RU2484237C2 - Способ очистки трещины гидроразрыва пласта - Google Patents
Способ очистки трещины гидроразрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2484237C2 RU2484237C2 RU2011119029/03A RU2011119029A RU2484237C2 RU 2484237 C2 RU2484237 C2 RU 2484237C2 RU 2011119029/03 A RU2011119029/03 A RU 2011119029/03A RU 2011119029 A RU2011119029 A RU 2011119029A RU 2484237 C2 RU2484237 C2 RU 2484237C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- fluid
- crack
- electrically conductive
- fracturing fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 55
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 18
- 230000005684 electric field Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 83
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 17
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 10
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 7
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 7
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 7
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 6
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 6
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 32
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005370 electroosmosis Methods 0.000 description 18
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J zirconium tetrachloride Chemical compound Cl[Zr](Cl)(Cl)Cl DUNKXUFBGCUVQW-UHFFFAOYSA-J 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
Abstract
Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных продуктивных пластов, в частности к способам очистки трещины гидроразрыва. При осуществлении способа создают электропроводящую упаковку расклинивающего агента, осуществляют гидравлический разрыв с помощью электропроводящей жидкости для гидроразрыва, размещают, по меньшей мере, один электрод, связанный с трещиной гидроразрыва, воздействуют электрическим полем на трещину. Величина напряженности электрического поля в трещине выше приблизительно 0,05 В/м. Повышается эффективность добычи углеводородов из скважины. 23 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных продуктивных пластов. В частности, оно относится к способам использования эффектов электроосмотического взаимодействия для улучшения очистки трещины с целью увеличения скорости притока и(или) количества углеводородов, поступающих в добывающие скважины.
Углеводороды (газ, конденсат и нефть), как правило, находятся в порах подземных продуктивных пластов. Хотя иногда углеводороды естественным образом поступают в добывающую скважину при коммерчески приемлемых скорости и объеме за счет внутренних гидравлических сил, обычно для увеличения скорости и(или) объема этого потока приходится использовать какие-либо средства. Применяемые способы включают использование насосов и повышенное извлечение за счет воздействия на пласт, которые далее не рассматриваются, а также интенсификацию притока в скважину. Способы интенсификации расширяют путь или улучшают проникновение потока из пласта в добывающую скважину. К ним относятся кислотная обработка пласта, гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидравлический разрыв с одновременной гравийной набивкой (технология «Фрэк-Пэк») и кислотный гидроразрыв. Жидкости, используемые для воздействия на пласт, как правило, извлекаются через скважину, в которую они были закачаны. Однако по ряду причин полную отчистку провести сложно. В связи с этим существует необходимость создать метод, позволяющий улучшить отчистку трещин при гидроразрыве пласта.
Краткое описание изобретения
Один из вариантов осуществления настоящего изобретения представляет собой способ повышения эффективности очистки трещины от жидкости для гидроразрыва пласта, проводимый через скважину после ГРП. Этот способ предусматривает создание электропроводящей упаковки расклинивающего агента в трещине, гидравлический разрыв с помощью электропроводящей жидкости, размещение по меньшей мере одного электрода, связанного с трещиной, и воздействие электрического поля на трещину. Расклинивающий агент может, как вариант, представлять собой песок (обладающий собственной электропроводностью) или материал, который сам по себе не является электропроводимым, например керамика, но имеет покрытие, делающее расклинивающий агент электропроводимым. В состав покрытия может входить металл, например металлические частицы. Покрытие может включать электропроводимую смолу. Поверхность расклинивающего агента предпочтительно обладает отрицательным потенциалом по меньшей мере -50 мВ.
В других вариантах осуществления настоящего изобретения упаковка расклинивающего агента может также включать электропроводящие волокна, например металлические волокна. В некоторых случаях волокна растворяются в процессе очистки. Упаковка расклинивающего агента может также включать металлические частицы. Кроме того, упаковка расклинивающего агента может включать частицы, которые не являются электропроводящими. Упаковка расклинивающего агента может включать проводящие и непроводящие частицы различной плотности. Электропроводность расклинивающего агента может изменяться по длине трещины. Жидкость для гидроразрыва может включать деструктор геля. pH жидкости предпочтительно находится в диапазоне от 7 до 11.
В соответствии с другими вариантами осуществления настоящего изобретения закачку жидкости для гидроразрыва осуществляют после предварительной закачки промежуточной жидкости, обладающей более высокой электропроводностью по сравнению с жидкостью для гидроразрыва. В некоторых случаях жидкость для гидроразрыва имеет более низкую электропроводность, чем пластовая жидкость. Электропроводность жидкости для гидроразрыва может изменяться по длине трещины. Обычно возникает перепад гидравлического давления.
В различных вариантах осуществления настоящего изобретения трещина имеет два крыла, при этом устанавливают по меньшей мере по одному электроду для образования электрической связи с каждым крылом. В некоторых случаях по меньшей мере один электрод представляет собой обсадную трубу другой скважины. Электрическое поле может быть инициировано в начале процесса очистки или после его начала. Электрическое поле может подаваться импульсами. Предпочтительно напряженность электрического поля в трещине гидроразрыва составляет от 0,05 В/м до 10 В/м.
Краткое описание чертежей
На Фиг.1 показана частично чистая трещина гидроразрыва пласта без применения метода, представленного в данном изобретении.
На Фиг.2 показана схема Дарси и электроосматических потоков через трещину согласно методу, представленному в данном изобретении.
На Фиг.3 представлено распределение ионов в электролите вблизи отрицательно заряженной твердой поверхности.
