RU2397319C2 - Способ гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2397319C2 RU2397319C2 RU2007124428/03A RU2007124428A RU2397319C2 RU 2397319 C2 RU2397319 C2 RU 2397319C2 RU 2007124428/03 A RU2007124428/03 A RU 2007124428/03A RU 2007124428 A RU2007124428 A RU 2007124428A RU 2397319 C2 RU2397319 C2 RU 2397319C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gel
- well
- fluid
- hydraulic fracturing
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 13
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 9
- -1 pH regulators Substances 0.000 claims description 8
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 7
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 7
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 5
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 4
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 4
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 3
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003518 caustics Substances 0.000 claims description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims description 3
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000007844 bleaching agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000645 desinfectant Substances 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 38
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 23
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 9
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 3
- LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 2-(2,4-difluorophenoxy)pyridin-3-amine Chemical compound NC1=CC=CN=C1OC1=CC=C(F)C=C1F LCPVQAHEFVXVKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L sodium persulfate Substances [Na+].[Na+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O CHQMHPLRPQMAMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 1
- PTCGDEVVHUXTMP-UHFFFAOYSA-N flutolanil Chemical compound CC(C)OC1=CC=CC(NC(=O)C=2C(=CC=CC=2)C(F)(F)F)=C1 PTCGDEVVHUXTMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- 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
- Y10S507/925—Completion or workover fluid
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)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Shaping Metal By Deep-Drawing, Or The Like (AREA)
Abstract
Изобретение относится, в общем, к гидравлическому разрыву подземных пластов, в частности к изоляции ствола скважины и пласта во время гидравлического разрыва. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ гидравлического разрыва пласта содержит ствол скважины и следующие стадии: (а) нагнетание геля в скважину; (b) введение разрывающей текучей среды в гель и с) гидравлический разрыв пласта посредством разрывающей текучей среды в зоне вблизи зоны ведения разрывающей текучей среды в гель. 16 з.п. ф-лы, 3 табл., 10 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в общем, к гидравлическому разрыву подземных пластов, в частности к изоляции пласта во время гидравлического разрыва.
Предшествующий уровень техники
Изоляция горизонтальных скважин
Многие скважины бурят в подземных пластах горизонтально. Иногда необходимо создавать несколько гидравлических разрывов пласта вдоль длины этих горизонтальных скважин. При создании множественных гидравлических разрывов важно обеспечивать изоляцию одного разрыва от другого, так чтобы одна и та же часть скважины не подвергалась повторному разрыву.
Используется несколько известных способов для изоляции разрывов. В одном из этих способов стальную трубу (обсадную трубу) цементируют в скважине и затем перфорируют. Обсадную трубу сначала перфорируют в первом местоположении. Затем в этом местоположении выполняют обработку посредством гидравлического разрыва пласта. После обработки разрывом внутри обсадной трубы устанавливают механически устанавливаемую пробку над зоной разрыва и выполняют новые перфорации ближе к пятке скважины. Затем выполняют вторую обработку гидравлическим разрывом в месте нового комплекта перфорации. Затем процесс повторяют вдоль длины горизонтальной секции обсадной трубы, что приводит к выполнению нескольких операций перфорирования и обработки гидравлическим разрывом в скважине. Хотя процесс является эффективным для обеспечения изоляции между разрывами, он является дорогостоящим и требует много времени.
Другой способ изоляции включает цементирование обсадной трубы в горизонтальной скважине и перфорирование обсадной трубы с интервалами вдоль скважины, где следует выполнять гидравлический разрыв. Затем узел изоляционного пакера отпускают по насосно-компрессорной трубе для изоляции различных интервалов друг от друга. Гидравлический разрыв выполняют в перфорированном интервале, при этом манжеты пакера ограничивают зону разрыва. Затем изоляционный пакер вытягивают наверх и выполняют обработку разрывом в каждом перфорированном интервале.
Другой способ изоляции включает поддерживание скважины в открытом состоянии отверстия без обсадной трубы. В этом случае в скважину опускают надувные пакеры или другие механические средства для изоляции одной части горизонтальной скважины от другой. В этих изолированных интервалах между пакерами или другими средствами выполняют различную обработку гидравлическим разрывом. Такую обработку выполняют через насосно-компрессорные трубы.
Другой способ изоляции включает изолирование скважин с помощью нескольких пакеров и скользящих муфт, которые сначала опускают в скважину со всеми муфтами закрытыми, за исключением интервала, наиболее близкого к пятке горизонтальной скважины. Средство для обработки гидравлическим разрывом нагнетают через эту открытую муфту. После обработки в скважину закачивают шар для изоляции в интервале, подвергнутом разрыву, и открывают муфту в новом интервале, более близком к пятке скважины. Затем закачивают средство для второй обработки разрывом в этот новый изолированный интервал. Этот процесс повторяют во всех муфтах до полного задействования всех интервалов.
Другой способ изоляции включает инициирование разреза в пласте с использованием струйного сопла и песка, подаваемого в конец насосно-компрессорной трубы. За этим разрезом непосредственно следует нагнетание средства обработки гидравлическим разрывом через то же струйное сопло или вниз по кольцевому пространству между насосно-компрессорной трубой и стальной обсадной трубой. Этот способ основывается на отрицательном падении давления, создаваемого струйным соплом, для отклонения средства обработки гидравлическим разрывом в разрез, только что образованный в пласте. Затем насосно-компрессорную трубу перемещают в новое место в горизонтальной секции скважины. Процесс повторяют. Этот процесс можно выполнять с инструментами, опускаемыми на насосно-компрессорной трубе или свертываемой насосно-компрессорной трубе, в обсаженной или открытой скважине. Такие способы описаны в патентах Канады №№2225571, 2130365, 2104138, в заявке на патент США №10/856903 и в патентах США №№5361856, 5494103 и 5765642.
