RU2489569C2 - Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин - Google Patents
Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2489569C2 RU2489569C2 RU2009146379/03A RU2009146379A RU2489569C2 RU 2489569 C2 RU2489569 C2 RU 2489569C2 RU 2009146379/03 A RU2009146379/03 A RU 2009146379/03A RU 2009146379 A RU2009146379 A RU 2009146379A RU 2489569 C2 RU2489569 C2 RU 2489569C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- substrate
- particles
- composite
- magnetic particles
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 239000000463 material Substances 0.000 title description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 102
- 239000000758 substrate Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 61
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000005291 magnetic effect Effects 0.000 claims abstract description 26
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000002923 metal particle Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 claims description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 39
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 39
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 33
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 22
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 claims description 22
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 17
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 16
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 16
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 claims description 11
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 9
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 claims description 7
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- 235000008331 Pinus X rigitaeda Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011613 Pinus brutia Nutrition 0.000 claims description 3
- 241000018646 Pinus brutia Species 0.000 claims description 3
- XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N acrylonitrile butadiene styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC#N.C=CC1=CC=CC=C1 XECAHXYUAAWDEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229920000122 acrylonitrile butadiene styrene Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004676 acrylonitrile butadiene styrene Substances 0.000 claims description 3
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims description 3
- 229920006244 ethylene-ethyl acrylate Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 3
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 claims description 2
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims description 2
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000002314 glycerols Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000012948 isocyanate Substances 0.000 claims description 2
- 150000002513 isocyanates Chemical class 0.000 claims description 2
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims description 2
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical class OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 claims description 2
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 claims description 2
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 2
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims description 2
- 239000002174 Styrene-butadiene Substances 0.000 claims 1
- MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N butadiene-styrene rubber Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1 MTAZNLWOLGHBHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000011115 styrene butadiene Substances 0.000 claims 1
- 229920003048 styrene butadiene rubber Polymers 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 11
- 229960004011 methenamine Drugs 0.000 description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 7
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 6
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000001723 curing Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 4
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004840 adhesive resin Substances 0.000 description 3
- 229920006223 adhesive resin Polymers 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 3
- SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;phenol Chemical class O=C.OC1=CC=CC=C1 SLGWESQGEUXWJQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 3
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 229920005992 thermoplastic resin Polymers 0.000 description 3
- QLZJUIZVJLSNDD-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methylidenebutanoyloxy)ethyl 2-methylidenebutanoate Chemical compound CCC(=C)C(=O)OCCOC(=O)C(=C)CC QLZJUIZVJLSNDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004831 Hot glue Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- FSCIDASGDAWVED-UHFFFAOYSA-N dimethyl hexanedioate;dimethyl pentanedioate Chemical compound COC(=O)CCCC(=O)OC.COC(=O)CCCCC(=O)OC FSCIDASGDAWVED-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 239000005042 ethylene-ethyl acrylate Substances 0.000 description 2
- 230000005294 ferromagnetic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 229920000468 styrene butadiene styrene block copolymer Polymers 0.000 description 2
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 2
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 2-methylbuta-1,3-diene;styrene Chemical compound CC(=C)C=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 VSKJLJHPAFKHBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 229910000531 Co alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N Dimethyl adipate Chemical compound COC(=O)CCCCC(=O)OC UDSFAEKRVUSQDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MUXOBHXGJLMRAB-UHFFFAOYSA-N Dimethyl succinate Chemical compound COC(=O)CCC(=O)OC MUXOBHXGJLMRAB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004822 Hot adhesive Substances 0.000 description 1
- 229910001030 Iron–nickel alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 description 1
- 229910000676 Si alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- QVYYOKWPCQYKEY-UHFFFAOYSA-N [Fe].[Co] Chemical compound [Fe].[Co] QVYYOKWPCQYKEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003377 acid catalyst Substances 0.000 description 1
- 230000001464 adherent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N buta-1,3-diene;styrene Chemical compound C=CC=C.C=CC1=CC=CC=C1.C=CC1=CC=CC=C1 FACXGONDLDSNOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005429 filling process Methods 0.000 description 1
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920002285 poly(styrene-co-acrylonitrile) Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011819 refractory material Substances 0.000 description 1
- 229920003987 resole Polymers 0.000 description 1
- SBEQWOXEGHQIMW-UHFFFAOYSA-N silicon Chemical compound [Si].[Si] SBEQWOXEGHQIMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 229910052566 spinel group Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 1
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
- C09K8/60—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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
- Paints Or Removers (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Road Paving Structures (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
- Porous Artificial Stone Or Porous Ceramic Products (AREA)
Abstract
Изобретение относится к композициям на основе частиц, применяемых при обработке подземных пластов. Способ обработки подземных пластов включает введение в трещины гидроразрыва пласта частиц, содержащих композитный проппант, содержащий основу подложки проппанта с приклеенным покрытием магнитных металлических частиц, составляющих 0,1-10% от массы композитного проппанта, по меньшей мере, 90 масс.% которых имеет распределение по размеру 20-150 мкм, по меньшей мере, 90 масс.% подложки имеет распределение частиц по размеру 8-60 меш (250-2380 мкм), подложка достаточно прочная, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, 3000 фунтов/кв. дюйм. Дисперсный композитный проппант, содержащий подложку проппанта с приклеенным покрытием магнитных металлических частиц, составляющих 0,1-10% от массы композитного проппанта, по меньшей мере, 90 масс.% которых имеет распределение по размеру 20-150 мкм, по меньшей мере, 90 масс.% подложки имеет распределение частиц по размеру 8-60 меш, подложка достаточно прочная, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, 3000 фунтов/кв. дюйм. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - усиление устойчивости пласта и уменьшение выноса частиц. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение относится к композициям на основе частиц, которые применяются при обработке пласта гидроразрывом (т.е. в качестве композитного расклинивающего агента, проппанта), и которые также пригодны при заполнении гравием в методе защиты от выноса песка, или в других случаях обработки пластов скважин. В частности, изобретение направлено на использование композитного проппанта в способе усиления устойчивости и уменьшения выноса частиц и переноса мелких фракций в пластах скважин. Композитный проппант состоит из подложки, содержащей магнитные частицы, прикрепленные к внешней поверхности проппанта с использованием адгезивного связующего в качестве покрытия на подложке проппанта.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Проппанты применяют для удержания в раскрытом состоянии трещин, созданных гидроразрывом подземного пласта (ГРП), например, в нефте- и газоносных пластах. Обычно гидроразрыв осуществляют в подземных пластах для увеличения добычи нефти или газа. Гидроразрыв может возникать в результате закачки в скважину под высоким давлением вязких жидкостей для разрыва. Сразу после образования трещины дисперсный материал, называемый здесь "расклинивающий агент" или "проппант", помещают в пласт для поддержания разрыва в "расклиненном" открытом состоянии после снятия давления закачки. В процессе формирования трещины разрыва проппанты вносятся в скважину с жидкостью в суспендированном виде и заполняют трещину шламом частиц проппанта. При сбросе давления проппанты застревают в трещинах так, что трещины не закрываются после понижения давления гидроразрыва. Использование проппантов увеличивает производство нефти и/или газа из подземного пласта путем обеспечения высокопроводящих каналов через пласт для протекания нефти и/или газа в забой скважины.