На Фиг.4 показаны типичные способы создания электроосмотических эффектов в трещине.
Подробное описание изобретения
Описание настоящего изобретения дается на примере обработки вертикальных скважин, но оно в равной степени применимо к любым типам скважин. Описание настоящего изобретения дается применительно к скважинам для добычи углеводородов, однако подразумевается, что изобретение можно использовать и для скважин для добычи других жидкостей, таких как вода или углекислый газ, или, например, нагнетательных скважин и скважин хранения, из которых жидкость, как правило, должна быть снова извлечена, чтобы очистить их перед использованием по назначению. Подразумевается также, что в рамках данного технического описания при указаниях на какой-либо диапазон используемых, подходящих и т.п. концентраций или количеств имеются в виду любые концентрации или количества в пределах данного диапазона, включая начальную и конечную точки. Кроме того, каждое числовое значение следует читать как имеющее определение «приблизительно» (если такое определение отсутствует в тексте), а в дальнейшем читать как не имеющее такого определения, если в контексте не оговорено иначе. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все без исключения возможные числа в непрерывном множестве между приблизительно 1 и 10. Иными словами, в случае, когда выражен некоторый диапазон, даже если только несколько конкретных точек данных указаны в явном виде или подразумеваются внутри этого диапазона, или даже если никакие точки данных не подразумеваются внутри этого диапазона, следует иметь в виду, что авторы изобретения учитывают и понимают, что все без исключения точки данных рассматриваются в качестве заданных, и что авторы изобретения располагают всем диапазоном и всеми точками внутри диапазона.
При гидравлическом разрыве пласта высоковязкая жидкость для ГРП закачивается под давлением в продуктивный пласт (например, пласт углеводородов, содержащий нефть и природный газ) для развития трещины, а также для переноса и размещения твердых частиц, именуемых расклинивающим агентом, внутри трещины. Расклинивающий агент может представлять собой природный материал, например песок, или синтетический материал, например керамику. Когда закачивание прекращается и давление сбрасывается, трещина обжимает расклинивающий агент, оставаясь, таким образом, в открытом состоянии. По окончании обработки вязкую жидкость ГРП необходимо удалить из упаковки расклинивающего агента, чтобы оставить каналы с высокой проводимостью для добычи пластовой жидкости. Оставшаяся ГРП жидкость и любая другая жидкость, попадающая в пористый продуктивный пласт, обычно вычищается жидкостью, которая течет из пласта через трещину к поверхности из скважины. Тщательная очистка трещины имеет большое значение, поскольку она может существенно улучшить продуктивность скважины. Однако полнота очистки и, соответственно, оптимальный поток углеводородов в трещину и через нее обычно зависят от ряда факторов. К ним относятся степень разложения жидкости ГРП под воздействием температуры и времени (в частности, степень разрушения полимерных загустителей), эффекты пластической деформации, явления образования языков в результате разности вязкостей, капиллярные эффекты, вероятное присутствие фильтрационной корки бурового раствора, нарушение эксплуатационных свойств пласта, многофазный поток и эффекты турбулентности. На Фиг.1 представлен вид частично чистой трещины гидроразрыва пласта. В большинстве случаев трещина ГРП очищается в направлении от ствола скважины к концу трещины, причем значительная часть дальнего конца трещины не очищается. Кроме того, даже участки очищенной части трещины могут содержать оставшуюся жидкость ГРП. Важно подчеркнуть разницу между фактической общей расклиненной длиной трещины и эффективной (продуктивной) длиной, за которую часто принимают половину фактической длины. Улучшение качества очистки трещины представляет очень серьезную проблему для специалистов в области гидравлического разрыва пласта.
Жидкости ГРП, особенно если они обработаны полимерным загустителем для увеличения вязкости, обычно содержат химическую присадку, именуемую деструктуром геля ГРП, вызывающую уменьшение вязкости жидкости за счет непосредственного разрушения крупных полимерных молекул. Химические деструкторы, как правило, представляют собой окислители или ферменты. При уменьшении вязкости возрастает подвижность жидкости, при этом следует ожидать улучшения качества очистки трещины. Гидравлический разрыв пласта осуществляется с помощью специальных регламентов использования деструктора. При типовом регламенте наибольшая концентрация деструктора создается вблизи ствола скважины, чтобы способствовать обратному току жидкости после ввода скважины в эксплуатацию. Хотя результаты никогда не бывают полностью удовлетворительными, применение деструктора геля ГРП по-прежнему считается наиболее эффективным способом содействия обратному притоку жидкости ГРП.
Обеспечить абсолютно успешную очистку может только технология, равномерно охватывающая всю трещину по всей расклиненной длине. Нами разработан способ, который в сочетании с положительным воздействием деструкторов обеспечивает подвижность всей жидкости, оставшейся в упаковке из расклинивающего агента. В частности, этот способ позволяет удалить жидкость из конца трещины. Способ основан на физико-химическом механизме электроосмоса.