Другой способ, описанный в патенте США №4951751, включает способ обработки гидравлическим разрывом в обсаженных скважинах, которые цементированы и перфорированы. В этом способе скважину перфорируют в самом далеком желаемом месте от пятки и выполняют обработку гидравлическим разрывом. За обработкой гидравлическим разрывом следует затвердеваемый гель, содержащий раскрепитель, и твердая механическая верхняя цементировочная пробка из резины, металла, дерева и т.д. Верхняя цементировочная пробка аналогична пробке трубопровода. Гель и верхняя цементировочная пробка перемещаются по зоне первой обработки разрывом, и гелю позволяют затвердевать. Затем скважину снова перфорируют в месте, более близком к пятке, и аналогичным образом выполняют вторую обработку гидравлическим разрывом. Твердая верхняя цементировочная пробка и гель обеспечивают отклонение зоны обработки разрывом от первой зоны обработки разрывом. Отсутствие перфорации в направлении пятки разрыва обеспечивает отклонение жидкости обработки гидравлическим разрывом над перфорированным интервалом. В этом способе средства обработки гидравлическим разрывом нагнетаются непосредственно вниз по обсадной трубе без насосно-компрессорной трубы или свертываемой насосно-компрессорной трубы.
Изоляция вертикальных скважин
Многие скважины бурят вертикально или под углом к вертикали (с отклонением), но не горизонтально. Во многих из этих скважин имеется несколько подземных пластов, которые требуют обработки гидравлическим разрывом. В этих скважинах часто желательно подвергать разрыву каждый подземный пласт по отдельности. Для осуществления этого разработано несколько способов для изоляции одного пласта от другого.
Один такой способ заключается в перфорировании всех желаемых интервалов и изоляции пластов с использованием комбинации пакеров и глухих пробок. Подземный пласт изолируют между этими механическими пробками и выполняют обработку гидравлическим разрывом. Затем пробки и пакер перемещают к следующему интервалу и выполняют вторую обработку гидравлическим разрывом. Этот процесс повторяют в каждом пласте, который требует разрыва, посредством перемещения вверх по скважине до выполнения всех разрывов. В этом процессе средство обработки гидравлическим разрывом нагнетают вниз по обсадной трубе, при этом глухие пробки находятся на месте и над интервалом, подлежащим разрыву, нет перфорации и пакера.
В другом способе используют резиновые манжеты, опускаемые на свертываемой насосно-компрессорной трубе в перфорированную обсадную скважину. Резиновые манжеты герметизируют обсадную трубу, когда изнутри прикладывают давление, и средство обработки гидравлическим разрывом нагнетают в пласт, который изолирован между двумя манжетами. После завершения обработки давление снимается, и манжеты сдуваются. Затем манжеты перемещают к следующему пласту и повторяют процесс. Этот способ обычно используют, когда жидкость обработки гидравлическим разрывом нагнетают через свертываемую насосно-компрессорную трубу, но можно использовать его также с нормальной насосно-компрессорной трубой.
Другой способ включает перфорирование и при необходимости размещение шаровых уплотнений для отклонения разрывов в различные пласты. Этот способ, известный также как ограниченный входной разрыв, обычно используют, когда жидкость обработки гидравлическим разрывом нагнетают непосредственно вниз по обсадной трубе без насосно-компрессорной трубы в скважине.
Согласно изобретению создан способ гидравлического разрыва пласта, содержащего скважину, содержащий следующие стадии:
нагнетание геля в скважину и
гидравлический разрыв пласта вблизи зоны геля.
Способ может дополнительно содержать стадию увеличения вязкости геля перед стадией гидравлического разрыва. Гель может образовывать пробку в скважине.
Способ может включать стадию введения текучей среды в скважину перед нагнетанием геля. Гель может содержать базовую текучую среду и загуститель. Базовая текучая среда может быть водой или основана на углеводородах. Загуститель может являться повышающим вязкость полимером, поверхностно-активным веществом, гуаром, гидроксиэтилцеллюлозой или их производными. Гель может дополнительно включать сшиватель, который может быть многовалентным ионом металла.
Многовалентный ион металла может быть боратом, сурьмой, цирконием, хромом, титаном или железом. Гель может дополнительно включать один или несколько материалов, выбранных из стабилизатора из глины, соли, метанола, регуляторов рН, биоцида и улучшителей обратного потока. Гель может дополнительно включать раскрепитель. Раскрепитель может быть ферментом, окислителем, персульфатом, пероксидом, кислотой, отбеливателем, буфером рН или каустической жидкостью.
Гель может иметь удельный предел текучести, достаточный для минимизации перемещения жидкости гидравлического разрыва в другую часть скважины.
Согласно другому варианту способ гидравлического разрыва пласта, содержащего скважину, содержит следующие стадии:
введения насосно-компрессорной трубы в скважину в первом месте в скважине;
введения геля в скважину через насосно-компрессорную трубу в достаточном количестве в первом местоположении;
введение жидкости гидравлического разрыва через насосно-компрессорную трубу для гидравлического разрыва в первом местоположении.
Способ может дополнительно включать стадию введения текучей среды в скважину перед нагнетанием геля, стадию увеличения вязкости геля.
Жидкость гидравлического разрыва можно вводить в гель.
Способ может дополнительно включать стадию перемещения насосно-компрессорной трубы во второе местоположение и введение через нее жидкости гидравлического разрыва для гидравлического разрыва во втором местоположении.
Способ может дополнительно включать стадию введения дополнительного геля перед введением жидкости гидравлического разрыва.
Согласно изобретению создано забойное устройство для введения жидкости в скважину, содержащее трубу, имеющую первый конец, соединяемый с насосно-компрессорной трубой, второй закрытый конец и, по меньшей мере, одну прорезь в своей боковой стороне, при этом жидкость входит в устройство из первого конца и направляется наружу на боковой стороне трубы.
Забойное устройство может дополнительно содержать конус на втором конце, предназначенный для бокового отклонения жидкости из устройства.
Прорезь может быть удлиненной прорезью.
Забойное устройство может дополнительно включать средства для соединения устройства с насосно-компрессорной трубой.