Эксплуатация таких каналов обеспечивает интенсивный приток различных флюидов, например углеводородов, таких как природный газ и нефть.
Широко используемые материалы для проппантов включают: (1) дисперсную спеченную керамику, обычно оксид алюминия, диоксид кремния или боксит, часто с использованием связующего на основе глиноподобных материалов или других добавок для увеличения прочности на сжатие дисперсных материалов, особенно спеченного боксита; (2) природный, сравнительно грубодисперсный, песок с приблизительно сферическими частицами, известный как "расклинивающий песок", и (3) частицы (1) и (2), покрытые полимерной смолой, т.е. проппант с полимерным покрытием.
Одной из проблем, с которыми обычно сталкиваются при использовании этих или других таких проппантов, применяемых для удерживания в открытом состоянии трещин, созданных в подземном пласте, является вынос как проппанта, так и других частиц из пласта с добываемым углеводородом.
Один из методов подавления такого выноса основан на использовании покрытого проппанта, когда проппант покрывают термореактивным полимерным покрытием. Такой полимер предназначен для отверждения по месту, создавая твердую проницаемую массу после заклинивания проппанта в пласте. Обычно покрытый полимером проппант осаждают в трещинах после первоначального осаждения большого количества непокрытого материала проппанта. Другими словами, последнюю порцию проппанта, осажденного в каждой трещине, которую в нефтедобыче часто называют "хвостовой", составляет проппант с термореактивным полимерным покрытием. После отверждения полимера хвостовая порция проппанта превращается в твердую проницаемую массу с высокой прочностью на сжатие. Создав такую структуру в пласте, можно надеяться, что не связанные проппанты и дисперсные частицы пласта не будут выноситься из разрывов с добываемыми углеводородами.
Другой подход к уменьшению выноса частиц описан в находящейся одновременно на рассмотрении заявке США 11/456897. Согласно этому изобретению, проппант покрывают слоем термопластичного полимерного адгезива. Одним из наиболее предпочтительных классов используемых термопластичных материалов являются вещества, называемые термоклеями. При использовании таких материалов покрытие проппанта проявляет латентную клейкость, т.е. клейкость покрытия не проявляется до того момента, пока проппант не попадет в нефтеносный пласт. Латентная клейкость способствует свободному обращению с таким покрытым проппантом вплоть до его помещения в забое скважины, где начинается агрегация, поскольку при этом термопластичное покрытие размягчается или, по меньшей мере, частично плавится с образованием клейкого (липкого) материала (адгезива) и образует агломераты частиц за счет мостиков между ними и тем самым формирует устойчивую структуру внутри трещины для обеспечения внутри подземной формации участка, проницаемого для флюидов.
Патент США 6 116 342 описывает другой подход к предотвращению выноса при проведении гидроразрывов. Согласно раскрытому способу, комбинацию проппанта и отдельного намагниченного материала помещают в разрыв пласта. Намагниченный материал состоит из металла, способного намагничиваться, который может быть в виде микросфер, волокон, полосок, частиц и т.п., или этот металл может быть либо внедрен в неметаллический материал, либо покрывать его. В процессе движения намагниченного материала в пустотах или каналах, находящихся в слое проппанта, через который из пласта могут выноситься как частицы осажденного проппанта, так и природные частицы пласта, намагниченный материал образует кластеры, удерживаемые вместе силами магнитного притяжения. Такие кластеры целенаправленно способствуют образованию проницаемых мостиков проппанта. Такие мостики из проппанта и намагниченного материала задерживают вынос проппанта и твердых частиц пласта, способствуя протеканию углеводородов через пласт.
В этом предшествующем патенте указывается на то, что намагниченный материал, используемый с проппантом, имеющим определенный размер частиц, должен также иметь подобный проппанту размер частиц с тем, чтобы обеспечить необходимую проницаемость массе проппанта, содержащей намагниченный материал. В патенте также предлагается вводить намагниченный материал вместе с проппантом в трещину или трещины в количестве примерно 0,1-25% от массы проппанта, и предпочтительно в интервале 1-5% от массы проппанта.
Поскольку такие методы могут применяться для борьбы с нежелательным потоком твердых частиц через пласт в процессе добычи углеводородов, в этой области продолжается поиск других методов осуществления гидроразрыва и помещения проппанта в подземных формациях для осуществления ограничения выноса как проппанта, так и выбуренных частиц с потоком добываемых углеводородов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение направлено, в частности, на использование композитного проппанта в способе усиления устойчивости пласта и уменьшения выноса частиц и мелких фракций в пласте скважины. Композитный проппант по настоящему изобретению состоит из подложки проппанта с магнитными частицами в виде покрытия на поверхности подложки проппанта, прикрепленными к ее поверхности с помощью клейкого связующего. В таком виде настоящее изобретение представляет усовершенствование способа, описанного в патенте США 6 116 342.
Подложки проппантов, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают традиционные материалы проппантов, такие как (1) дисперсная спеченная керамика, обычно оксид алюминия, диоксид кремния или боксит, возможно с глиноподобными связующими или другими добавками для увеличения прочности частиц на сжатие, в частности, спеченного боксита, и (2) природный, сравнительно грубозернистый, песок с частицами примерно сфероидальной формы, обычно называемый "расклинивающий песок". Как будет описано ниже, также могут применяться и другие материалы, которые, как раскрыто, пригодны для применения в качестве проппантов, такие как новейшие разработанные материалы с повышенным сопротивлением раздавливанию.
В одном варианте изобретения магнитные частицы прикрепляются к поверхности таких устойчивых к раздавливанию подложек проппанта, включая перечисленные выше традиционные подложки проппанта. Магнитные частицы могут крепиться к подложке проппанта разнообразными методами, например, с использованием адгезивного покрытия. Количество магнитных частиц, закрепленных на поверхности подложки проппанта, может быть в интервале приблизительно от 0,1 до 10% от массы подложки проппанта, предпочтительно в количестве примерно от 0,5 до 5 % от массы проппанта. (В более широком аспекте настоящего изобретения, подобные покрытия магнитных частиц можно также наносить на подложки проппанта с более низкой плотностью, например, на пустотелые стеклянные бусинки, скорлупу грецких орехов и легковесную керамику с изолированной пористостью, с целью достижения того же эффекта.)
