, как например, SinterBall Bauxite, также производимый
Figure 00000001
Curimbaba и описанный в Бразильской патентной заявке PI 9501449-7.
Наиболее предпочтительным сферическим расклинивающим наполнителем для настоящего изобретения является SinterLite Bauxite, который имеет следующие основные химические и физические характеристики, представленные в таблицах 3 и 4, и который не ограничивает объема притязаний изобретения.
Таблица 3
Химический состав расклинивающего наполнителя SinterLite Bauxite
Оксид Содержание (мас.%)
Al2O3 72.8
Fe2O3 12.5
SiO2 13.0
TiO2 1.47
CaO+MgO 0.09
K2O+Na2O 0.04
Минералогический состав Корунд, Мулит, Гематит
Растворимость в HCl+HF, % <6
Таблица 4
Физические характеристики расклинивающего наполнителя Sinterlite Bauxite
Кажущаяся плотность г/см3 3.18
Объемная плотность  
16/30, г/см3 1.74
20/40, г/см3 1.75
Прочность на сжатие  
20/40 @ 7500 фунт/кв. дюйм (%) 3.2
16/30 @ 7500 фунт/кв. дюйм (%) 8.8
Сферичность×округлость 0.9×0.9
Угловатый абразивный материал.
Он представляет собой продукт, полученный прокаливанием самых разнообразных сырьевых материалов при высоких температурах, их измельчают после процесса прокаливания с получением угловатых частиц всегда со сферичностью и округлостью ниже приблизительно 0,8×0,8, измеренных по шкале Krumbein и Sloss.
Предпочтительным материалом для использования в настоящем изобретении в качестве угловатого абразива является керамический материал. Однако тот факт, что он керамический не ограничивает применимости настоящей патентной заявки, поскольку любой продукт, природный или синтетический, будет отвечать требованиям настоящей патентной заявки, при условии, что является угловатым. Среди угловатых абразивных материалов, которые можно упомянуть, находятся кварц, пески, измельченный камень, керамические оксиды любого состава, такие как циркония мулит, шпинелит и другие по меньшей мере, или их смеси; не оксиды, такие как карбид кремния, нитрид кремния, оксинитрид кремния, кора бабасу и т.п. Это означает, что любой природный или синтетический материал можно рассматривать как пригодный для рассматриваемого процесса. Его применимость ограничивается механической прочностью. В основном, чем выше механическая прочность и ниже плотность, тем более целесообразным для применения в данном процессе он будет.
Предпочтительно абразивным материалом является материал, описанный в Бразильской патентной заявке PI 9700995-4 и коммерционилизированный
Figure 00000001
o Curimbaba под торговой маркой SinterBlast. Он состоит из гомогенного, прокаленных угловатых абразивных частиц боксита и имеет высокую плотность, высокую прочность, высокую абразивность, высокую твердость и высокую ударную вязкость. До настоящего момента его обычно использовали для отделки и чистки поверхностей в операциях с использованием струи сжатого воздуха. Этот продукт дополнительно проявляет высокую шероховатость, которую авторы изобретения обнаружили как преимущество для использования в композиции согласно изобретению, поскольку она способствует снижению «обратного потока». Химические и физические характеристики вышеупомянутого угловатого абразива SinterBlast представлены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5
Характеристики абразивного продукта SinterBlast
Оксид Содержание (мас.%)
Al2O3 79.3
Fe2O3 14.5
SiO2 3.65
TiO2 1.87
CaO+MgO 1.06
K2O+Na2O 0.83
Свободный диоксид кремния Не содержится
Минералогический состав Корунд, Мулит, Гематит
Таблица 6
Физические характеристики абразивного продукта SinterBlast
Кажущаяся плотность г/см3  
Объемная плотность: 3.76
12/20 г/см3 1.93
20/40 г/см3 2.00
40/70 г/см3 1.87
70/120 г/см3 1.72
Прочность на сжатие:  
12/20-546 кгс/см2 (% мелочи) 19.2
20/40-548 кгс/см2 (% мелочи) 8.2
40/70-548 кгс/см2 (% мелочи) 15.0
Гранулометрический интервал 12/20:  
Остаток на сите 8 меш. (%) 00.0
Остаток на сите 12+16+18+20 меш. (%) 99.7
Прохождение через сито 30 меш. (%) 0.30
Гранулометрический интервал 20/40:  
Остаток на сите 16 меш. (%) 0.94
Остаток на сите 20+30+40 меш. (%) 98.7
Прохождение через сито 50 меш. (%) 0.45
Гранулометрический интервал 40/70:  
Остаток на сите 30 меш. (%) 0.13
Остаток на сите 40+60+70 меш. (%) 97.7
Прохождение через сито 100 меш. (%) 1.09
Гранулометрический интервал 70/120:  
Остаток на сите 50 меш. (%) 0.2
Остаток на сите 70+80+120 меш. (%) 98.9
Прохождение через сито 50 меш. (%) 0.88
Процесс получения расклинивающего наполнителя настоящего изобретения состоит в физическом смешении двух компонентов: сферического материла и угловатого материала в конкретных пропорциях. Параметры и оборудование, используемые в процессе смешения, те же что традиционно, применяются для аналогичных смесей, легко идентифицируются и понятны специалистам в данной области.