Ниже приводится подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает гибкую насосно-компрессорную трубу или насосно-компрессорную трубу в горизонтальной скважине;
фиг.2 - введение геля согласно изобретению в скважину согласно фиг.1;
фиг.3 - первый гидравлический разрыв в пласте согласно фиг.1;
фиг.4 - вытягивание гибкой насосно-компрессорной трубы согласно фиг.1 ко второму интервалу гидравлического разрыва согласно изобретению;
фиг.5 - второй гидравлический разрыв во втором интервале согласно фиг.1;
фиг.6 - скважина согласно фиг.1 после удаления насосно-компрессорной трубы и завершения гидравлического разрыва;
фиг.7 - скважина согласно фиг.1, затопляемая после разрушения пробки из геля согласно изобретению;
фиг.8 - отклоняющий инструмент, используемый в способе согласно изобретению;
фиг.9 - поперечный разрез инструмента согласно фиг.8;
фиг.10 - график зависимости вязкости от времени для пробки из геля согласно изобретению.
Подробное описание чертежей
Как показано на фиг.1, в одном варианте выполнения изобретения соединенная насосно-компрессорная труба или гибкая насосно-компрессорная труба 2 скважины проходит в обсадной трубе 4 и в необсаженный пласт 8 ниже этой обсадной трубы до глубины, где необходимо осуществить первую обработку гидравлическим разрывом. В вертикальной скважине это пласт, ближайший к дну скважины. В горизонтальной скважине это место, ближайшее к пятке 6 горизонтальной секции, обозначенной в целом позицией 8, скважины. После расположения насосно-компрессорной трубы 2 в желаемом месте скважину 10, если она уже не заполнена, заполняют жидкостью для кольцевого пространства, которая может быть водой, углеводородной жидкостью или любой подходящей жидкостью, которая может заполнять скважину 10. Эта жидкость является несжимаемой, и в нее не добавлены химикалии, повышающие вязкость.
После заполнения скважины 10 указанной жидкостью всю скважину 10 или ее часть заполняют вязким гелем 12 посредством циркуляции геля 12 вниз по насосно-компрессорной трубе 2 и наружу через отклоняющий инструмент 14 забойного устройства, как показано на фиг.2. Гель 12 вытесняет жидкость 9, размещенную в скважине 10. После введения геля 12 в скважину 10 вязкость геля 12 увеличивается со временем (обычно после около получаса) до максимальной вязкости с образованием в скважине 10 гелевой пробки 18. В варианте выполнения, показанном на фиг.2, скважина заполнена гелем до уровня 20. Гелевая пробка 18 не затвердела и обеспечивает прохождение через нее насосно-компрессорной трубы 2.
Как показано на фиг.3, после образования гелевой пробки 18 по насосно-компрессорной трубе 2 нагнетают жидкость 22 гидравлического разрыва (или другую подходящую жидкость воздействия) и направляют в боковом направлении в пласт. Жидкость 22 гидравлического разрыва вытесняет некоторое количество пробки 18 из поверхности пласта и затем инициирует гидравлический разрыв подземного пласта.
Как показано на фиг.8 и 9, отклоняющий инструмент 14 соединен с концом насосно-компрессорной трубы 2 с помощью трубного соединения 50 для отклонения жидкости 22 гидравлического разрыва в направлении, по существу перпендикулярном продольной оси инструмента 14, а не из конца насосно-компрессорной трубы, что приводит к инициированию гидравлического разрыва вблизи стороны инструмента 14. Конструкция отклонителя 52 потока отклоняет поток из середины насосно-компрессорной трубы 2 и направляет его наружу по касательным к сторонам инструмента 14 через прорези 54. Прорези 54 выполнены с достаточной площадью для прохождения потока, чтобы не ослаблять поток жидкости. Инструмент 14 не вызывает падения давления, а также не приводит к струйному воздействию на сам пласт. В инструменте используется сплошной конус 56 для тангенциального отклонения жидкости. Конец инструмента имеет округленную насадку 58 для обеспечения легкого проталкивания инструмента в скважину. Инструмент 14 не является существенным, однако улучшает возможность направления жидкости гидравлического разрыва в пласт во время обработки гидравлическим разрывом.
Обычно на поверхности осуществляют мониторинг давления в кольцевом пространстве во время обработки гидравлическим разрывом. Это давление можно увеличивать для удерживания на месте гелевой пробки 18, или же этой цели может служить гидростатическое давление жидкости 9.
Реологические свойства геля таковы, что минимизируется миграция жидкости 22 гидравлического разрыва вдоль скважины 10 от зоны 24 разрыва за счет увеличения сопротивления геля. Таким образом созданные разрывы удерживаются или изолируются гелевой пробкой 18 в зоне инструмента 14.
На фиг.3 показан разрыв 24 вблизи инструмента 14. После завершения первой обработки гидравлическим разрывом насосно-компрессорную трубу 2 вытягивают назад через гелевую пробку 18 в направлении стрелки 28, как показано на фиг.4, к пятке 30 скважины 10. При необходимости можно вводить дополнительный гель 12 в скважину 10 во время и/или после вытягивания насосно-компрессорной трубы 3 назад к следующему интервалу или месту 32 в пласте, где необходимо выполнять следующую обработку гидравлическим разрывом. Затем можно выполнять указанный выше способ гидравлического разрыва пласта для создания второго разрыва 34 в зоне места 32, как показано на фиг.5.
Этот способ можно повторять в скважине 10 необходимое число раз. На фиг.6 показано 6 разрывов. После выполнения всех желаемых обработок гидравлическим разрывом насосно-компрессорную трубу 2 вытягивают из скважины 10 с оставлением гелевой пробки 18 и разрывов 24, 34, 36, 38 и 40, при этом разрывы 24, 34, 36, 38 содержат жидкость 22 гидравлического разрыва. По истечении достаточного времени раскрепитель геля, содержащийся в геле 12, вызывает разрушение вязкости гелевой пробки 18. При уменьшении вязкости до подходящей величины скважина снова затопляется до поверхности вместе с жидкостью 12 гидравлического разрыва и нефтью и газом (не изображены) из пласта в направлении, обозначенном стрелкой 42 на фиг.7. Скважина обычно затопляется на следующий день после выполнения гидравлического разрыва, однако может затопляться сразу после разрушения гелевой пробки 12, что происходит несколько часов после обработки гидравлическим разрывом. В качестве альтернативного решения можно осуществлять циркуляцию химического раскрепителя в скважине 10 через насосно-компрессорную трубу 2 после последней обработки гидравлическим разрывом для ускорения разрушения гелевой пробки 18.