С практической точки зрения настоящего изобретения магнитные частицы могут быть изготовлены из металлов, способных намагничиваться, выбранных из группы, состоящей из железа, феррита, низкоуглеродистой стали, железо-кремниевых сплавов, железо-никелевых сплавов, железо-кобальтовых сплавов и других металлов, способных намагничиваться. Такие металлы, способные намагничиваться, используются в виде малых частиц, которые наносят в порошкообразном виде на внешнюю поверхность подложки проппанта с помощью адгезивного покрытия. Металлические частицы могут быть намагничены либо до, либо после нанесения покрытия. Предпочтительным источником магнитных частиц является магнетит, который представляет собой ферромагнитный минерал с химической формулой Fe3O4, один из нескольких оксидов железа, принадлежащий к группе шпинели.
Как отмечалось выше, малые частицы магнетита являются удобным источником магнитных частиц с магнитными свойствами. Магнетит является ферромагнитным минералом, также известным как оксид железа(II, III). Магнетит имеет химическую формулу Fe3O4, которую иногда представляют как FeO·Fe2O3, чтобы полнее отразить структуру минерала.
Частицы магнетита коммерчески доступны в виде частиц различных средних размеров и размерных интервалов. Предпочтительно используют частицы с размерами, значительно меньшими размеров частиц проппанта. Обычно частицы, имеющие средний (среднечисловой) размер частиц около 10-100 000 нм, предпочтительно примерно от 200 до 80 000 нм и чаще всего примерно от 1000 до 50 000 нм, можно смешивать с подходящим клеем для нанесения покрытия на частицы проппанта. Как альтернатива, частицы магнетита можно приклеивать к адгезивному покрытию после того, как покрытие было нанесено на частицы проппанта, но до того, как клей высох (или затвердел). Средний размер частиц подбирается специалистом так, чтобы обеспечить необходимые магнитные свойства проппанта наряду с минимальной стоимостью. Например, преимуществом малых частиц является легкость их приклеивания и удержания на поверхности частиц проппанта. Однако такие малые частицы являются относительно дорогостоящими по сравнению с более крупными частицами. Аналогично, крупные частицы обладают более сильным магнитным действием и дешевле более мелких частиц. Можно использовать частицы смешанных размеров. В том случае, когда используют их смесь, предпочтительно очень тщательно перемешивать частицы. Специалист в данной области может осуществить подбор размера магнитных частиц, пользуясь рекомендациями, изложенными в данном изобретении.
Композитные проппанты, имеющие сердцевину в виде подложки проппанта с высоким сопротивлением раздавливанию и покрытие из магнитных частиц (описанных выше), приклеенных к поверхности проппанта, могут быть изготовлены разными способами. Подложка проппанта композитного проппанта по настоящему изобретению должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 3000 фунтов/кв. дюйм, предпочтительно, сопротивление проппанта раздавливанию должно быть достаточным, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 5000 фунтов/кв. дюйм, а еще предпочтительнее, сопротивление проппанта раздавливанию должно быть достаточным, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 7500 фунтов/кв. дюйм и выше. В одном примере подложка проппанта с высоким сопротивлением раздавливанию, например, частицы керамики или кварцевого песка, могут быть нагреты и смешаны с адгезивной смолой и магнитным дисперсным материалом. Полимерную смолу добавляют к смеси как адгезив для приклеивания магнитных частиц к поверхности подложки проппанта. После перемешивания подложки проппанта с клеящей смолой и магнитными частицами в течение предварительно определенного времени, смесь выгружают, просеивают и охлаждают.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к композитным проппантам, состоящим из подложки проппанта и покрытия на подложке в виде малых магнитных частиц, приклеенных к подложке с использованием адгезивного связующего. Композитный проппант можно применять при добыче нефти и газа для "поддержания/расклинивания" трещин гидроразрывов в подземных пластах. Проппант удерживает гидроразрывы в открытом состоянии для притока нефти и/или природного газа, а когезивные силы между покрытиями магнитных частиц на отдельных частицах проппанта способствуют образованию сплошного слоя, который, в основном, действует подобно фильтру для задержания выноса.
Данное изобретение также рассматривает покрытую подложку проппанта в качестве композитного проппанта и способы изготовления и применения этих композитных проппантов.
Согласно одному или нескольким положениям настоящего изобретения, трещины в подземных формациях могут быть созданы путем закачивания специальных жидкостей (например, жидкостей для трещинообразования или жидкостей разрыва) в подземную формацию. Способы осуществления гидроразрыва пласта (ГРП) и соответствующие трещинообразующие жидкости, используемые в таких операциях, общеизвестны специалистам в данной области и не являются частью данного изобретения (см., например, патенты США 6 059 034 и 6 330 916). Жидкость для такой обработки (жидкость для гидроразрыва) вводится под высоким давлением, чтобы принудительно создать подземные трещины. При бурении на нефть подземные трещины могут увеличивать размер и количество каналов, через которые извлекают нефть и/или другие углеводороды. Создание трещин в подземных пластах обычно увеличивает приток углеводородных материалов (например, нефти), извлекаемых в процессе добычи.
Широко известно, что проппанты вводят и заклинивают в трещинах с целью удержания этих разрывов в открытом состоянии. Без такой поддерживающей структуры (обеспеченной проппантом), удерживающей трещины в открытом состоянии, эти разрывы, вероятно, будут закрываться до определенной степени, препятствуя последующему притоку жидких углеводородов через трещины в пласте. Проппанты обычно вводят при первом введении жидкости разрыва или могут быть включены при последующем введении жидкости в формацию для удержания трещины пласта в открытом состоянии. Во многих случаях трещины могут создаваться на участках, отдаленных от точки введения жидкости. Химические составы подходящих жидкостей разрыва для транспортирования проппантов через подземный пласт известны и не нуждаются в подробном описании здесь, поскольку такие жидкости не составляют критическую часть настоящего изобретения. Как только покрытые композитные проппанты по настоящему изобретению достигают трещины, эти проппанты заклиниваются внутри трещины и с помощью покрытия магнитных частиц на их поверхности агломерируются с образованием устойчивой структуры внутри трещины, обеспечивая проницаемую для флюидов зону.
С целью приготовления композитного проппанта по настоящему изобретению, подложка проппанта с высоким сопротивлением раздавливанию, которая обычно включает дисперсный материал, например, песок, природный минерал, например, плавленный диоксид циркония, керамический материал, например, спеченный боксит или спеченный оксид алюминия, или другие, некерамические огнеупорные материалы, такие как молотая или стеклянная дробь, а также все вышеперечисленные, покрытые полимерными смолами, покрывается магнитными частицами. Подложка проппанта, используемая для приготовления композитного проппанта по настоящему изобретению должна быть достаточно прочной, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 3000 фунтов/кв. дюйм, предпочтительно, сопротивление подложки проппанта раздавливанию должно быть достаточным, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 5000 фунтов/кв. дюйм, а еще более предпочтительно, сопротивление подложки проппанта раздавливанию должно быть достаточным, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, величиной 7500 фунтов/кв. дюйм и выше.