Пояснительные примеры, представленные ниже, позволяют лучше описать настоящее изобретение. Однако представленные данные и методы просто относятся к некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, и их не следует рассматривать, как ограничивающие объем притязаний изобретения.
Пример 1
Готовят различные смеси согласно изобретению с использованием следующих сырьевых материалов:
1 - сферический материал: SinterLite Bauxite, гранулометрическая фракция 20/40;
2 - угловатый материал: SinterBlast, гранулометрическая фракция 20/40.
Полученные таким образом смеси содержали следующие количества компонентов:
а) 100% SinterLite Bauxite 20/40, обозначенный как 100 SL (контрольный),
b) 90% SinterLite Bauxite 20/40 + 10% SinterBlast 20/40, обозначенный как 90SL + 10SB,
c) 80% SinterLite Bauxite 20/40 + 20% SinterBlast 20/40, обозначенный как 80 SL + 20SB,
d) 70% SinterLite Bauxite 20/40 + 30% SinterBlast 20/40, обозначенный как 70SL + 3-SB.
Полученные смеси имели характеристики, показанные в таблице 7.
Таблица 7
Физические характеристики
Продукт AD LD Abs.D CR Sol
100SL 3.25 1.91 3.44 2.39 4.22
90SL+10SB 3.30 1.91 3.47 3.36 4.83
80SL+20SB 3.34 1.92 3.51 3.60 5.48
70SL+30SB 3.35 1.93 3.52 3.75 5.58
AD = кажущаяся плотность, г/см3
LD = объемная плотность, г/см3
Abs.D = абсолютная плотность, г/см3
CR = прочность на раздавливание, %, образующейся мелочи
Sol = растворимость, %
Составы полученных таким образом расклинивающих агентов оценивали на проводимость и проницаемость, результаты которых представлены в следующих таблицах.