Указанный способ можно также использовать для воздействия на пласт давлением, которое ниже давления гидравлического разрыва, обычно известного как кислотная обработка. При кислотной обработке желательно изолировать и нагнетать обрабатывающую жидкость в различных интервалах в скважине с целью, например, обработки различных пластов. Эту жидкость нагнетают с давлением, которое ниже давления гидравлического разрыва. Жидкость отклоняется в желаемую часть скважины с использованием в целом того же способа, описание которого приведено выше. Гелевая пробка изолирует определенную часть скважины и предотвращает перемещение обрабатывающей жидкости в другую часть скважины во время обработки. Нагнетаемые текучие среды могут быть кислотой, водой, углеводородами, растворителями, химическими составами, спиртами, азотом, диоксидом углерода, природным газом и любой другой текучей средой, которую необходимо удерживать в конкретной зоне скважины и которая предназначена для воздействия на пласт.
Гелевые пробки согласно изобретению выполнены с обеспечением отсутствия утечки в пласт или в любые разрывы в пласте. Пробка имеет также достаточный условный предел текучести, который в комбинации с гидростатическим или приложенным затрубным давлением обеспечивает выдерживание приложенного к нему давления за счет обработки гидравлическим разрывом или воздействия. Этот условный предел текучести выбирается достаточно низким для обеспечения легкого вытеснения жидкостью гидравлического разрыва в точке инициирования, так что жидкость гидравлического разрыва может создавать гидравлический разрыв в породе, и достаточно высоким для предотвращения перемещения жидкости гидравлического разрыва в другую часть скважины. Требуемый предел текучести геля изменяется от скважины к скважине в зависимости от характеристик скважины, пласта, жидкости гидравлического разрыва и давления, создаваемого за счет обработки гидравлическим разрывом в скважине. В любом случае выполняют вычисления перед выполнением обработки для определения давления, которое создается в точке во время нагнетания жидкости гидравлического разрыва или воздействия в скважине. Затем выполняют вычисления для определения условного предела текучести геля, необходимого для выдерживания давления вблизи пласта и обеспечения входа текучей среды воздействия лишь в целевой точке.
Давление разрыва можно вычислять с использованием уравнения (1):
где FG - градиент разрыва пласта, известный из практики,
глубина - глубина скважины,
BHFP - забойное давление разрыва.
Вычисления для определения сопротивления разнице давлений гелевой пробки согласно изобретению можно выполнять с использованием уравнений (2) и (3):
В концентричных круглых каналах
где τyieid - условный предел текучести геля,
L - длина гелевой пробки,
D - диаметр канала,
rо - внутренний радиус наружного канала,
ri - наружный радиус внутреннего канала.
Измерения в соответствующих единицах измерения длины и давления τyieid можно выполнять в лаборатории.
Сопротивление разнице давлений можно вычислять для заданной длины вдоль скважины или в разрывах пласта, таких как созданные перед этим разрывы, существующие ранее разрывы или дефекты, естественные трещины и поры в пласте.
При расчете гелевой пробки может быть необходимо учитывать одну или несколько следующих переменных:
диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной тубы;
температура скважины;
характеристики проницаемости и утечки скважины;
характеристики проницаемости, проводимости и утечки ранее созданных разрывов;
геология, естественные разрывы и дефекты в пласте;
совместимость пробки со скважиной и обрабатывающей текучей средой для обеспечения неразрушения скважины пробкой и отсутствия реакции с указанными текучими средами;
предел текучести (или условный предел текучести) гелевой пробки;
сопротивление разнице давлений гелевой пробки;
затрубное или гидростатическое давление, необходимое для удерживания пробки на месте.
Гель включает базовую текучую среду, которая может быть жидкостью на основе воды, жидкостью на основе углеводородов или любой другой жидкостью, в которой можно создавать достаточную вязкость и предел текучести, а затем уменьшать его. Гель включает также загуститель, который может быть любым химическим веществом или веществом, создающим вязкость и статический предел текучести в жидкости. Обычными загустительными химическими веществами для используемых воды, спиртов и кислот являются гуар или производные гуара, гидроксилэтилцеллюлоза или производные, вязкоупругие поверхностно-упругие вещества и любой другой полимер, загущающий воду. Обычными загустительными материалами для углеводородов являются сложные эфиры фосфата, сшитые с железом или алюминием. В качестве загустителя можно также использовать октоат алюминия.
Сшивающие химические вещества в водных текучих средах могут быть любым многовалентным ионом металла, таким как борат, сурьма, цирконий, хром, титан и железо. Их добавляют в гель для увеличения вязкости и предела текучести пробки. Поверхностно-активные вещества, стабилизаторы из глины, соль, метанол, регуляторы рН, биоцид и улучшители обратного потока можно добавлять в воду для улучшения обратного потока текучих сред или для обеспечения химической и физической совместимости с пластом и пластовыми текучими средами, однако эти добавки не применяются для увеличения предела текучести пробки.
В гель добавляют раскрепитель, который вызывает разрушение геля в течение времени с удержанием жидкости с очень небольшой вязкостью в скважине, которая вытекает из скважины после выполнения обработки воздействия. Гелевую пробку выбирают так, что ее вязкость сохраняется на достаточном уровне во время выполнения обработки воздействия, и она разрушается после заданного периода времени, обычно после завершения последней обработки.
Раскрепитель может быть любым химическим веществом, которое со временем уменьшает вязкость геля. Обычными раскрепителями для водных, спиртовых или кислотных пробок являются ферменты или окислители, такие как персульфаты, пероксиды, кислоты или отбеливатели. Обычными раскрепителями для углеводородных пробок являются буферы рН или каустические жидкости. Раскрепители могут вызывать разрушение пробки в любое время от минут до дней в зависимости от требований по завершению работ в скважине.