Подложка проппанта, например песок или керамика (произвольно покрытая полимерной смолой), обычно характеризуется распределением частиц в интервале от 4 до 100 меш (по номерам системы стандартных сит США) (то есть частицы проходят через отверстие сита размером около 4760 микрон (4 меш) и удерживаются на сите с размером отверстия около 150 микрон (100 меш)). Предпочтительно подложки проппантов имеют распределение частиц по размерам в интервале от 8 до 60 меш, и наиболее часто в интервале от 16 до 50 меш ((предпочтительно, по меньшей мере, 90 масс.% частиц удовлетворяют такому интервалу размеров в меш)). Особенно предпочтительны подложки проппантов с таким распределением частиц по размерам, чтобы, по меньшей мере, 90 масс.% частиц имело размер в интервале от 20 до 40 меш, т.е. в промежутке приблизительно от 425 до 850 мкм.
В соответствии с настоящим изобретенем, подложка проппанта впоследствии обеспечивается покрытием из магнитных частиц. В самом широком аспекте данного изобретения подложку проппанта можно покрыть и, предпочтительно, покрывают предварительно намагниченными металлическими частицами, такими как магнетит. Магнитные частицы могут быть включены в покрытие на подложке проппанта путем предварительного смешивания их с полимерной композицией, применяемой для покрытия подложки проппанта, или путем отдельного добавления частиц в процессе покрытия проппанта. Альтернативно, вместо этого таким же образом подложку проппанта можно покрыть металлическими частицами, способными намагничиваться, и затем композитный проппант можно пропустить через магнитное поле для намагничивания частиц в готовом покрытии. В этом последнем случае магнитную обработку можно осуществлять до или после суспендирования покрытого проппанта в жидкости разрыва.
Предпочтительно, магнитные частицы имеют меньшие размеры частиц, чем частицы подложки проппанта, обычно магнитные частицы имеют средний (то есть, среднечисловой) размер частиц на 50% меньше, чем 90 масс.% частиц проппанта, и более предпочтительно, магнитные частицы имеют средний (то есть, среднечисловой) размер частиц на порядок величины меньше, чем 90 масс.% частиц проппанта. В одном способе осуществления изобретения магнитные частицы имеют распределение частиц по размерам в интервале от 30 до менее, чем 635 меш (согласно системе стандартных сит США), то есть размер частиц меньше, чем 600 микрон и, возможно, меньше, чем 20 микрон. Традиционно, когда ссылаются на интервал размеров, выраженный в меш, имеют в виду, что это распределение частиц, прошедших через сито с большим открытым размером меш, в упомянутом интервале, и удерживающихся на сите, имеющем меньшие открытые (более закрытые) размеры меш, в упомянутом интервале. В большинстве случаев предполагается, что, по меньшей мере, 90 масс.% частиц в данном образце имеют указанное распределение. Обычно магнитные частицы имеют распределение по размерам в интервале от 100 меш до менее чем 635 меш, то есть размеры частиц меньше, чем 150 мкм и вплоть до 20 мкм. Предпочтительно, магнитные частицы имеют распределение по размерам в интервале от 170 меш до менее чем 635 меш, то есть размеры частиц меньше, чем 90 мкм и вплоть до 20 мкм.
Чтобы приготовить композитный проппант по настоящему изобретению, магнитные (или способные намагничиваться) частицы приклеивают к поверхности подложки проппанта. В предпочтительном варианте настоящего изобретения это осуществляется фиксацией частиц на поверхности подложки проппанта, используя адгезивное связующее. Адгезив обычно применяют в количестве от 1 до 10 процентов от массы подложки проппанта, и более часто, в количестве от 2 до 5%. В наиболее широком аспекте настоящего изобретения, можно использовать большое разнообразие адгезивов, включая фенольные смолы, карбамидные смолы, изоцианатные смолы, эпоксидные смолы и тому подобное. Природа адгезивной смолы не является критичной.
Одним из наиболее широко применяемых адгезивов по настоящему изобретению является класс фенолформальдегидных новолачных смол, обычно используемых для покрытия традиционных проппантов. Фенолформальдегидные новолачные смолы можно получить путем реакции молярного избытка фенола с формальдегидом в присутствии кислотного катализатора, такого как серная кислота, соляная кислота или щавелевая кислота (обычно в количестве 0,2-2,0 масс.% по отношению к фенолу). поддержание такого молярного отношения фенола к формальдегиду, как, например, 1:0,7-0,9, является широко принятым в процессе приготовления таких смол. Однако настоящее изобретение не ограничивается каким-либо особым типом новолачных смол.
Новолачные смолы являются термопластичными, то есть они не сшиваются самопроизвольно. Новолачные смолы превращаются в отвержденные смолы, например, путем реакции под воздействием тепла со сшивающим агентом, таким как гекса (также называемым гексамин или гексаметилентетрамин), или, например, при смешивании их с твердым кислотным катализатором и параформальдегидом путем реакции под воздействием тепла. Новолачные смолы можно отверждать с помощью других сшивающих агентов, таких как резолы или эпоксиды.
Новолачные смолы достаточно долго применяют для покрытия проппантов. Твердые новолачные смолы, обычно в виде хлопьев, добавляют к подогретому проппанту (200-400˚F) (93-204˚С) в соответствующем производственном аппарате для нанесения покрытий, с температурой выше температуры плавления новолака (обычно 170-200˚F) (77-93˚С). Тепло способствует расплавлению новолачной смолы, а перемешивание позволяет равномерно покрывать поверхность проппанта. Вслед за достижением равномерного покрытия обычно добавляют водный раствор гексамина. Добавляемая вода охлаждает покрытый проппант путем испарения, в то время как гексамин равномерно распределяется в объеме смолы. Такое охлаждение быстро снижает температуру покрытого проппанта и первоначально предотвращает отверждение новолачной смолы в результате добавления гексамина. Покрытый таким образом проппант можно выгрузить на этой стадии, дополнительно охладить и просеять. При использовании проппанта присутствующий в новолачном покрытии гексамин допускает отверждение покрытия в условиях повышенной температуры, имеющей место в подземных условиях (отверждение по месту). В альтернативном процессе, могут быть созданы условия для полного отверждения новолачно-гексаминового покрытия в самом смесителе, до выгрузки покрытого проппанта (предварительно отвержденное покрытие). Такие методы покрытия и отверждения хорошо известны и понятны из предшествующего уровня техники и могут быть приспособлены к использованию путем обычного эксперимента при закреплении магнитных (или способных намагничиваться) частиц на подложке проппанта в соответствии с настоящим изобретением.
В соответствии с настоящим изобретением, общепринятый способ получения покрытого проппанта с помощью новолачной смолы модифицирован так, что включает магнитные (или способные намагничиваться) частицы вместе с расплавленной новолачной смолой и проппантом в процесс смешивания. Таким образом, после остывания покрытия эти частицы оказываются приклеенными к поверхности подложки проппанта в результате адгезивного действия новолачной смолы. Альтернативно, магнитные (или способные намагничиваться) частицы можно добавлять к твердой новолачной смоле в отдельной операции, то есть, до операции покрытия. Этот пример осуществления изобретения проиллюстрирован в следующих подробных примерах.