Таблица 8
Проводимость и проницаемость материала 100SL (контрольного)
Часов при закрытии разрыва & температуре Закрытие, кгс/см2 (фунт/кв.дюйм) Температура, °С(°F) Проводимость, мд-фут Ширина, мм(дюйм) Проницаемость по Дарси
-14 70(1000) 19(67) 8676 5.05(0.199) 523
-2 70(1000) 121(250) ((250)(250) 6580 5.03(0.198) 399
0 141(2000) 121(250) 6192 5.00(0.197) 377
10 141(2000) 121(250) 5979 4.98(0.196) 366
20 141(2000) 121(250) 5916 4.93(0.194) 366
30 141(2000) 121(250) 5880 4.95(0.195) 362
40 141(2000) 121(250) 5854 4.95(0.195) 360
50 141(2000) 121(250) 5834 4.95(0.195) 359
0 281(4000) 121(250) 5055 4.80(0.189) 321
10 281(4000) 121(250) 4843 4.78(0.188) 309
20 281(4000) 121(250) 4781 4.78(0.188) 305
30 281(4000) 121(250) 4745 4.75(0.187) 305
40 281(4000) 121(250) 4719 4.75(0.187) 303
50 281(4000) 121(250) 4700 4.75(0.187) 302
0 422(6000) 121(250) 3761 4.55(0.179) 252
10 422(6000) 121(250) 3534 4.55(0.179) 237
20 422(6000) 121(250) 3468 4.55(0.181) 230
30 422(6000) 121(250) 3430 4.55(0.179) 234
40 422(6000) 121(250) 3403 4.55(0.179) 228
50 422(6000) 121(250) 3383 4.42(0.174) 233
0 562(8000) 121(250) 2643 4.34(0.171) 186
10 562(8000) 121(250) 2310 4.34(0.171) 162
20 562(8000) 121(250) 2219 4.42(0.174) 157
30 562(8000) 121(250) 2167 4.27(0.168) 155
40 562(8000) 121(250) 2131 4.24(0.167) 153
50 562(8000) 121(250) 2103 4.27(0.168) 150
0 703(10000) 121(250) 1520 4.10(0.161) 113
10 703(10000) 121(250) 1298 4.04(0.159) 98
20 703(10000) 121(250) 1238 4.04(0.159) 93
30 703(10000) 121(250) 1204 4.01(0.158) 91
40 703(10000) 121(250) 1180 3.99(0.157) 90
50 703(10000) 121(250) 1162 3.96(0.156) 89
Таблица 9
Проводимость и проницаемость материала 90SL+10SB
Часов при закрытии разрыва & температуре Закрытие, кгс/см2 (фунт/кв.дюйм) Температура, °С(°F) Проводимость, мд-фут Ширина, мм(дюйм) Проницаемость по Дарси
-14 70(1000) 26(78) 10084 5.38(0.213) 568
-2 70(1000) 121(250) 7392 5.30(0.212) 418
0 141(2000) 121(250) 6792 5.21(0.205) 398
10 141(2000) 121(250) 6540 5.17(0.203) 387
20 141(2000) 121(250) 6466 5.17(0.203) 382
30 141(2000) 121(250) 6424 5.17(0.203) 380
40 141(2000) 121(250) 6393 5.17(0.203) 378
50 141(2000) 121(250) 6370 5.13(0.202) 378
0 281(4000) 121(250) 5121 4.88(0.192) 320
10 281(4000) 121(250) 4976 4.85(0.191) 313
20 281(4000) 121(250) 4933 4.85(0.191) 310
30 281(4000) 121(250) 4908 4.80(0.189) 312
40 281(4000) 121(250) 4890 4.83(0.190) 309
50 281(4000) 121(250) 4877 4.80(0.189) 310
0 422(6000) 121(250) 3676 4.67(0.184) 240
10 422(6000) 121(250) 3354 4.65(0.183) 220
20 422(6000) 121(250) 3262 4.65(0.183) 214
30 422(6000) 121(250) 3210 4.60(0.181) 213
40 422(6000) 121(250) 3174 4.60(0.181) 210
50 422(6000) 121(250) 3146 4.57(0.180) 210
0 562(8000) 121(250) 2136 4.42(0.174) 147
10 562(8000) 121(250) 1874 4.39(0.173) 130
20 562(8000) 121(250) 1802 4.34(0.171) 127
30 562(8000) 121(250) 1761 4.30(0.169) 125
40 562(8000) 121(250) 1732 4.32(0.170) 122
50 562(8000) 121(250) 1711 4.32(0.170) 121
0 703(10000) 121(250) 1244 4.22(0.166) 90
10 703(10000) 121(250) 1070 4.14(0.163) 79