Поверхностно-активные вещества, стабилизаторы из глины, соль, метанол, регуляторы рН, биоцид или улучшители обратного потока можно добавлять в базовую жидкость для улучшения обратного потока текучих сред или для уменьшения повреждения пласта, но не для увеличения вязкости.
Примеры
Пример гелевой пробки на основе воды согласно данному изобретению включает следующие компоненты:
базовая жидкость: пресная вода.
Гелеобразователь: гуар, гидроксипропилгуар или карбоксиметилгидроксипропилгуар или гидроксиэтилцеллюлоза с концентрацией 3,6-10,0 кг/м3.
Раскрепитель: персульфат с концентрацией 0,05-2,0 кг/м3 с или без инкапсуляции.
Стабилизатор из глины: KCL с концентрацией от 1,0 до 10% или продукт на основе амина, такой как ТМАС или DADMAC с концентрацией от 0,5 до 10,0 л/м.3
Сшиватель: борат или растворы циркония с концентрацией 1,0-10,0 л/м3.
Стабилизатор из глины и сшиватель не требуются для обеспечения необходимого предела текучести пробки.
Пример гелевой пробки на основе углеводородов согласно данному изобретению включает следующие компоненты:
базовая жидкость: сырая нефть, очищенный углеводород.
Гелеобразователь: сложный эфир фосфата с концентрацией 8-20 л/м3.
Сшиватель: металлический раствор железа и алюминия с концентрацией 8,0-20 л/м3.
Раскрепитель: разрушитель рН, такой как оксид магния с концентрацией 2-20 л/м3.
Указанный выше способ можно использовать в различных скважинах. Его можно использовать в вертикальных скважинах, которые требуют воздействия на несколько пластов, в наклонных скважинах и в горизонтальных скважинах. Способ можно использовать в скважинах без обсадной трубы или в скважинах с обсадной трубой в них, которая не цементируется на месте. В этой ситуации гелевая пробка может циркулировать внутри обсадной трубы, а также в кольцевом пространстве между обсадной трубой и пластом.
Насосно-компрессорная труба, которую используют для нагнетания текучих сред, может быть любого размера, обеспечивающего поток текучей среды со скоростью, необходимой для выполнения заданного воздействия. Это может быть свертываемая насосно-компрессорная труба или обычная соединяемая насосно-компрессорная труба. Обычные размеры свертываемой насосно-компрессорной трубы составляют 50,8 мм, 60,3 мм и 73 мм. Обычные размеры соединяемой насосно-компрессорной трубы составляют 60,3 мм, 73 мм и 88,9 мм.
Текучие среды для обработки и гидравлического разрыва могут быть любой текучей средой, включая, но не ограничиваясь этим, воду, соленую воду, углеводород, кислоту, метанол, диоксид углерода, азот, пену и эмульсии. Способ обычно используется при нагнетании текучей среды в пласт с давлением выше давления разрыва, но может также использоваться при нагнетании любой из указанных выше текучих сред в пласт с давлением ниже давления разрыва.
Насосно-компрессорную трубу или гибкую насосно-компрессорную трубу можно вытягивать из скважины после последней обработки гидравлическим разрывом или опускать обратно к забою или к пятке и можно использовать для циркуляции разрушенной пробки из скважины. В это время можно нагнетать также дополнительные химические вещества для улучшения или ускорения разрушения гелевой пробки.
Способ согласно изобретению был использован для гидравлического разрыва четырех пластов известняка на вертикальной глубине приблизительно 1500-1600 м. Обсадная труба скважины имела диаметр 177,8 мм и была зацементирована в скважине на измеряемой глубине между 1644 и 1761 м. Обсадная труба проходила через вертикальную секцию скважины и заканчивалась в горизонтальной секции скважины. Измеряемая глубина скважин изменялась от 2014 до 3040 м. Горизонтальные части скважин изменялись от 370 до 1332 м.
Ниже обсадной трубы скважины были пробурены отверстия с диаметром 159 мм и оставлены открытыми без оболочки, обсадной трубы или насосно-компрессорной трубы в них. Температура скважин составляла около 70°С. Забойное давление скважин составляло 17000 кПа.
Выполнение гидравлического разрыва: ожидаемое давление гидравлического разрыва в скважинах предполагалось равным 37000 кПа на поверхности и 26000 кПа в забое. Гелевая пробка согласно изобретению была рассчитана на выдерживание этого давления и предотвращение протекания гелевой пробки в пласт и в ранее созданные разрывы. Предел текучести в комбинации с затрубной текучей средой над пробкой был рассчитан для предотвращения перемещения пробки под воздействием жидкости гидравлического разрыва и давления пласта во время обработок гидравлическим разрывом. Расчетная скорость разрыва составляла 2,5 м3/мин, и каждая скважина имела различное число интервалов, которые требовали разрыва. Каждая скважина имела также различное количество песка, которое подлежало размещению в каждом интервале.
Для гидравлического разрыва скважины использовался следующий способ. Свертываемая насосно-компрессорная труба диаметром 73,0 мм была снабжена отклоняющим инструментом указанного выше типа и была опущена в скважины до конца горизонтальной секции (пятки скважины). В скважине циркулировала вода стабилизации глины для обеспечения полного заполнения скважины. При появлении воды стабилизации глины на поверхности гелевую текучую среду нагнетали вниз по насосно-компрессорной трубе в забой и оставляли циркулировать на месте от пятки скважины до 100 м внутри обсадной трубы.
Гель состоял из: пресной воды, гуаровой смолы, добавленной с концентрацией 4,8 кг/м3, аминовой добавки стабилизатора глины, добавленной с концентрацией 2 л/м3, сшивателя из бората, добавленного с концентрацией 2,5 л/м3, неионного поверхностно-активного вещества, добавленного с концентрацией 2 л/м3.