В другом примере осуществления данного изобретения адгезив, используемый для приклеивания магнитных (или способных намагничиваться) частиц к подложке проппанта, может быть термопластичным полимером такого типа, который раскрывается в находящейся одновременно на рассмотрении заявке США 11/456897, которая включена в данное изобретение посредством ссылки.
В частности, различные типы термопластичных материалов, которые могут применяться в качестве адгезивов для приклеивания магнитных (или способных намагничиваться) частиц к подложке проппанта в этом примере осуществления изобретения, в широком смысле включают полиэтилен; полипропилен; сополимеры СИС (стирол-изопрен-стирол); сополимеры АБС (то есть акрилонитрил-бутадиен-стирол); сополимеры СБС (стирол-бутадиен-стирол); полиуретаны; сополимеры ЭВА (этилен-винилацетат); полистирол; акриловые полимеры; поливинилхлорид и другие подобные фторопластики; сосновые канифоли и модифицированные канифоли, например, эфиры канифоли, включая эфиры глицерина с канифолью и эфиры пентаэритрита с канифолью; полисульфид; сополимеры ЭЭА (этилен-этилакрилата); стирол-акрилонитрильные сополимеры; найлоны; фенолформальдегидные новолачные смолы, воски и другие подобные материалы и их смеси. Особо предпочтительными при использовании в качестве термопластичного адгезивного материала являются такие вещества, которые принято называть термоклеи. Например, в качестве адгезивов для приклеивания магнитных (или способных намагничиваться) частиц к подложке проппанта с высоким сопротивлением раздавливанию могут применяться термоклеи такие, как Opt-E-Bond™ HL0033, производимый компанией HB Fuller Co., и Cool-Lok™ 34-250A, производимый компанией National Adhesives. Другие варианты адгезивов включают сосновую канифоль и модифицированные древесные смолы, предлагаемые компанией Georgia Pacific Corporation как NOVARES® 1100 и NOVARES® 1182.
Одним из преимуществ использования такой термопластичной смолы в качестве адгезива примени к композитному проппанту по настоящему изобретению является то, что после помещения покрытого термопластичным клеем проппанта в трещину термическая энергия подземной формации приводит к проявлению липкости (клейкости) термопластика и его связывание с другими проппантами, покрытыми термопластиком подобным образом, действуя тем самым совместно с магнитными частицами покрытия и образуя распирающую структуру для удержания трещины гидроразрыва в открытом состоянии. Более того, ожидается, что липкие (клейкие) по своей природе покрытые термопластиком проппанты будут содействовать предохранению магнитных частиц от стирания с подложки проппанта и/или содействовать улавливанию любых частиц, возникающих в процессе износа, и могут также улавливать другие свободные твердые частицы из выносного потока. Таким образом, количество твердого материала, уносимого с добываемыми углеводородами, например, нефтью, можно дополнительно регулировать или уменьшать, способствуя дальнейшему уменьшению выноса.
В одном примере настоящего изобретения порошок магнетита смешивают с расплавленной термопластичной смолой, и этот расплав смеси наносят как покрытие на подложку пропанта для получения композитного проппанта. В качестве альтернативы, порошок магнетита (или другого равнозначного материала) можно смешать с расплавленной термопластичной смолой, которую затем охлаждают с образованием смолы в твердой форме (например, хлопьев) с магнитными (или способными намагничиваться) частицами, распределенными в ее массе. Полученную таким образом смолу применяют в дальнейшем для покрытия подложки проппанта. Таким образом, композитный проппант не только приобретает свойственную ему липкость, но он также приобретает улучшенную связность частиц, благодаря адгезии магнитных частиц к проппанту.
Количество магнитных частиц, используемых для покрытия подложки проппанта, может изменяться в широких пределах примерно от 0,5 до 50,0% от массы подложки проппанта. При желании, данное изобретение позволяет приклеивать большие количества магнитных частиц к подложке проппанта, например, свыше 25% и вплоть до 50% от массы проппанта. Наиболее часто количество магнитных частиц, используемых в покрытии на подложке проппанта, может быть в пределах приблизительно от 1% до 5% от массы подложки проппанта.
Как было отмечено выше, подложки проппанта, покрытые магнитными частицами, могут включать любой дисперсный материал с достаточным сопротивлением раздавливанию для применения в качестве проппанта и могут включать широко используемые подложки проппанта такие, как кварцевый песок, керамика, боксит и им подобные, а также все перечисленные материалы, предварительно покрытые смолой.
Относительно размеров, композитные проппанты по настоящему изобретению типично имеют распределение частиц по размерам в пределах 4-100 меш (с размерами меш, соответствующими системе стандартных сит США). Обычно, по меньшей мере, 90 масс.% частиц (например, композитного проппанта), добавленных в жидкость для обработки или разрыва пласта, имеют распределение частиц в этих пределах. Предпочтительно, чтобы, по меньшей мере, 90 масс.% частиц имело распределение по размерам в интервале 8-60 меш, и более предпочтительно, 16-50 меш. В некоторых особо предпочтительных случаях, по меньшей мере, 90 масс.% частиц имеют распределение частиц по размерам в интервале 20-40 меш.
Согласно одному или нескольким примерам осуществления данного изобретения можно также применять подложки проппантов с пониженным кажущимся удельным весом. Такие типы проппантов могут включать природные или синтетически полученные материалы и структуры, такие как пустотелые стеклянные шарики, скорлупа грецких орехов и пористая керамика. Применение проппантов с пониженным кажущимся удельным весом позволяет снизить вязкость и давление при прокачивании жидкости-носителя проппанта через подземный пласт.
Поскольку приводимая здесь дискуссия относится в частности к операциям бурения скважин, то специалисту в данной области будет понятно, что композитные проппанты по настоящему изобретению можно также применять в ряде других случаев и операций. Например, в дополнение к применению в операциях бурения на нефть, обсуждаемых выше, композитные проппанты можно применять в процессах заполнения скважинного фильтра гравием, при которых ситовое устройство помещается в забое скважины. Использование композитных проппантов по настоящему изобретению может также быть полезным в других операциях при добыче углеводородов, что очевидно для специалиста в области таких применений.
Как отмечалось выше, описанные здесь композитные проппанты можно изготавливать с использованием ряда различных процессов. В одном примере кварцевый песок, покрытый порошком магнетита, можно получать предварительным подогревом непокрытого песка, добавлением горячего расплавленного клея и смешиванием песка с клеем в течение предварительно определенного времени. Затем, порошок магнетита можно добавить к разогретой смеси, покрывая кварцевый песок частицами магнетита. Получение композитного проппанта может включать многоступенчатое добавление адгезива с тем, чтобы обеспечить достаточно эффективное покрытие кварцевого песка частицами магнетита. Как только песок будет покрыт частицами магнетита в достаточной мере, композитный проппант охлаждают и выгружают, а затем просеивают для получения желаемого распределения частиц по размерам.