Мы установили, что обратный приток жидкости ГРП и, соответственно, очистку трещины можно улучшить, основываясь на законе Дарси для ламинарного потока жидкости (обусловленному перепадом давления между стволом скважины и пластом и между стволом скважины и концом трещины), с помощью вторичного электроосмотического потока, создаваемого электрическим градиентом в области продуктивного пласта, где находится трещина. Сочетание двух движущих сил (т.е. перепада давления и электрического поля) приводит к увеличению общего потока через упаковку расклинивающего агента и способствует извлечению жидкости. Более того, величина электроосмотического потока может достигать и даже превосходить величину ламинарного потока, если упаковка расклинивающего агента обладает электропроводящими свойствами. В предпочтительном варианте осуществления изобретения электропроводящие частицы расклинивающего агента закачиваются в процессе гидравлического разрыва пласта. В другом предпочтительном варианте осуществления добавляется также материал, который уменьшает, в некоторых случаях временно, проницаемость упаковки расклинивающего агента до приемлемой степени. Еще в одном предпочтительном варианте осуществления добавляется материал, который увеличивает площадь поверхности упаковки расклинивающего агента. Материалом, который увеличивает площадь поверхности упаковки расклинивающего агента и может уменьшать проницаемость упаковки, являются волокна, например медленно растворимые волокна. Несмотря на возможное уменьшение проницаемости, добавление волокон или других материалов с большой площадью поверхности оказывается очень эффективным, поскольку это увеличивает площадь поверхности, на которой возникают электроосмотические эффекты. На Фиг.2 представлена простейшая схема двух потоков.
После гидравлического разрыва пласта извлечение оставшейся жидкости ГРП, которая была закачана в продуктивный пласт для развития трещины, становится возможным благодаря перепаду давлений, возникающему между трещиной (где давление высокое) и стволом скважины (где давление ниже). Таким образом, поток жидкости сквозь упаковку расклинивающего агента обусловлен перепадом давления ∇P и подчиняется закону Дарси, описываемому следующим выражением:
в котором К и µ обозначают проницаемость упаковки расклинивающего агента и вязкость жидкости соответственно. Следует отметить, что скорость жидкости UDarcy увеличивается при уменьшении вязкости µ. Включение деструкторов геля ГРП в состав жидкости ГРП помогает достичь лучшей очистки трещины за счет уменьшения вязкости жидкости. Это не только позволяет жидкости течь с большей скоростью при данном перепаде давления, но и сводит к минимуму образование языков в результате разности вязкостей ГРП и пластовой жидкости, которое возникает, когда пластовая жидкость обладает меньшей вязкостью по сравнению с жидкостью ГРП. В способе настоящего изобретения предпочтительно использовать деструкторы геля как можно эффективнее. Однако, как уже обсуждалось выше, нельзя ожидать, что один только ламинарный поток сможет обеспечить полное удаление жидкости.
В способе настоящего изобретения ламинарному потоку содействует дополнительный поток, основанный на явлении электроосмоса, как показано на Фиг.2. При этом увеличивается общий поток в областях, где уже действует ламинарный поток, а также возникает поток в областях, где ламинарный поток почти отсутствует, например в областях, расположенных ближе к концу трещины. Кроме того, электроосмотический поток не подвергается явлению образования языков в результате разности вязкостей, особенно когда пластовая жидкость невосприимчива к электроосмосу (например, когда добываемой жидкостью является нефть или газ).
Явление электроосмоса можно представить следующим образом. Рассмотрим электролит, протекающий через пористую среду. (Электролит определяется как химическое соединение, которое диссоциирует с образованием ионов, если поместить его в раствор, и, таким образом, приобретает свойство электропроводности). Предполагается, что минеральные поверхности среды электрически заряжены. На большом расстоянии от этих поверхностей электролит может считаться нейтральным, т.е. количество катионов (положительно заряженных ионов) равно количеству анионов (отрицательно заряженных ионов). Однако вблизи поверхностей распределение ионов внутри жидкости нарушается. Например, отрицательно заряженная поверхность притягивает положительные ионы из раствора и отталкивает отрицательные. Таким образом, в области, прилегающей к минеральным поверхностям, электролит заряжен, как показано на Фиг.3, где минеральная поверхность представлена слева, а ионы в жидкости - справа. Зона нарушенного распределения ионов классически именуется слоем Дебая-Хюккеля или двойным электрическим слоем; он обозначен символом δ на Фиг.3. Его толщина обратно пропорциональна квадратному корню из молярной концентрации ионов в жидкости и обычно изменяется в диапазоне от нескольких ангстремов до нескольких десятков нанометров.
В связи с таким электрическим возмущением внутри раствора, если пористую среду поместить во внешнее электрическое поле Е, ионы приходят в движение, создавая электрический ток I, проходящий через материал. Кроме того, на электролит действует ненулевая объемная сила в слое Дебая-Хюккеля, вызванная его полным электрическим зарядом. Таким образом, жидкость протекает в двойном слое и в результате вязкостного трения во всем объеме, хотя она и не испытывает воздействия объемной силы в этой области. Поток междоузельных атомов, характеризующийся скоростью фильтрации U, индуцируется в отсутствие какого-либо макроскопического перепада давления. Это явление называется электроосмосом. Опишем, ради полноты картины, обратный процесс. В присутствии макроскопического перепада давления ∇P жидкость просачивается сквозь материал со скоростью фильтрации U. Движение электролита в двойном слое влияет на равновесное распределение ионов и создает плотность электрического тока I, генерируемого в отсутствие внешнего электрического поля. Это явление известно под названием электрокинетического эффекта.
Если допустить, что силы Е и ∇P остаются достаточно небольшими и не позволяют системе слишком сильно отклоняться от равновесия, сопряженные переносы I и U можно выразить следующими линейными уравнениями (Coelho и др., J. Colloid Interface Sci., 181, 169-190, 1996):
где σ - электропроводность среды. Тензоры взаимодействия α и β относятся к электрокинетическим и электроосмотическим эффектам соответственно. Следует отметить, что, если игнорировать электрокинетическое взаимодействие (т.е. α=0), то уравнение (2a) упрощается до закона Ома. Аналогичным образом, если пренебречь электроосмотическим взаимодействием (т.е. β=0), то уравнение (2б) немедленно принимает вид закона Дарси.