Свойства текучей среды приведены в таблицах 1, 2 и 3 и на графике на фиг.10.
| Таблица 1 | ||
| Данные степенной зависимости | ||
| Время (часы) | n' | k' |
| 0,0 | -1,16 | 17127,03 |
| 0,5 | 0,35 | 28,59 |
| 1,0 | 0,70 | 6,91 |
| 1,5 | 0,58 | 10,36 |
| 2,0 | 0,06 | 94,76 |
| 2,5 | 0,30 | 27,30 |
| 3,0 | -0,15 | 161,66 |
| 3,5 | 0,54 | 6,34 |
| 4,0 | 0,26 | 21,68 |
| 4,5 | 0,43 | 8,95 |
| 5,0 | 0,14 | 27,39 |
| Единицы измерения k': (Н·cn/м2) | ||
| Таблица 2 | |
| Результаты тестирования геля | |
| Закрывание вихря | 2:00 (мин:с) |
| Время сшивания | 4:00 (мин:с) |
| Конечное рН | 9,1 |
| Таблица 3 | |
| Результаты испытания разрушения | |
| Раскрепитель: персульфат натрия | Температура: 70°С |
| Концентрация | Время разрушения |
| 0,8 кг/м3 | 10:30 (ч:мин) |
| 1,5 кг/м3 | 7:30 (ч:мин) |
Химический раскрепитель в виде замедленного инкапсулированного персульфата натрия был добавлен в гелевую пробку с концентрацией 0,8 кг/м3 для уменьшения вязкости пробки с высокой вязкости до вязкости воды в течение около 6-12 часов. Каждая гелевая пробка была выполнена с высокой вязкостью во время обработки гидравлическим разрывом и с разрушением обратно до воды в течение 2-4 часов после выполнения последней обработки.
После циркуляции гелевой пробки на месте гибкую насосно-компрессорную трубу разместили в месте, где необходимо выполнять первую обработку гидравлическим разрывом, и прекратили работы на 15-20 минут для увеличения вязкости гелевой пробки. Гелевая пробка была смещена в секцию необсаженной скважины с помощью жидкости гидравлического разрыва.
После 15-30 минут была выполнена первая обработка гидравлическим разрывом. В созданный разрыв был помещен песок. Песок был смещен с помощью жидкости гидравлического разрыва, подлежащей использованию в следующем интервале. Во время обработки гидравлическим разрывом не увеличивалось давление в кольцевом пространстве, и кольцевое пространство между гибкой насосно-компрессорной трубой и обсадной трубой контролировалось на поверхности для обеспечения отсутствия передачи давления или текучей среды вверх по затрубному пространству.
После смещения первой обработки гидравлическим разрывом насосно-компрессорную трубу сразу вытянули назад к следующему интервалу разрыва и инициировали вторую обработку гидравлическим разрывом.
Этот процесс повторяли, пока не были выполнены разрывы во всех интервалах скважины. До девяти разрывов было выполнено в различных местах в каждой скважине. В каждом случае наблюдалось пренебрежительно малое давление в кольцевом пространстве во время обработок гидравлическим разрывом, что указывает на то, что гелевая пробка удерживала разрыв в желаемом интервале.
После завершения последней обработки гидравлическим разрывом гибкую насосно-компрессорную трубу вытягивали из скважины и скважину закрывали для обеспечения разрушения гелевой пробки и выхода жидкости гидравлического разрыва.
Затем была начата добыча из скважины. Из скважины не извлекалось значительного количества песка, что указывало на то, что гелевая пробка успешно отклоняла жидкость гидравлического разрыва в желаемый интервал.
Claims (17)
1. Способ гидравлического разрыва пласта, содержащего скважину, содержащий следующие стадии:
(a) нагнетание геля в скважину;
(b) введение разрывающей текучей среды в гель; и
с) гидравлический разрыв пласта посредством разрывающей текучей среды в зоне вблизи зоны ведения разрывающей текучей среды в гель.
(a) нагнетание геля в скважину;
(b) введение разрывающей текучей среды в гель; и
с) гидравлический разрыв пласта посредством разрывающей текучей среды в зоне вблизи зоны ведения разрывающей текучей среды в гель.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий стадию увеличения вязкости геля перед стадией гидравлического разрыва.
3. Способ по п.2, в котором гель образует пробку в скважине.
4. Способ по п.3, включающий стадию введения затрубной текучей среды в скважину перед нагнетанием геля.
5. Способ по п.4, в котором гель содержит базовую текучую среду и загуститель.
6. Способ по п.5, в котором базовая текучая среда является водой или основана на углеводородах.
7. Способ по п.5, в котором загуститель является повышающим вязкость полимером или поверхностно-активным веществом.
8. Способ по п.5, в котором загуститель является гуаром, гидроксиэтилцеллюлозой или их производными.
9. Способ по п.5, в котором гель дополнительно включает сшиватель.
10. Способ по п.10, в котором сшиватель является многовалентным ионом металла.
11. Способ по п.10, в котором многовалентный ион металла является боратом, сурьмой, цирконием, хромом, титаном или железом.
12. Способ по п.9, в котором гель дополнительно включает один или несколько материалов, выбранных из стабилизатора из глины, соли, метанола, регуляторов рН, биоцида и улучшителей обратного потока.
13. Способ по п.9, в котором гель дополнительно включает раскрепитель.
14. Способ по п.13, в котором раскрепитель является ферментом или окислителем.
15. Способ по п.13, в котором раскрепитель является персульфатом, пероксидом, кислотой или отбеливателем.
16. Способ по п.13, в котором раскрепитель является буфером рН или каустической жидкостью.