Рядовые специалисты в данной области понимают, что количества подложки, смолы и магнитных частиц, покрывающих материал, могут изменяться в зависимости от желаемой степени покрытия, массы подложки, типа подложки, типа смолы и других факторов.
Настоящее изобретение также относится к способу удержания подземного пласта в открытом состоянии с использованием композиции проппанта, содержащей в существенной мере композитный проппант по настоящему изобретению в качестве твердотельного компонента, и жидкость-носитель проппанта. В частности, в способе применения композитного проппанта по настоящему изобретению, когда композитный проппант по настоящему изобретению вводится в пласт скважины с помощью жидкости-носителя, то частицы композитного проппанта составляют, по меньшей мере, 60 масс.%, предпочтительно 70 масс.%, более предпочтительно 80 масс.%, и обычно 90 масс.% и более (то есть вплоть до 100 масс.%) от массы частиц проппанта, вводимого таким образом в пласт. Другими словами, проппант, не имеющий покрытия из магнитных частиц, вводят лишь в незначительном количестве или, более предпочтительно, не вводят, за исключением очень незначительных количеств (если вообще вводят), в пласт скважины в то же самое время (то есть с той же самой жидкостью-носителем в композиции проппанта), когда вводят частицы композитного проппанта по настоящему изобретению. Таким образом, способность композиции проппанта формировать жесткую удерживающую структуру внутри пласта, которая может успешно снижать вынос пластовых частиц, существенно улучшается по сравнению со способом, описанным в патенте США 6 116 342.
Способ по настоящему изобретению особенно полезен в случае, когда композитный проппант применяют на так называемой "хвостовой" стадии операции обработки скважины, то есть когда завершающая порция композиции проппанта в процессе обработки скважины состоит в основном из композитного проппанта по настоящему изобретению.
Для того чтобы предотвратить налипание за счет магнитного притяжения композитного проппанта, имеющего покрытие из намагниченных частиц, к креплению скважины или нижней трубе обсадной колонны в пробуриваемой скважине перед его попаданием в зону гидроразрыва, жидкость разрыва, содержащую композитный проппант, необходимо закачивать со значительной скоростью, чтобы сорвать или смыть любой прилипший проппант со стенок крепления или трубы.
Несмотря на то что данное изобретение описано в применении к частным примерам, включающим предпочитаемые в настоящее время варианты выполнения изобретения, для специалиста в данной области вполне очевидно, что может существовать значительное число вариантов и видоизменений описанных выше систем и методов, которые охватываются сущностью и объемом данного изобретения, как изложено в формуле изобретения, приведенной ниже.
ПРИМЕР 1
Получали смолу проппанта с внедренными частицами магнетита. Около 1210 граммов новолачной смолы в виде твердых хлопьев (поставляемых компанией Georgia Pacific как смола для проппанта GP-2202) расплавляли при температуре 140-150˚С. К этому расплаву новолака добавляли порошок магнетита со средним размером частиц 15 микрон (15 000 нанометров) в количестве 173 грамм вместе с 12 граммами растворителя DBE-2 (известно, что DBE-2 содержит около 20-35% диметиладипата, около 65-80% диметилглютерата и максимум до 3% диметилсукцината, и поставляется компанией DuPont, Уилмингтон, Делавэр) для регулирования вязкости. Расплавленную смесь формовали в виде тонкого листа и оставляли для остывания. Остывшую импрегнированную магнетитом смолу разбивали на мелкие куски.
ПРИМЕР 2
Подложку проппанта в количестве 3000 граммов нагревали в печи до 400-500˚F (232-260˚С) и затем вводили в подогретый миксер. В качестве подложки проппанта применяли как стандартный расклинивающий песок (кварцевый песок 20/40 от компании US Silica), так и керамический проппант 20/40 от компании Carbo Ceramics. Когда температура внутри миксера, измеренная методом ИК, достигала 400˚F (204˚С), добавляли 107 граммов магнитной смолы из Примера 1 (что обеспечивало около 0,5 масс.% магнитных частиц от массы проппанта). После перемешивания в течение примерно 10 секунд добавляли 15,8 граммов порошкообразного гексамина (гексаметилентетрамина) и 2 грамма воска. Затем перемешивание продолжали еще в течение двух минут, после чего покрытый проппант выгружали и оставляли для остывания до комнатной температуры. Покрытые магнетитом примерно до 0,5 масс.% проппанты не проявляли магнитного сцепления сами по себе, хотя они притягивались и удерживались магнитом.
ПРИМЕР 3
Покрытый композитный проппант из Примера 2 подвергали намагничиванию путем пропускания покрытых частиц проппанта через пластиковую трубку с диаметром пол-дюйма (12,7 мм) и длиной 15 дюймов (381 мм), которую окружали пять постоянных магнитов, прикрепленных к ней на равных расстояниях и сдвинутых на 90˚ друг по отношению к другу. Покрытый материал проппанта пропускали несколько раз через магнитное поле, созданное в этом приборе, перед тем как подвергнуть испытаниям.
Для испытания свойств образующегося в результате композитного проппанта на его относительную когезивность, равные количества композитного проппанта по этому Примеру и обычный покрытый новолаком керамический проппант помещали на горизонтальную стеклянную пластинку. Пластинку поднимали и наклоняли под углом примерно 45˚, а затем стучали по ней несколько раз. Керамический проппант, покрытый смолой без магнетита, скатывался с пластинки, тогда как проппант с полимерным покрытием с добавлением магнитных частиц оставался в виде общей массы на пластинке, тем самым демонстрируя эффективность магнитного сцепления.
Настоящее изобретение было описано здесь со ссылкой на конкретные примеры осуществления. Однако эта заявка претендует на охват тех изменений и замен, которые могут быть сделаны специалистами в этой области, не выходя за пределы сущности и объема данного изобретения. За исключением особо указанных случаев, все проценты представляют собой массовые проценты. Во всем описании и в формуле изобретения термины "около", "приблизительно" и "примерно" означают +/- 5%.
Claims (20)
1. Способ обработки подземных пластов, включающий введение в трещины гидроразрыва пласта частиц, содержащих композитный проппант, причем композитный проппант содержит основу подложки проппанта с приклеенным покрытием магнитных металлических частиц, при этом магнитные металлические частицы составляют от 0,1% до 10% от массы композитного проппанта, причем по меньшей мере 90 мас.% магнитных частиц имеют распределение по размеру от 20 мкм до 150 мкм, и по меньшей мере 90 мас.% подложки проппанта имеет распределение частиц по размеру от 8 до 60 меш (250 до 2380 мкм), при этом подложка проппанта является достаточно прочной, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере 3000 фунтов/кв. дюйм.
2. Способ по п.1, в котором подложку проппанта выбирают из группы, состоящей из боксита, кварцевого песка и пористой керамики.
3. Способ по п.1, в котором магнитные частицы содержат магнетит.
4. Способ по п.1, в котором подложка проппанта представляет собой боксит или керамику.