В уравнении (2б) сам электроосмотический поток задан выражением
Тензор взаимодействия β зависит, главным образом, от свойств жидкости, электрического потенциала ζ на минеральных поверхностях среды и геометрических параметров материала, таких как пористость и извилистость поровых каналов. Дополнительные сведения об изучении явления электроосмоса в пористых средах содержатся в публикации Coelho и др. (J. Colloid Interface Sci., 181, 169-190, 1996), а в трещинах гидроразрыва - в публикации Marino и др. (J. Colloid Interface Sci., 223, 292-304, 2000).
Следует указать, что в теоретическом анализе, представленном выше, предполагается, что жидкость является ньютоновской. Однако способ настоящего изобретения в равной степени применим и к неньютоновским жидкостям, включая жидкости, имеющие предел текучести. Это особенно важно, так как наличие предела текучести в жидкости ГРП с неразрушенной или слаборазрушенной структурой чрезвычайно отрицательно сказывается на очистке.
Для образования электроосмотического потока сквозь упаковку расклинивающего агента (от конца трещины до ствола скважины с целью повышения эффективности очистки) необходимо проектировать гидроразрыв пласта таким образом, чтобы удовлетворялись три фундаментальных условия.
- Жидкость ГРП должна быть электролитом
Это первое требование легко выполнить, так как большинство жидкостей, обычно используемых для гидравлического разрыва пласта, содержат компоненты электролита в качестве стабилизатора неустойчивых глин. В любом случае для придания электролитических свойств к жидкости можно добавить соль (например, NaCl или KCl) без каких-либо последствий для ее эффективности, т.е. ее эффективности в качестве жидкости ГРП. Как уже отмечалось, длина Дебая-Хюккеля обратно пропорциональна концентрации электролита. Таким образом, предпочтительнее выбрать низкую концентрацию соли, чтобы оптимизировать толщину слоя, в котором будет индуцироваться электроосмотическое взаимодействие. Как следует из расчетов, оптимальная концентрация соли была бы в диапазоне приблизительно от 0,0001 до 0,001 моль/л. Для хлорида калия, используемого, как правило, в жидкостях ГРП для стабилизации глинистых минералов в пласте, диапазон концентраций составит от приблизительно 0,0074 до приблизительно 0,074 г/л; хлорид калия обычно используется в концентрации 2 весовых процентов (приблизительно 20 г/л). Морская вода, иногда используемая при гидроразрыве морских скважин, содержит около 3,5 весовых процентов соли. Полезно уменьшить соленость жидкостей ГРП, используя альтернативные агенты для стабилизации глинистых минералов в пласте, например хлороксид циркония (типичные концентрации от приблизительно 0,02 до приблизительно 0,2 весовых процентов), хлорид магния (типичные концентрации от приблизительно 0,07 до приблизительно 0,18 весовых процентов) или хлорид тетраметил-аммония (типичная концентрация, составляющая приблизительно 0,1 весовых процентов). Использование и концентрации других присадок, которые уменьшали бы длину Дебая-Хюккеля, следует свести к минимуму. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения состав жидкости ГРП выбирают для оптимизации электроосмотических эффектов. Если исходя из других соображений потребуется, чтобы жидкость не была оптимальной с точки зрения электроосмотических эффектов, последствия этого можно компенсировать усилением электрического поля и повышением электрического потенциала поверхности твердых частиц в упаковке расклинивающего агента.
- Поверхность частиц расклинивающего агента должна быть электрически заряжена
При традиционной методике частицы расклинивающего агента состоят обычно из песка или керамики. Для получения электроосмотического эффекта поверхность частиц расклинивающего агента должна быть электрически заряженной, ζ-потенциал песка, как правило, варьируют в диапазоне между приблизительно -10 и -50 мВ (измеренный с дистиллированной водой, при комнатной температуре и атмосферном давлении), тогда как керамика имеет ζ-потенциал, близкий к нулю. Керамика как таковая не может генерировать электроосмотический поток, поэтому ее применения следует избегать. Важно подчеркнуть, что высокие электрические потенциалы поверхности помогают максимально увеличить электроосмотические эффекты. Весьма перспективным вариантом является использование частиц расклинивающего агента, покрытых электропроводящей смолой или смолой, смешанной с проводящим материалом; оба способа описаны, например, в публикации заявки на патент США №2005/0274510, все содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. В частности, специальная обработка поверхностей частиц значительно увеличивает ζ-потенциал; в качестве неограничивающего примера расклинивающий агент из песка или керамики может быть обработан смолой, содержащей металлические частицы или молекулы. Другим альтернативным вариантом является использование металлических расклинивающих агентов, например, раскрытых в патенте США №6,725,930, все содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки, или расклинивающих агентов, покрытых, например, металлом или металлическим порошком, или металлосодержащей смолой. Могут использоваться смеси электропроводящих и стандартных частиц расклинивающего агента, хотя это снижает эффект. Еще одним способом повышения электропроводности упаковки является добавление проводящих волокон, например стеклянных или металлических волокон или волокон, покрытых металлом или металлическим порошком. Электроосмотические эффекты инициируются на поверхности твердой среды; волокна позволяют значительно увеличить площадь поверхности для усиления электроосмотического эффекта. Существуют два предпочтительных типа волокон. К первому относятся металлические волокна, поскольку они обладают высокой электропроводностью. Вторым типом являются медленно растворимые волокна, поскольку после того, как они растворятся (после очистки от жидкости), проницаемость упаковки увеличивается. Желательной комбинацией являются электропроводимые медленно растворимые волокна, например органические волокна, хотя бы частично покрытые материалом, содержащим металлические частицы. Подходящие медленно растворимые материалы включают полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, поливиниловый спирт и другие подобные материалы, например, описанные в патентах США №7,398,826, 7,380,601, 7,380,600, 7,275,596 и 7,350,572, которые включены в настоящий документ посредством ссылки на содержащиеся в них описания материалов, которые медленно растворяются в скважинных условиях. Как и в случае с проводимостью жидкости, расклинивающий агент должен быть электропроводимым; предпочтительный ζ-потенциал должен быть более отрицательным, чем приблизительно -50 мВ. Наконец, использование расклинивающего агента с частицами меньшего размера обеспечивает улучшенный контакт между поверхностью расклинивающего агента и жидкостью ГРП. Другой фактор, который необходимо учитывать, состоит в том, что электроосмотический эффект тем сильнее, чем ниже проницаемость упаковки (или пористость упаковки). Применение как волокон, так и расклинивающего агента с частицами меньшего размера способствует снижению проницаемости. Можно использовать и другие способы временного снижения проницаемости упаковки расклинивающего агента, например включение дополнительных медленно растворяющихся твердых частиц помимо расклинивающего агента и волокон. Разумеется, все временные изменения упаковки расклинивающего агента должны увеличивать электроосмотический эффект, не оказывая при этом негативного воздействия на очистку. В предпочтительных вариантах осуществления изобретения свойства упаковки расклинивающего агента выбирают для достижения максимального электроосмотического эффекта.