20 703(10000) 121(250) 1023 4.14(0.163) 75
30 703(10000) 121(250) 996 4.12(0.162) 74
40 703(10000) 121(250) 977 4.10(0.161) 73
50 703(10000) 121(250) 963 4.06(0.160) 72
Таблица 10
Проводимость и проницаемость материала 80SL+20SB
Часов при закрытии разрыва & температуре Закрытие, кгс/см2 (фунт/кв.дюйм) Температура, °С(°F) Проводимость, мд-фут Ширина, мм(дюйм) Проницаемость по Дарси
-14 70(1000) 26(78) 8747 5.23(0.206) 510
-2 70(1000) 121(250) 8383 5.28(0.208) 484
0 141(2000) 121(250) 7700 4.98(0.196) 471
10 141(2000) 121(250) 7591 4.95(0.195) 467
20 141(2000) 121(250) 7558 4.93(0.194) 468
30 141(2000) 121(250) 7539 4.95(0.194) 466
40 141(2000) 121(250) 7526 4.93(0.194) 466
50 141(2000) 121(250) 7515 4.88(0.192) 470
0 281(4000) 121(250) 6209 4.72(0.186) 401
10 281(4000) 121(250) 5870 4.70(0.185) 381
20 281(4000) 121(250) 5771 4.70(0.185) 374
30 281(4000) 121(250) 5715 4.65(0.183) 375
40 281(4000) 121(250) 5675 4.67(0.184) 370
50 281(4000) 121(250) 5644 4.65(0.183) 370
0 422(6000) 121(250) 4120 4.47(0.176) 281
10 422(6000) 121(250) 3725 4.39(0.173) 258
20 422(6000) 121(250) 3614 4.42(0.174) 249
30 422(6000) 121(250) 3550 4.39(0.173) 246
40 422(6000) 121(250) 3506 4.39(0.173) 243
50 422(6000) 121(250) 3472 4.39(0.173) 241
0 562(8000) 121(250) 2258 4.19(0.165) 164
10 562(8000) 121(250) 1900 4.17(0.164) 139
20 562(8000) 121(250) 1804 4.17(0.164) 132
30 562(8000) 121(250) 1755 4.14(0.163) 129
40 562(8000) 121(250) 1713 4.12(0.162) 127
50 562(8000) 121(250) 1684 4.10(0.161) 126
0 703(10000) 121(250) 1163 3.94(0.155) 90
10 703(10000) 121(250) 948 3.91(0.154) 74
20 703(10000) 121(250) 892 3.86(0.152) 70
30 703(10000) 121(250) 860 3.91(0.154) 67
40 703(10000) 121(250) 839 3.86(0.152) 66
50 703(10000) 121(250) 822 3.84(0.151) 65
Таблица 11
Проводимость и проницаемость материала 70SL+30SB
Часов при закрытии разрыва & температуре Закрытие, кгс/см2 (фунт/кв.дюйм) Температура, °С(°F) Проводимость, мд-фут Ширина, мм(дюйм) Проницаемость по Дарси
-14 70(1000) 19(67) 7895 4.98(0.196) 483
-2 70(1000) 121(250) 6170 4.98(0.196) 378
0 141(2000) 121(250) 5722 4.93(0.194) 354
10 141(2000) 121(250) 5559 4.93(0.194) 344
20 141(2000) 121(250) 5511 4.88(0.192) 344
30 141(2000) 121(250) 5483 4.85(0.191) 345
40 141(2000) 121(250) 5464 4.85(0.191) 343
50 141(2000) 121(250) 5448 4.83(0.190) 344
0 281(4000) 121(250) 4495 4.67(0.184) 293
10 281(4000) 121(250) 4233 4.62(0.182) 279
20 281(4000) 121(250) 4157 4.65(0.183) 273
30 281(4000) 121(250) 4113 4.62(0.182) 271
40 281(4000) 121(250) 4082 4.62(0.182) 269
50 281(4000) 121(250) 4058 4.65(0.183) 266
0 422(6000) 121(250) 3142 4.39(0.173) 218
10 422(6000) 121(250) 2775 4.37(0.172) 194
20 422(6000) 121(250) 2673 4.42(0.174) 184
30 422(6000) 121(250) 2615 4.37(0.172) 182
40 422(6000) 121(250) 2575 4.42(0.174) 178
50 422(6000) 121(250) 2544 4.29(0.169) 181
0 562(8000) 121(250) 1891 4.17(0.164) 138
10 562(8000) 121(250) 1615 4.12(0.162) 120
20 562(8000) 121(250) 1540 4.13(0.163) 113
30 562(8000) 121(250) 1498 4.14(0.163) 112
40 562(8000) 121(250) 1469 4.06(0.160) 110