5. Способ по п.1, в котором магнитные частицы составляют от 0,5 до 5,0% от массы композитного проппанта.
6. Способ по п.1, в котором магнитные частицы приклеивают к подложке проппанта при помощи адгезива.
7. Способ по п.1, в котором магнитные частицы приклеивают к подложке проппанта с помощью новолачной смолы, сшитой гексамином.
8. Способ по п.6, в котором по меньшей мере 90 мас.% магнитных частиц имеют рапределение по размеру от 20 мкм до 90 мкм.
9. Способ по п.6, в котором магнитные частицы приклеивают к подложке проппанта с использованием в качестве адгезива, выбранного из группы, состоящей из: полиэтилена, полипропилена, сополимеров стирол-изопрен-стирол, сополимеров акрилонитрил-бутадиен-стирол, сополимеров стирол-бутадиен-стирол, полиуретанов, сополимеров этилен-винилацетата, полистирола, акриловых полимеров, поливинилхлорида, сосновых канифолей, эфиров канифоли, эфиров глицерина с канифолью, эфиров пентаэритрита с канифолью, полисульфида, сополимеров этилен-этилакрилата, стирол-акрилонитрильных сополимеров, найлонов, карбамидных смол, изоцианатных смол и эпоксидных смол.
10. Дисперсный композитный проппант, содержащий подложку проппанта с приклеенным покрытием магнитных металлических частиц, при этом магнитные металлические частицы составляют от 0,1% до 10% от массы композитного проппанта, причем по меньшей мере 90 мас.% магнитных частиц имеют распределение по размеру от 20 мкм до 150 мкм, и по меньшей мере 90 мас.% подложки проппанта имеет распределение частиц по размеру от 8 до 60 меш (250 до 2380 мкм), при этом подложка проппанта является достаточно прочной, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, 3000 фунтов/кв. дюйм.
11. Дисперсный композитный проппант по п.10, дополнительно содержащий адгезив, приклеивающий магнитные частицы к подложке проппанта.
12. Дисперсный композитный проппант по п.10, дополнительно содержащий адгезив, приклеивающий магнитные частицы к подложке проппанта.
13. Дисперсный композитный проппант по п.12, в котором адгезив представляет собой новолачную смолу, сшитую гексамином.
14. Дисперсный композитный проппант по п.10, в котором магнитные частицы содержат магнетит.
15. Дисперсный композитный проппант по п.10, в котором по меньшей мере 90 мас.% магнитных частиц имеют распределение по размеру от 20 мкм до 90 мкм.
16. Дисперсный композитный проппант по п.10, в котором подложка проппанта содержит, по меньшей мере, одно из следующих: пористая керамика, кварцевый песок, боксит и пустотелое стекло.
17. Дисперсный композитный проппант по п.10, в котором подложка проппанта представляет собой пористую керамику или боксит.
18. Дисперсный композитный проппант по п.11, в котором подложка проппанта является достаточно прочной, чтобы выдерживать давление закрытия трещины, по меньшей мере, 7500 фунтов/кв. дюйм.
19. Дисперсный композитный проппант по п.18, в котором магнитные частицы составляют от 0,5 до 5,0% от массы композитного проппанта.
20. Способ обработки подземных пластов по п.1, в котором композитный проппант по настоящему изобретению вводят в трещины подземного пласта с помощью жидкости-носителя с образованием композиции проппанта, а частицы композитного проппанта составляют, по меньшей мере, 80% от массы частиц в жидкости-носителе.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/803,688 US7754659B2 (en) | 2007-05-15 | 2007-05-15 | Reducing flow-back in well treating materials |
| US11/803,688 | 2007-05-15 | ||
| PCT/US2008/063055 WO2008144238A1 (en) | 2007-05-15 | 2008-05-08 | Reducing flow-back in well treating materials |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009146379A RU2009146379A (ru) | 2011-06-20 |
| RU2489569C2 true RU2489569C2 (ru) | 2013-08-10 |
Family
ID=39674843
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009146379/03A RU2489569C2 (ru) | 2007-05-15 | 2008-05-08 | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7754659B2 (ru) |
| AR (1) | AR066578A1 (ru) |
| CA (1) | CA2685193C (ru) |
| CL (1) | CL2008001376A1 (ru) |
| RU (1) | RU2489569C2 (ru) |
| SA (1) | SA08290296B1 (ru) |
| WO (1) | WO2008144238A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2016182469A1 (ru) * | 2015-05-08 | 2016-11-17 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Проппант-маркер, способ получения проппанта-маркера и способ его применения |
| RU2708746C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
| RU2752885C1 (ru) * | 2020-12-08 | 2021-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Союзгазтехнология" | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8003214B2 (en) * | 2006-07-12 | 2011-08-23 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Well treating materials comprising coated proppants, and methods |
| US8133587B2 (en) * | 2006-07-12 | 2012-03-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using |
| US8058213B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-11-15 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
| MX2010012463A (es) * | 2008-05-20 | 2010-12-07 | Oxane Materials Inc | Metodo de fabricacion y uso de un agente de sustentacion funcional para la determinacion de geometrias subterraneas de fractura. |
| EP2172533A1 (en) * | 2008-09-26 | 2010-04-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Composition for borehole treatment |
| US8869888B2 (en) * | 2008-12-12 | 2014-10-28 | Conocophillips Company | Controlled source fracture monitoring |
| CA2777748C (en) | 2009-10-20 | 2017-09-19 | Soane Energy Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
| US8776883B2 (en) * | 2010-05-04 | 2014-07-15 | Saudi Arabian Oil Company | Sand production control through the use of magnetic forces |
| US8869897B2 (en) * | 2010-05-04 | 2014-10-28 | Saudi Arabian Oil Company | Sand production control through the use of magnetic forces |
| CN102443387B (zh) | 2010-09-30 | 2016-08-03 | 北京仁创砂业科技有限公司 | 一种疏水支撑剂及其制备方法 |
| DE102010051817A1 (de) * | 2010-11-18 | 2012-05-24 | Ashland-Südchemie-Kernfest GmbH | Verfahren zur Herstellung beschichteter Proppants |
| US9134456B2 (en) | 2010-11-23 | 2015-09-15 | Conocophillips Company | Electrical methods seismic interface box |
| WO2012082471A1 (en) | 2010-12-14 | 2012-06-21 | Conocophillips Company | Autonomous electrical methods node |
| US9133699B2 (en) | 2010-12-15 | 2015-09-15 | Conocophillips Company | Electrical methods fracture detection via 4D techniques |
| WO2012094134A1 (en) | 2011-01-05 | 2012-07-12 | Conocophillips Company | Fracture detection via self-potential methods with an electrically reactive proppant |
| US9725645B2 (en) | 2011-05-03 | 2017-08-08 | Preferred Technology, Llc | Proppant with composite coating |
| US9290690B2 (en) | 2011-05-03 | 2016-03-22 | Preferred Technology, Llc | Coated and cured proppants |