- Область трещины должна находиться в макроскопическом электрическом поле
На Фиг.4 показано несколько подходящих способов применения настоящего изобретения. Электроды, используемые в качестве источников тока, могут быть установлены на поверхности земли или в соседней скважине. Следует отметить, что в качестве электрода можно использовать обсадную трубу соседней скважины. После этого электрический ток легко передается в область скважины проводящими породами и жидкостью прилегающих слоев геологических пород; Е обозначает макроскопическое электрическое поле. Трещины, как правило, распространяются в две противоположные стороны от ствола скважины на приблизительно сравнимые расстояния; на Фиг.4 показана только одна половина трещины. На практике очистка трещины обычно выполняется с использованием двух источников тока, хотя может использоваться и один источник, размещенный надлежащим образом. Ток включают, когда начинается очистка, и выключают по достижении приемлемого уровня очистки или в момент, когда эффективность процесса начинает падать. Сначала ламинарный поток будет, вероятно, преобладать; может оказаться нецелесообразным инициировать поддержку потока за счет электроосмоса, пока ламинарный поток не ухудшится. В некоторых случаях ток может подаваться периодически. В зависимости от плана работ подача тока может длиться от нескольких минут до нескольких дней.
Способ настоящего изобретения был описан применительно к жидкостям ГРП, обработанным полимерным загустителем. По существу, электроосмотический эффект может использоваться с любой жидкостью, которая содержит электролит, т.е. любой жидкостью, которая содержит свободные ионы и, тем самым, ведет себя как электропроводящая среда. Сюда относятся жидкости, обработанные вязкоупругими поверхностно-активными веществами или другими неполимерными загустителями, а также жидкости, вспененные или аэрированные, или представляющие собой эмульсии с внешней водной фазой. Загущенная нефть и эмульсии с внешней масляной фазой также могут использоваться при условии, что они содержат свободные ионы, поскольку низкая концентрация ионов является оптимальной. Многие из химических реагентов, используемых для изменения вязкости жидкостей (полимеры, вязкоупругие поверхностно-активные вещества, эмульгаторы) самозаряжаются; при этом многие из них лучше работают в присутствии солей. Величина электроосмотических эффектов возрастает при повышении pH раствора. Как показали эксперименты, электроосмотические эффекты оптимальны при pH в диапазоне между приблизительно 7 и приблизительно 11, поэтому этот диапазон pH является оптимальным для жидкостей ГРП, используемых в способе настоящего изобретения. Это не зависит от расклинивающего агента.
Преимущества электроосмотического способа настоящего изобретения могут быть расширены за счет использования при гидроразрыве пласта промежуточной жидкости, которая обладает более высокой электропроводностью, чем основная жидкость-носитель. Промежуточная жидкость в значительной степени или полностью течет в пласт при обработке, и, таким образом, является первой жидкостью, которая поступает в трещину при обратном токе (очистке). Вследствие этого электроосмотический эффект более эффективно воздействует на жидкость-носитель, чем на жидкость, поступающую в трещину из пласта, поэтому предпочтительно течет жидкость-носитель, осуществляя очистку чрезвычайно качественно. Аналогичным образом, способ настоящего изобретения особенно эффективен, когда жидкость ГРП, удаляемая посредством очистки, имеет более низкую ионную силу, чем пластовая жидкость; это также свидетельствует о предпочтительном воздействии электроосмотического эффекта на жидкость-носитель в трещине.
Способ настоящего изобретения может быть реализован многими путями, каждый из которых входит в область применения настоящего изобретения. К ним относятся, например: (а) смешивание расклинивающих агентов с различными характеристиками, например легкого электропроводящего расклинивающего агента и незаряженного тяжелого расклинивающего агента (который первым оседает на дно) для обеспечения преимущественной очистки в верхней части трещины; (б) смешивание тяжелого электропроводящего расклинивающего агента и незаряженного более легкого расклинивающего агента (который будет подниматься к верхней части трещины) для обеспечения преимущественной очистки в нижней части трещины, или (в) ступенчатое введение расклинивающих агентов с различными свойствами, начиная с более электропроводящего расклинивающего агента для обеспечения, в первую очередь, очистки конца трещины, и заканчивая агентом с меньшей электропроводностью.