17. Способ по п.4, в котором гель имеет удельный предел текучести, достаточный для минимизации перемещения текучей среды гидравлического разрыва в другую часть скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA2580590A CA2580590C (en) | 2007-03-02 | 2007-03-02 | Apparatus and method of fracturing |
| CA2,580,590 | 2007-03-02 | ||
| CA2580590 | 2007-03-02 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007124428A RU2007124428A (ru) | 2009-01-10 |
| RU2397319C2 true RU2397319C2 (ru) | 2010-08-20 |
Family
ID=39731937
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007124428/03A RU2397319C2 (ru) | 2007-03-02 | 2007-06-28 | Способ гидравлического разрыва пласта |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20080210424A1 (ru) |
| AR (1) | AR065559A1 (ru) |
| AU (1) | AU2008222545A1 (ru) |
| CA (2) | CA2580590C (ru) |
| EA (1) | EA018230B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009009328A (ru) |
| RU (1) | RU2397319C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008106767A1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485306C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2492318C2 (ru) * | 2010-09-08 | 2013-09-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) |
| RU2535549C1 (ru) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2539469C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2544932C2 (ru) * | 2010-12-22 | 2015-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Families Citing this family (35)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070270316A1 (en) * | 2006-05-18 | 2007-11-22 | Bj Services Company | Aqueous alcohol well treatment fluid and method of using the same |
| US20100044048A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| US20100200237A1 (en) * | 2009-02-12 | 2010-08-12 | Colgate Sam O | Methods for controlling temperatures in the environments of gas and oil wells |
| US20100252259A1 (en) * | 2009-04-01 | 2010-10-07 | Horton Robert L | Oil-based hydraulic fracturing fluids and breakers and methods of preparation and use |
| US20100263867A1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-10-21 | Horton Amy C | Utilizing electromagnetic radiation to activate filtercake breakers downhole |
| US8058212B2 (en) * | 2009-10-15 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using mannanohydrolase enzyme breaker |
| US8490695B2 (en) * | 2010-02-08 | 2013-07-23 | Apache Corporation | Method for drilling and fracture treating multiple wellbores |
| US8397817B2 (en) | 2010-08-18 | 2013-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for downhole sampling of tight formations |
| US20120043078A1 (en) * | 2010-08-18 | 2012-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for testing stimulation fluids |
| US8408296B2 (en) | 2010-08-18 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for borehole measurements of fracturing pressures |
| US8453742B2 (en) * | 2010-09-07 | 2013-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Method and apparatus for selective acid diversion in matrix acidizing operations |
| US20130118750A1 (en) * | 2011-11-15 | 2013-05-16 | Hongren Gu | System And Method For Performing Treatments To Provide Multiple Fractures |
| CN103362487A (zh) * | 2012-03-29 | 2013-10-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低渗透油藏水平井的分段压裂方法 |
| US10030473B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-07-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| CA2894495C (en) | 2012-12-21 | 2017-01-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
| CA2892997C (en) | 2012-12-21 | 2017-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for stimulating a multi-zone subterranean formation |
| US10024131B2 (en) | 2012-12-21 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid plugs as downhole sealing devices and systems and methods including the same |
| CA2894504C (en) | 2012-12-21 | 2016-10-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
| RU2013150124A (ru) * | 2013-11-11 | 2015-05-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нефтегазовый Центр Мфти" | Способ проведения гидроразрыва пласта с использованием двух жидкостей |
| US9366124B2 (en) * | 2013-11-27 | 2016-06-14 | Baker Hughes Incorporated | System and method for re-fracturing multizone horizontal wellbores |
| US9739129B2 (en) | 2014-01-21 | 2017-08-22 | Montana Emergent Technologies, Inc. | Methods for increased hydrocarbon recovery through mineralization sealing of hydraulically fractured rock followed by refracturing |
| US9790762B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same |
| US9856720B2 (en) | 2014-08-21 | 2018-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation |
| RU2017113908A (ru) * | 2014-10-07 | 2018-11-19 | Бейкер Хьюз, Э Джии Компани, Ллк | Улучшенные характеристики жидкостей гидроразрыва, загущенных сшитым полимером, содержащих неионогенное поверхностно-активное вещество |
| US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
| WO2016144767A1 (en) * | 2015-03-06 | 2016-09-15 | Shell Oil Company | Method to underdisplace hydraulic fractures in horizontal or deviated well |
| US10221669B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including a plurality of selective stimulation ports and methods of utilizing the same |
| US10196886B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Select-fire, downhole shockwave generation devices, hydrocarbon wells that include the shockwave generation devices, and methods of utilizing the same |
| US10309195B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Selective stimulation ports including sealing device retainers and methods of utilizing the same |
| RU2613403C1 (ru) * | 2016-01-28 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| WO2017142514A1 (en) * | 2016-02-16 | 2017-08-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for creating multi-directional bernoulli-induced fractures within vertical mini-holes in deviated wellbores |
| US10450813B2 (en) | 2017-08-25 | 2019-10-22 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Hydraulic fraction down-hole system with circulation port and jet pump for removal of residual fracking fluid |
| CN108868748B (zh) * | 2018-04-28 | 2022-03-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂裂缝开启压力的计算方法 |
| US10364659B1 (en) | 2018-09-27 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and devices for restimulating a well completion |
| CN110469292B (zh) * | 2019-08-05 | 2021-09-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种循环封窜方法 |
Family Cites Families (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4265311A (en) * | 1979-03-08 | 1981-05-05 | Halliburton Company | Methods of water flooding and fracturing using clean, non-damaging fracturing fluids |
| US4333461A (en) * | 1979-12-17 | 1982-06-08 | Colgate-Palmolive Company | Borated polysaccharide absorbents and absorbent products |
| US4473408A (en) * | 1982-01-12 | 1984-09-25 | The Dow Chemical Company | Cleaning pipeline interior with gelled pig |
| US4819726A (en) * | 1985-06-10 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Method for indicating the position of a cement wiper plug prior to its bottomhole arrival |
| US4817719A (en) * | 1986-07-30 | 1989-04-04 | Mobil Oil Corporation | Method for suspending wells |
| US4759579A (en) * | 1987-05-12 | 1988-07-26 | Swenson Alvin L | Pig extractor |