50 562(8000) 121(250) 1446 4.06(0.160) 109
0 703(10000) 121(250) 1259 3.94(0.155) 98
10 703(10000) 121(250) 1089 3.89(0.153) 85
20 703(10000) 121(250) 1043 3.86(0.152) 82
30 703(10000) 121(250) 1017 3.86(0.152) 80
40 703(10000) 121(250) 999 3.86(0.152) 79
50 703(10000) 121(250) 985 3.84(0.151) 78
Таблица 12
Обзор данных по полученным проводимостям и проницаемости
Расклинивающий наполнитель Закрытие кгс/см2 Проводимость мд-фут Проницаемость по Дарси
100SL 141(2000) 5834 359
281(4000) 4700 302
422(6000) 3383 233
562(8000) 2103 150
703(10000) 1162 88
90SL+10SB 141(2000) 6379 378
281(4000) 4877 310
422(6000) 3146 210
562(8000) 1711 121
703(10000) 963 721
80SL+20SB 141(2000) 7515 470
281(4000) 5644 370
422(6000) 3472 241
562(8000) 1684 26
703(10000) 822 85
70SL+30SB 141(2000) 5448 344
281(4000) 4058 266
422(6000) 2544 181
562(8000) 1446 108
703(10000) 985 78
Результаты, представленные в таблице 12, свидетельствуют о том, что при
422 кгс/см2 (6000 фунт/кв.дюйм) и при добавлении 20% SinterBlast неожиданно оказывается возможным улучшить проводимость и проницаемость концентрированного SinterLite Bauxite 100%.
Поэтому вышеприведенные данные показывают, что добавление угловатых частиц к сферическому расклинивающему наполнителю обеспечивает получение расклинивающего наполнителя, обладающего уникальными характеристиками сопротивления «обратному потоку» и, следовательно, желательному результату общего исключения «обратного потока».

Claims (6)

1. Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных и газовых скважин, состоящий из смеси от 10 до 95% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и от 5 до 90% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси, при этом сферический расклинивающий наполнитель имеет следующий химический состав:
Оксид Содержание (%) Аl2О3 72,8 Fе2O3 12,5 SiO2 13,0 ТiO2 1,47 CaO+MgO 0,09 K2O+Na2O 0,04 Минералогический состав Корунд, Мулит, Гематит Растворимость в HCl+HF, % <6
2. Расклинивающий наполнитель по п.1, который состоит из смеси 90% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и 10% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси.
3. Расклинивающий наполнитель по п.1, который состоит из смеси 80% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и 20% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси.
4. Расклинивающий наполнитель по п.1, который состоит из смеси 70% по массе сферического керамического расклинивающего наполнителя и 30% по массе угловатого керамического абразивного материала от общей массы смеси.
5. Расклинивающий наполнитель по любому из пп.1-4, в котором угловатый керамический абразивный материал имеет следующий химический состав:
Оксид Содержание (%) Аl2О3 79,3 Fе2O3 14,5 SiO2 3,65 ТiO2 1,87 CaO+MgO 1,06 K2O+Na2O 0,83 Свободный диоксид кремния Не содержится Минералогический состав Корунд, Мулит, Гематит
6. Способ исключения или снижения эффекта «обратного потока» при эксплуатации нефтяных или газовых скважин, в котором используют расклинивающий наполнитель согласно одному из пп.1-5.