Настоящее изобретение хорошо иллюстрирует приведенный ниже пример.
Пример 1:
Рассмотрим подземную трещину длиной 100 м, заполненную упаковкой расклинивающего агента с проницаемостью К=100 D, насыщенную жидкостью ГРП с вязкостью µ=100 сП. Между концом трещины гидроразрыва и стволом скважины создается перепад давления 107 Па. Ламинарный поток, формируемый в направлении ствола скважины, можно оценить с помощью уравнения (1). Если пренебречь в этом примере эффектом образования языков в результате разности вязкостей, скорость жидкости ГРП, равная 8,6 м/сутки, скорее всего, приведет к своевременной и эффективной очистке трещины. Однако при большой длине трещин извлечение остаточной жидкости ГРП становится серьезной проблемой. Например, если длина трещины увеличивается до 500 м, ламинарный поток обладает скоростью, близкой к 1,7 м/сутки, а это очень мало, учитывая нужную длину очистки.
Можно ожидать, что длина Дебая-Хюккеля (несколько нанометров) окажется очень небольшой по отношению к радиусу пор (несколько микрон). В этой ситуации можно применить хорошо известное уравнение Овербека. Эта формула, действующая в пределах очень тонких двойных слоев, связывает электроосмотический коэффициент β с потенциалом поверхности ζ (см. Овербек. «Коллоидная химия». / Под ред. Х.Р.Кругта, изд-во «Эльзевир Сайенс», Нью-Йорк, 1952 г.) таким образом, что
где ε и F обозначают диэлектрическую проницаемость и пластовый коэффициент соответственно. Диэлектрическая проницаемость ε представляет собой произведение диэлектрической постоянной вакуума (равной 8,85·10-12 Кл2Н-1м-2) на относительную диэлектрическую проницаемость (принятую здесь равной 80, например, для чистой воды при 20°C). Пластовый коэффициент F представляет собой соотношение электропроводностей жидкости и среды (пористой породы или упаковки расклинивающего агента), заполненной той же жидкостью. Пластовый коэффициент большинства пород, присутствующих на поверхности земли, обычно выше 1, поскольку электропроводность воды больше, чем электропроводность осадочных пород. В случае, когда упаковка расклинивающего агента содержит некоторое количество частиц, покрытых электропроводящей смолой, пластовый коэффициент будет намного меньше 1, поскольку очевидно, что электропроводность металлического покрытия намного больше, чем электропроводность жидкости ГРП. Электропроводность питьевой воды находится в диапазоне от 0,005 до 0,05 См/м, тогда как электропроводность морской воды составляет 5 См/м при 20°C. Однако металлы являются превосходными проводниками, обладающими электропроводностью, равной, например, 6·107 См/м для меди и 4·107 См/м для алюминия при 20°C. Отметим для полноты картины, что эти значения, вероятнее всего, немного возрастут при увеличении температуры. В рамках данной работы предполагается, что F равно 0,001.
В Таблице представлена скорость (м/сутки) электроосмотического потока, рассчитанного по уравнению (4) для различных значений ζ и Е. Вязкость жидкости µ поддерживается равной 100 сП, чтобы было возможно сравнение со скоростями ламинарного потока. Отметим, что приведенные здесь уравнения остаются справедливыми для высоких ζ-потенциалов, так как предполагается, что толщина двойного слоя очень мала (см. дополнительные подробности в публикации Gupta и др. (J. Colloid Interface Sci., 303, 593-603, 2006).
В Таблице представлены скорости (в м/сутки) электроосмотического потока, рассчитанного для различных значений потенциала поверхности ζ и электрического поля Е, для µ=100 сП и F=0,001; процентные соотношения, указанные в скобках, получают по отношению к скоростям ламинарного потока при L=500 м, K=100 D, µ=100 сП и ΔP=107 Па. В перспективе ζ-потенциал песков обычно находится в диапазоне от приблизительно -15 до приблизительно -50 мВ; некоторые породы могут иметь ζ-потенциалы приблизительно до -100 мВ; материалы с ζ-потенциалами выше приблизительно -500 мВ являются металлами. Порядки величин, отображаемых Таблице, очень четко показывают, что для разумных значений потенциала поверхности ζ и электрического поля Е вклад электроосмотического потока в общий поток сквозь упаковку расклинивающего агента не является пренебрежимо малым. Электроосмотический эффект может оказывать значительное воздействие на очистку трещины и, таким образом, на продуктивность скважины. Для высоких (более отрицательных) ζ-потенциалов электроосмотический поток может превысить ламинарный. Очевидно, что включение электропроводящих частиц в расклинивающий агент настоятельно рекомендуется в целях оптимизации электроосмотических эффектов. Значение 10 В/м в настоящее время представляет собой практический верхний предел, но электроосмотический эффект и, следовательно, способ настоящего изобретения работоспособен и в более сильных электрических полях. Оператор может оценить электрическое поле, созданное в районе трещины, используя модель, включающую глубину и электропроводность породы.