| US4951751A (en) * | 1989-07-14 | 1990-08-28 | Mobil Oil Corporation | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores |
| US5273115A (en) * | 1992-07-13 | 1993-12-28 | Gas Research Institute | Method for refracturing zones in hydrocarbon-producing wells |
| US5314020A (en) * | 1992-09-11 | 1994-05-24 | Mobil Oil Corporation | Technique for maximizing effectiveness of fracturing in massive intervals |
| US5249628A (en) | 1992-09-29 | 1993-10-05 | Halliburton Company | Horizontal well completions |
| US5361856A (en) * | 1992-09-29 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith |
| US5846915A (en) * | 1995-10-26 | 1998-12-08 | Clearwater, Inc. | Delayed breaking of gelled hydrocarbon fracturing fluid |
| US5765642A (en) | 1996-12-23 | 1998-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean formation fracturing methods |
| DE69930278T2 (de) | 1998-09-17 | 2006-11-02 | Dow Global Technologies, Inc., Midland | Akustische offenzellige polyolefine und herstellungsverfahren |
| RU2190762C2 (ru) | 2000-01-26 | 2002-10-10 | Общественная организация "Фонд содействия горному искусству" | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта |
| RU2180039C2 (ru) | 2000-02-14 | 2002-02-27 | Кабо Владимир Яковлевич | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов |
| US6257335B1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulating fluid production from unconsolidated formations |
| RU2177541C2 (ru) | 2000-03-02 | 2001-12-27 | Государственное научно-производственное предприятие "Азимут" | Способ направленного гидравлического разрыва пласта |
| DZ3387A1 (fr) | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Exxonmobil Upstream Res Co | Procede pour traiter les intervalles multiples dans un trou de forage |
| RU2191259C2 (ru) | 2000-12-08 | 2002-10-20 | Рубинштейн Олег Иделевич | Способ повышения продуктивности скважины |
| US7183239B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-02-27 | Clearwater International, Llc | Gel plugs and pigs for pipeline use |
| RU2256787C1 (ru) | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах |
| US7225869B2 (en) * | 2004-03-24 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of isolating hydrajet stimulated zones |
| US7159660B2 (en) * | 2004-05-28 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrajet perforation and fracturing tool |
| US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
| RU2280762C1 (ru) | 2004-12-30 | 2006-07-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Способ гидравлического разрыва угольного пласта |
| US7461695B2 (en) | 2005-04-01 | 2008-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for creating packers in a wellbore |
| JP4644087B2 (ja) * | 2005-09-29 | 2011-03-02 | 株式会社 日立ディスプレイズ | シフトレジスタ回路及びそれを用いた表示装置 |
| US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
-
2007
- 2007-03-02 CA CA2580590A patent/CA2580590C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-06-28 RU RU2007124428/03A patent/RU2397319C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-19 US US11/780,037 patent/US20080210424A1/en not_active Abandoned
-
2008
- 2008-02-28 MX MX2009009328A patent/MX2009009328A/es not_active Application Discontinuation
- 2008-02-28 US US12/529,661 patent/US8141638B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-02-28 EA EA200901198A patent/EA018230B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-02-28 AU AU2008222545A patent/AU2008222545A1/en not_active Abandoned
- 2008-02-28 CA CA002679948A patent/CA2679948A1/en not_active Abandoned
- 2008-02-28 WO PCT/CA2008/000370 patent/WO2008106767A1/en active Application Filing
- 2008-02-29 AR ARP080100856A patent/AR065559A1/es unknown
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАЧМАР Ю.Д. и др. Разобщение ствола скважины поликонденсирующейся псевдопластичной жидкостью. Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1982, с.1-3, 29-30. * |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2492318C2 (ru) * | 2010-09-08 | 2013-09-10 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Способ и устройство обработки ствола скважины текучей средой (варианты) |
| US8893810B2 (en) | 2010-09-08 | 2014-11-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Arrangement of isolation sleeve and cluster sleeves having pressure chambers |
| RU2544932C2 (ru) * | 2010-12-22 | 2015-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Полимерная жидкость с инициируемым загустеванием для закачивания в пласт и способы ее применения |
| RU2485306C1 (ru) * | 2011-12-16 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине |
| RU2539469C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2535549C1 (ru) * | 2014-02-10 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
| RU2734968C2 (ru) * | 2016-05-06 | 2020-10-26 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Пробка для гидравлического разрыва |
| US11162345B2 (en) | 2016-05-06 | 2021-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Fracing plug |
| RU2734892C1 (ru) * | 2020-05-12 | 2020-10-26 | Алексей Владимирович Лысенков | Способ проведения гидравлического разрыва пласта |
| US11661813B2 (en) | 2020-05-19 | 2023-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Isolation plugs for enhanced geothermal systems |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8141638B2 (en) | 2012-03-27 |
| EA018230B1 (ru) | 2013-06-28 |
| RU2007124428A (ru) | 2009-01-10 |
| US20100084134A1 (en) | 2010-04-08 |
| MX2009009328A (es) | 2009-09-21 |
| US20080210424A1 (en) | 2008-09-04 |
| AR065559A1 (es) | 2009-06-17 |
| CA2580590A1 (en) | 2008-09-02 |
| AU2008222545A1 (en) | 2008-09-12 |
| WO2008106767A1 (en) | 2008-09-12 |
| EA200901198A1 (ru) | 2010-04-30 |
| CA2679948A1 (en) | 2008-09-12 |
| CA2580590C (en) | 2010-02-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2397319C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| US7640988B2 (en) | Hydraulically controlled burst disk subs and methods for their use | |
| RU2375561C2 (ru) | Способ завершения скважины в подземной формации (варианты) | |
| US10196888B2 (en) | Placement and uses of lateral assisting wellbores and/or kick-off wellbores | |
| CA2757950C (en) | Ported packer | |
| AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| US7640983B2 (en) | Method to cement a perforated casing | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US5474129A (en) | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2397313C1 (ru) | Способ ремонта заколонного пространства скважины с двумя вскрытыми пластами | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2558090C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
| RU2541981C1 (ru) | Способ заканчивания скважины с горизонтальным окончанием | |
| AU2021106078A4 (en) | A Method for Reducing Solids Migration into New Wellbores | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2759247C1 (ru) | Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек | |
| RU2733561C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на поздней стадии выработки | |
| RU2260686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2397314C1 (ru) | Способ ремонта заколонного пространства скважины с двумя вскрытыми пластами | |
| RU2593281C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта | |
| RU2588108C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальной скважины | |
| RU2541979C1 (ru) | Способ закачивания горизонтальной скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150629 |