RU2005136976/03A 2003-04-29 2003-06-09 Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта "обратного потока" в нефтяных и газовых скважинах RU2366684C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BRPI0301036-8 2003-04-29
BRPI0301036-8B1A BR0301036B1 (pt) 2003-04-29 2003-04-29 propante para fraturamento hidráulico de poços de petróleo ou de gás, bem como método para reduzir ou eliminar o fenômeno de reversão de fluxo em poços de petróleo ou de gás

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005136976A RU2005136976A (ru) 2006-05-10
RU2366684C2 true RU2366684C2 (ru) 2009-09-10

Family

ID=33315077

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005136976/03A RU2366684C2 (ru) 2003-04-29 2003-06-09 Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта "обратного потока" в нефтяных и газовых скважинах

Country Status (8)

Country Link
US (1) US7954548B2 (ru)
AR (1) AR043886A1 (ru)
AU (1) AU2003232533A1 (ru)
BR (1) BR0301036B1 (ru)
CA (1) CA2523872C (ru)
MX (1) MXPA05011664A (ru)
RU (1) RU2366684C2 (ru)
WO (1) WO2004097171A1 (ru)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006084236A1 (en) * 2005-02-04 2006-08-10 Oxane Materials, Inc. A composition and method for making a proppant
US7867613B2 (en) 2005-02-04 2011-01-11 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
US7491444B2 (en) 2005-02-04 2009-02-17 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
US8012533B2 (en) 2005-02-04 2011-09-06 Oxane Materials, Inc. Composition and method for making a proppant
US7845409B2 (en) 2005-12-28 2010-12-07 3M Innovative Properties Company Low density proppant particles and use thereof
EP1884550A1 (en) 2006-08-04 2008-02-06 ILEM Research and Development Establishment Precursor compositions for ceramic proppants
EP1884549A1 (en) * 2006-08-04 2008-02-06 ILEM Research and Development Establishment Ceramic proppant with low specific weight
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8496056B2 (en) 2007-07-25 2013-07-30 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
PL2232010T3 (pl) * 2007-12-28 2014-03-31 Saint Gobain Ceram And Plastics Inc Struktury zwiększające konduktywność do użycia z propantami w odwiertach naftowych i gazowych
BRPI0800374B1 (pt) * 2008-03-10 2019-04-09 Mineração Curimbaba Ltda. Processo para o fraturamento hidráulico de poços de petróleo e de gás
US8283271B2 (en) * 2008-10-31 2012-10-09 Saint-Gobain Ceramics & Plastics, Inc. High strength proppants
MX2012007248A (es) 2009-12-22 2012-07-30 Oxane Materials Inc Un consolidante que tiene un material de vidrio-ceramica.
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8511381B2 (en) * 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8607870B2 (en) 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
US8614157B2 (en) * 2011-03-25 2013-12-24 Carbo Ceramics, Inc. Sintered particles and methods for producing sintered particles from a slurry of an alumina-containing raw material
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US20140044967A1 (en) 2012-06-29 2014-02-13 Rebecca Ayers System for processing and producing an aggregate
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
US9869132B2 (en) * 2015-02-04 2018-01-16 National Oilwell Varco, L.P. Wellsite hardfacing with particle distribution and method of using same
WO2018200735A1 (en) * 2017-04-25 2018-11-01 Borehole Seismic, Llc. Non-fracturing restimulation of unconventional hydrocarbon containing formations to enhance production
WO2019204648A1 (en) 2018-04-18 2019-10-24 Borehole Seismic, Llc High resolution composite seismic imaging, systems and methods
US10934478B2 (en) 2018-11-02 2021-03-02 Nissan Chemical America Corporation Enhanced oil recovery using treatment fluids comprising colloidal silica with a proppant
CN112802043B (zh) * 2021-01-06 2024-05-28 中国石油天然气股份有限公司 一种基于形状参数的压裂支撑剂球度测量方法
WO2022245904A1 (en) * 2021-05-21 2022-11-24 Schlumberger Technology Corporation Curing accelerant for proppant coating and methods of use