| Е=0,1 В/м | Е=1 В/м | Е=10 В/м | |
| ζ=-15 мВ | 0,0009 | 0,009 | 0,09 |
| (~0,05%) | (~0,5%) | (~5%) | |
| ζ=-50 мВ | 0,003 | 0,03 | 0,3 |
| (~0,18%) | (~1,8%) | (~18%) | |
| ζ=-100 мВ | 0,006 | 0,06 | 0,6 |
| (~0,35%) | (~3,5%) | (~35%) | |
| ζ=-500 мВ | 0,03 | 0,3 | 3 |
| (~1,8%) | (~18%) | (~180%) | |
| ζ=-1 B | 0,06 | 0.6 | 6 |
| (~3,5%) | (~35%) | (~350%) |
Claims (24)
1. Способ очистки трещины гидроразрыва пласта от жидкости для гидроразрыва в подземной формации, пересеченной скважиной, включающий создание электропроводящий упаковки расклинивающего агента, гидравлический разрыв с помощью электропроводящей жидкости для гидроразрыва, размещение, по меньшей мере, одного электрода, связанного с трещиной гидроразрыва, и воздействие электрического поля на трещину, причем величина напряженности электрического поля в трещине выше приблизительно 0,05 В/м.
2. Способ по п.1, в котором расклинивающий агент содержит песок.
3. Способ по п.1, в котором расклинивающий агент представляет собой керамику с покрытием, которое делает расклинивающий агент электропроводимым.
4. Способ по п.3, в котором покрытие содержит металл.
5. Способ по п.3, в котором покрытие содержит электропроводящую смолу.
6. Способ по п.3, в котором поверхность расклинивающего агента обладает отрицательным потенциалом, по меньшей мере, -50 мВ.
7. Способ по п.1, в котором упаковка расклинивающего агента содержит также электропроводящие волокна.
8. Способ по п.7, в котором волокна растворяются в процессе очистки.
9. Способ по п.1, в котором упаковка расклинивающего агента содержит также металлические частицы.
10. Способ по п.1, в котором упаковка расклинивающего агента содержит частицы расклинивающего агента, которые не являются электропроводящими.
11. Способ по п.10, в котором упаковка расклинивающего агента содержит проводящие и непроводящие частицы различной плотности.
12. Способ по п.1, в котором электропроводность упаковки расклинивающего агента и/или жидкости для гидроразрыва изменяется по длине трещины.
13. Способ по п.1, в котором жидкость для гидроразрыва содержит деструктор геля гидроразрыва пласта.
14. Способ по п.1, в котором pH жидкости находится в диапазоне от приблизительно 7 до приблизительно 11.
15. Способ по п.1, в котором этапу закачки жидкости для гидроразрыва предшествует закачка промежуточной жидкости, обладающей более высокой электропроводностью по сравнению с жидкостью для гидроразрыва.
16. Способ по п.1, в котором жидкость для гидроразрыва обладает более низкой электропроводностью, чем пластовая жидкость.
17. Способ по п.1, в котором также возникает градиент гидравлического давления.
18. Способ по п.1, в котором трещина имеет два крыла, при этом устанавливают, по меньшей мере, по одному электроду для образования электрической связи с каждым крылом.
19. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, один электрод представляет собой обсадную трубу другой скважины.
20. Способ по п.1, в котором электрическое поле возбуждают в начале или после процесса очистки.
21. Способ по п.1, в котором электрическое поле применяется импульсами.
22. Способ по п.1, в котором величина напряженности электрического поля в трещине находится в диапазоне от приблизительно 0,05 В/м до приблизительно 10 В/м.
23. Способ по п.1, в котором упаковка расклинивающего агента содержит также компонент, который уменьшает проницаемость упаковки.
24. Способ по п.1, в котором упаковка расклинивающего агента содержит компонент, увеличивающий площадь поверхности упаковки.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2008/000662 WO2010047612A1 (en) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Fracture clean-up by electro-osmosis |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011119029A RU2011119029A (ru) | 2012-11-27 |
| RU2484237C2 true RU2484237C2 (ru) | 2013-06-10 |
Family
ID=42119491
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011119029/03A RU2484237C2 (ru) | 2008-10-24 | 2008-10-24 | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9745841B2 (ru) |
| CA (1) | CA2741084A1 (ru) |
| RU (1) | RU2484237C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010047612A1 (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2782973A1 (en) | 2011-11-23 | 2014-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | Tight gas stimulation by in-situ nitrogen generation |
| CA2861645C (en) | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| EP2855833A2 (en) | 2012-05-29 | 2015-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| US10060240B2 (en) * | 2013-03-14 | 2018-08-28 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction with electrochemical processes |
| US10457853B2 (en) | 2014-01-10 | 2019-10-29 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| WO2015126365A1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for obtaining data from a subterranean formation |
| US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| EP3132000B1 (en) | 2014-04-17 | 2021-12-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10458220B2 (en) | 2014-09-05 | 2019-10-29 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State Univeristy | System and method for facilitating subterranean hydrocarbon extraction utilizing electrochemical reactions with metals |
| DK201400543A1 (en) | 2014-09-23 | 2016-04-04 | Ecp Licens Aps | Method for Electrically Enhanced Oil Recovery |
| US10443365B2 (en) | 2015-02-23 | 2019-10-15 | Arizona Board Of Regents On Behalf Of Arizona State University | Systems and methods to monitor the characteristics of stimulated subterranean hydrocarbon resources utilizing electrochemical reactions with metals |
| CA3002240A1 (en) | 2015-11-05 | 2017-05-11 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
| US20190040311A1 (en) * | 2016-05-26 | 2019-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing applications of electrically controlled propellants in subterranean formations |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU918918A1 (ru) * | 1980-06-12 | 1982-04-07 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол зоны гидроразрыва горных пород |
| SU1686136A1 (ru) * | 1989-04-28 | 1991-10-23 | Научно-производственное объединение "Техника и технология добычи нефти" | Способ создани скважинного электрода дл электрического воздействи на продуктивный пласт |
| US5187011A (en) * | 1989-12-04 | 1993-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Composition comprising encapsulated substrate with thermoplastic polymer overcoating |