Family Cites Families (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3491492A (en) 1968-01-15 1970-01-27 Us Industries Inc Method of making alumina abrasive grains
DE2020127A1 (de) 1970-04-24 1971-11-18 Rena Bueromaschf Gmbh Schreibwerk mit Mosaikdruckkopf
CA1045027A (en) 1975-09-26 1978-12-26 Walter A. Hedden Hydraulic fracturing method using sintered bauxite propping agent
US4269509A (en) 1978-05-26 1981-05-26 Allied Chemical Corporation Photoacoustic Raman spectroscopy
DE2842352A1 (de) 1978-09-28 1980-04-03 Siemens Ag Elektrochemischer kondensator
CA1117987A (en) 1978-12-13 1982-02-09 Robert J. Seider Sintered high density spherical ceramic pellets for gas and oil well proppants and their process of manufacture
US4440866A (en) 1980-07-07 1984-04-03 A/S Niro Atomizer Process for the production of sintered bauxite spheres
DK155781C (da) 1982-01-07 1989-10-09 Niro Atomizer As Fremgangsmaade til fremstilling af sintrede smaakugler af bauxit eller bauxitholdig bjergart, samt middel til udoevelse af fremgangsmaaden
US4443347A (en) 1981-12-03 1984-04-17 Baker Oil Tools, Inc. Proppant charge and method
US4522731A (en) 1982-10-28 1985-06-11 Dresser Industries, Inc. Hydraulic fracturing propping agent
US4623630A (en) 1982-02-09 1986-11-18 Standard Oil Proppants Company Use of uncalcined/partially calcined ingredients in the manufacture of sintered pellets useful for gas and oil well proppants
US4894285B1 (en) 1982-02-09 1994-01-11 Carbo Ceramics Inc. Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
US4879181B1 (en) 1982-02-09 1994-01-11 Carbo Ceramics Inc. Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
US4658899A (en) 1982-02-09 1987-04-21 Standard Oil Proppants Company, L.P. Use of uncalcined/partially calcined ingredients in the manufacture of sintered pellets useful for gas and oil well proppants
US4427068A (en) 1982-02-09 1984-01-24 Kennecott Corporation Sintered spherical pellets containing clay as a major component useful for gas and oil well proppants
DE3223024A1 (de) 1982-06-19 1983-12-22 Battelle-Institut E.V., 6000 Frankfurt Verfahren zur herstellung eines stuetzmittels
US5120455A (en) 1982-10-28 1992-06-09 Carbo Ceramics Inc. Hydraulic fracturing propping agent
CA1217319A (en) 1983-02-07 1987-02-03 Arup K. Khaund Low density proppant
US4522735A (en) 1983-06-17 1985-06-11 The B. F. Goodrich Company Polyphosphoramidite oligomers and stabilizer compositions thereof
US4555493A (en) 1983-12-07 1985-11-26 Reynolds Metals Company Aluminosilicate ceramic proppant for gas and oil well fracturing and method of forming same
US4944905A (en) 1984-01-18 1990-07-31 Minnesota Mining And Manufacturing Company Particulate ceramic useful as a proppant
US4717594A (en) 1984-07-02 1988-01-05 Graham John W High strength particulates
DE3502977A1 (de) 1985-01-30 1986-07-31 Robert Bosch Gmbh, 7000 Stuttgart Druckmittelbetriebenes schlaggeraet
JPS61263628A (ja) 1985-05-17 1986-11-21 Mitsubishi Mining & Cement Co Ltd セラミツクスマイクロ球の製造方法
US4713203A (en) 1985-05-23 1987-12-15 Comalco Aluminium Limited Bauxite proppant
US4639427A (en) 1985-06-28 1987-01-27 Norton Company Stress-corrosion resistant proppant for oil and gas wells
US4644819A (en) 1985-09-18 1987-02-24 Leggett & Platt Incorporated High-low speed drive system for multiple spindle machines
US4921821A (en) 1988-08-02 1990-05-01 Norton-Alcoa Proppants Lightweight oil and gas well proppants and methods for making and using same
US4921820A (en) 1989-01-17 1990-05-01 Norton-Alcoa Proppants Lightweight proppant for oil and gas wells and methods for making and using same
US4977116A (en) 1989-01-17 1990-12-11 Norton-Alcoa Method for making lightweight proppant for oil and gas wells
US5188175A (en) 1989-08-14 1993-02-23 Carbo Ceramics Inc. Method of fracturing a subterranean formation with a lightweight propping agent
GB9012848D0 (en) 1990-06-08 1990-08-01 Lucas Ind Plc Fuel pump
US5325921A (en) 1992-10-21 1994-07-05 Baker Hughes Incorporated Method of propagating a hydraulic fracture using fluid loss control particulates
US5381864A (en) * 1993-11-12 1995-01-17 Halliburton Company Well treating methods using particulate blends
US5464459A (en) 1994-06-06 1995-11-07 Koch Engineering Company, Inc. Chevron type mist eliminator and system
US6528157B1 (en) 1995-11-01 2003-03-04 Borden Chemical, Inc. Proppants with fiber reinforced resin coatings
US6059034A (en) * 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6330916B1 (en) 1996-11-27 2001-12-18 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
GB2359316B (en) 1996-11-27 2001-10-17 Bj Services Co Formation treatment method using deformable particles
BR9700995A (pt) 1997-02-17 1998-12-08 Mineracao Curimbaba Ltda Processos para acabamento superficial de diferentes superfícies ou formatos para limpeza de diferentes materiais com diferentes formatos e para fosqueamento de vidro
US5924488A (en) 1997-06-11 1999-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing well fracture proppant flow-back
US5908073A (en) 1997-06-26 1999-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing well fracture proppant flow-back
DK0933498T3 (da) 1998-02-03 2003-09-29 Halliburton Energy Serv Inc Fremgangsmåde til hurtig konsolidering af partikelformede materialer i boringer
US6116342A (en) 1998-10-20 2000-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing well fracture proppant flow-back
US6311773B1 (en) 2000-01-28 2001-11-06 Halliburton Energy Services, Inc. Resin composition and methods of consolidating particulate solids in wells with or without closure pressure
US6372678B1 (en) * 2000-09-28 2002-04-16 Fairmount Minerals, Ltd Proppant composition for gas and oil well fracturing
US7255815B2 (en) * 2003-03-24 2007-08-14 Carbo Ceramics Inc. Titanium dioxide scouring media and method of production

Also Published As

Publication number Publication date
RU2005136976A (ru) 2006-05-10
AR043886A1 (es) 2005-08-17
CA2523872A1 (en) 2004-11-11
CA2523872C (en) 2012-08-21
BR0301036B1 (pt) 2013-09-10
MXPA05011664A (es) 2006-04-27
BR0301036A (pt) 2004-12-21
US20070084602A1 (en) 2007-04-19
US7954548B2 (en) 2011-06-07
WO2004097171A1 (en) 2004-11-11
AU2003232533A1 (en) 2004-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2366684C2 (ru) Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта &#34;обратного потока&#34; в нефтяных и газовых скважинах
US10344206B2 (en) Method of manufacture and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives
US5188175A (en) Method of fracturing a subterranean formation with a lightweight propping agent
CA2751907C (en) Composition and method for producing an ultra-lightweight ceramic proppant
US4668645A (en) Sintered low density gas and oil well proppants from a low cost unblended clay material of selected composition
US20080066910A1 (en) Rod-shaped proppant and anti-flowback additive, method of manufacture, and method of use
US7648934B2 (en) Precursor compositions for ceramic products
US20060081371A1 (en) Sintered spherical pellets
US20090227480A1 (en) Angular abrasive proppant, process for the preparation thereof and process for hydraulic fracturing of oil and gas wells
CA1228226A (en) Sintered low density gas and oil well proppants from a low cost unblended clay material of selected compositions
US4607697A (en) Propping agent based on zirconia and silica for deep geological fractures
DK168099B1 (da) Udfyldende afstivningsmateriale og hydraulisk fraktureringsmetode
US20160115375A1 (en) Proppants and Anti-Flowback Additives Including Compositions Comprising Calcium, Multi-Foil Cross Sections, and/or Size Ranges
EA019384B1 (ru) Способ обработки и строительства скважин
RU2794100C1 (ru) Кремнеземистый проппант
RU2753285C2 (ru) Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта
WO2015175172A1 (en) Ceramic proppants
BRPI0303442B1 (pt) processo para preparação de um propante de bauxita de baixa densidade
JPS6156754B2 (ru)
JPH0366894A (ja) 油及びガス井戸用軽量プロッパント並びにその製造方法及び使用方法