| RU2256786C2 (ru) * | 2002-04-19 | 2005-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ расклинивания трещины в подземном пласте (варианты) и способ гидроразрыва в подземном пласте |
| US20050274510A1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-12-15 | Nguyen Philip D | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US20060102345A1 (en) * | 2004-10-04 | 2006-05-18 | Mccarthy Scott M | Method of estimating fracture geometry, compositions and articles used for the same |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| RU2007104596A (ru) * | 2007-02-07 | 2008-08-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук (ИПМех РАН) (RU) | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта (варианты) |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5551516A (en) * | 1995-02-17 | 1996-09-03 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing process and compositions |
| US6069118A (en) | 1998-05-28 | 2000-05-30 | Schlumberger Technology Corporation | Enhancing fluid removal from fractures deliberately introduced into the subsurface |
| US6192985B1 (en) * | 1998-12-19 | 2001-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up |
| US6283212B1 (en) | 1999-04-23 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for deliberate fluid removal by capillary imbibition |
| US6908888B2 (en) * | 2001-04-04 | 2005-06-21 | Schlumberger Technology Corporation | Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids |
| US7398926B1 (en) | 2003-10-06 | 2008-07-15 | Applied Wireless Identifications Group, Inc. | Apparatus and method for programming an RFID transponder using a constrained field |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7350572B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling fluid loss |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| RU55869U1 (ru) * | 2005-08-30 | 2006-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Устройство для очистки скважины после гидроразрыва |
| CA2675780C (en) * | 2007-03-22 | 2015-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Granular electrical connections for in situ formation heating |
-
2008
- 2008-10-24 WO PCT/RU2008/000662 patent/WO2010047612A1/en active Application Filing
- 2008-10-24 US US13/125,099 patent/US9745841B2/en active Active
- 2008-10-24 CA CA2741084A patent/CA2741084A1/en not_active Abandoned
- 2008-10-24 RU RU2011119029/03A patent/RU2484237C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU918918A1 (ru) * | 1980-06-12 | 1982-04-07 | Институт Горного Дела Со Ан Ссср | Способ контрол зоны гидроразрыва горных пород |
| SU1686136A1 (ru) * | 1989-04-28 | 1991-10-23 | Научно-производственное объединение "Техника и технология добычи нефти" | Способ создани скважинного электрода дл электрического воздействи на продуктивный пласт |
| US5187011A (en) * | 1989-12-04 | 1993-02-16 | Exxon Research And Engineering Company | Composition comprising encapsulated substrate with thermoplastic polymer overcoating |
| RU2256786C2 (ru) * | 2002-04-19 | 2005-07-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ расклинивания трещины в подземном пласте (варианты) и способ гидроразрыва в подземном пласте |
| US7398826B2 (en) * | 2003-11-14 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment with dissolvable polymer |
| US20050274510A1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-12-15 | Nguyen Philip D | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US20060102345A1 (en) * | 2004-10-04 | 2006-05-18 | Mccarthy Scott M | Method of estimating fracture geometry, compositions and articles used for the same |
| RU2007104596A (ru) * | 2007-02-07 | 2008-08-20 | Институт проблем механики Российской Академии наук (ИПМех РАН) (RU) | Способ определения параметров трещины гидроразрыва пласта (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2741084A1 (en) | 2010-04-29 |
| RU2011119029A (ru) | 2012-11-27 |
| WO2010047612A1 (en) | 2010-04-29 |
| US9745841B2 (en) | 2017-08-29 |
| US20110278012A1 (en) | 2011-11-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2484237C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва пласта | |
| Singh et al. | Synergy between nanoparticles and surfactants in stabilizing foams for oil recovery | |
| Park et al. | Microfluidic investigation of salinity-induced oil recovery in porous media during chemical flooding | |
| AU2014337582B2 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| US10240078B2 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| AU2014337582A1 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| Ansari et al. | Electrokinetic driven low-concentration acid improved oil recovery in Abu Dhabi tight carbonate reservoirs | |
| US10018023B2 (en) | Method of microbially assisted water alternating gas injection as a means of enhanced oil recovery by supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| Lv et al. | Dynamic filtration behavior of dry supercritical CO2 foam with nanoparticles in porous media | |
| Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
| Andersen | Steady-state gas flow from tight shale matrix subject to water blocking | |
| US11352867B2 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery with electric current | |
| RU2662724C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глиносодержащим коллектором | |
| Jia et al. | Laboratory Evaluation of Electrically Enhanced Oil Recovery in Tight Reservoirs | |
| Ansari | Investigation of Electrokinetic Low-concentration acid IOR (EK LCA-IOR) for Abu Dhabi carbonate reservoirs | |
| US9109443B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation of heavy and extra heavy oil wells | |
| US20130048288A1 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
| US20240132774A1 (en) | Injection and hydraulic fracturing fluids containing zwitterionic surfactants and related methods | |
| RU2825909C1 (ru) | Способ разработки высокообводненной нефтяной залежи | |
| Sultanova et al. | About impact of clogging phenomena on well productivity | |
| RU2244109C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| WO2017060747A1 (en) | Advanced electrokinetic (ek) oil recovery using low concentration acids (lca) | |
| RU2125153C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Scheurer | Sorption of Nanomaterials to Rock | |
| Sultanova et al. | O wpływie zjawiska kolmatacji na wydajność odwiertu |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151025 |