| US8993489B2 (en) | 2011-05-03 | 2015-03-31 | Preferred Technology, Llc | Coated and cured proppants |
| US9040467B2 (en) | 2011-05-03 | 2015-05-26 | Preferred Technology, Llc | Coated and cured proppants |
| US8763700B2 (en) | 2011-09-02 | 2014-07-01 | Robert Ray McDaniel | Dual function proppants |
| WO2013010050A2 (en) * | 2011-07-13 | 2013-01-17 | Oxane Materials, Inc. | Low surface friction proppants |
| US20140000891A1 (en) | 2012-06-21 | 2014-01-02 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| WO2013033391A1 (en) | 2011-08-31 | 2013-03-07 | Soane Energy, Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9868896B2 (en) | 2011-08-31 | 2018-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9297244B2 (en) | 2011-08-31 | 2016-03-29 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer |
| RU2476477C1 (ru) * | 2011-09-12 | 2013-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Способ изготовления композиционного магнийсиликатного проппанта и проппант |
| US9562187B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-02-07 | Preferred Technology, Llc | Manufacture of polymer coated proppants |
| US9896918B2 (en) | 2012-07-27 | 2018-02-20 | Mbl Water Partners, Llc | Use of ionized water in hydraulic fracturing |
| US8424784B1 (en) | 2012-07-27 | 2013-04-23 | MBJ Water Partners | Fracture water treatment method and system |
| US20140076558A1 (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and Compositions for Treating Proppant to Prevent Flow-Back |
| US11008505B2 (en) | 2013-01-04 | 2021-05-18 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically conductive proppant |
| US9518214B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-13 | Preferred Technology, Llc | Proppant with polyurea-type coating |
| EP2989177A4 (en) * | 2013-04-26 | 2016-12-28 | Carbo Ceramics Inc | COMPOSITIONS AND METHODS FOR USING SURFACE CHEMISTRY IN A RETAINING AGENT TO ENHANCE CONSOLIDATION THEREOF AND REGULATION OF REFLUX |
| WO2014186550A1 (en) | 2013-05-17 | 2014-11-20 | Conocophillips Company | Electrically conductive proppant coating and related methods |
| US10100247B2 (en) | 2013-05-17 | 2018-10-16 | Preferred Technology, Llc | Proppant with enhanced interparticle bonding |
| AU2014348978B2 (en) | 2013-11-15 | 2018-03-01 | Dow Global Technologies Llc | Proppants with improved dust control |
| US9932521B2 (en) | 2014-03-05 | 2018-04-03 | Self-Suspending Proppant, Llc | Calcium ion tolerant self-suspending proppants |
| US9790422B2 (en) | 2014-04-30 | 2017-10-17 | Preferred Technology, Llc | Proppant mixtures |
| US10167423B2 (en) | 2014-06-03 | 2019-01-01 | Hatch Ltd. | Granulated slag products and processes for their production |
| WO2016032417A1 (en) | 2014-08-25 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crush-resistant proppant particulates for use in subterranean formation operations |
| US9840902B2 (en) * | 2014-11-11 | 2017-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetic proppant particulates for use in subterranean formation operations |
| MX2017012043A (es) | 2015-03-27 | 2018-03-06 | Carbo Ceramics Inc | Metodos y composiciones para el uso de quimica de superficie de agente apuntalante o proppant y porosidad interna para consolidar particulas de agente apuntalante o proppant. |
| AR104606A1 (es) | 2015-05-13 | 2017-08-02 | Preferred Tech Llc | Partícula recubierta |
| US9862881B2 (en) | 2015-05-13 | 2018-01-09 | Preferred Technology, Llc | Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity |
| US20180201825A1 (en) * | 2015-06-30 | 2018-07-19 | Dow Global Technologies Llc | Coating for capturing sulfides |
| WO2017007462A1 (en) * | 2015-07-07 | 2017-01-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of using low-strength proppant in high closure strees fractures |
| WO2017074432A1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant aggregate particulates for use in subterranean formation operations |
| RU2644359C1 (ru) * | 2016-11-03 | 2018-02-09 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Керамический проппант |
| US11208591B2 (en) | 2016-11-16 | 2021-12-28 | Preferred Technology, Llc | Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity |
| US10696896B2 (en) | 2016-11-28 | 2020-06-30 | Prefferred Technology, Llc | Durable coatings and uses thereof |
| CN106893050A (zh) * | 2017-02-16 | 2017-06-27 | 青岛科凯达橡塑有限公司 | 一种石油开采用油溶覆膜支撑剂及其制备方法和应用 |
| CN109423271A (zh) * | 2017-09-01 | 2019-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种体膨型磁性自悬浮支撑剂及其制备方法 |
| US10422209B2 (en) | 2018-01-09 | 2019-09-24 | Saudi Arabian Oil Company | Magnetic proppants for enhanced fracturing |
| US11713415B2 (en) | 2018-11-21 | 2023-08-01 | Covia Solutions Inc. | Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion |
| CN112646564B (zh) * | 2019-10-09 | 2023-07-04 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种磁性疏水支撑剂及其制备方法 |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5422183A (en) * | 1993-06-01 | 1995-06-06 | Santrol, Inc. | Composite and reinforced coatings on proppants and particles |
| US6116342A (en) * | 1998-10-20 | 2000-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| RU2257465C2 (ru) * | 2003-10-13 | 2005-07-27 | Закрытое акционерное общество "Уралсервис" | Способ получения проппанта и проппант |
| US7196040B2 (en) * | 2000-06-06 | 2007-03-27 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
Family Cites Families (90)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3929191A (en) | 1974-08-15 | 1975-12-30 | Exxon Production Research Co | Method for treating subterranean formations |
| US4073343A (en) | 1976-12-23 | 1978-02-14 | Texaco Inc. | Sand consolidation method |
| US4126181A (en) | 1977-06-20 | 1978-11-21 | Palmer Engineering Company Ltd. | Method and apparatus for formation fracturing with foam having greater proppant concentration |
| US4160483A (en) | 1978-07-21 | 1979-07-10 | The Dow Chemical Company | Method of treating a well using fluoboric acid to clean a propped fracture |
| US4183813A (en) | 1978-11-15 | 1980-01-15 | Palmer Engineering Company Ltd. | Mixture concentrator |
| US4222444A (en) | 1978-12-06 | 1980-09-16 | Hamilton Harold L | Method of well fluid leak prevention |
| GB2050467B (en) | 1979-06-07 | 1983-08-03 | Perlman W | Fracturing subterranean formation |
| US4336842A (en) | 1981-01-05 | 1982-06-29 | Graham John W | Method of treating wells using resin-coated particles |
| US4547468A (en) | 1981-08-10 | 1985-10-15 | Terra Tek, Inc. | Hollow proppants and a process for their manufacture |
| US4439489A (en) | 1982-02-16 | 1984-03-27 | Acme Resin Corporation | Particles covered with a cured infusible thermoset film and process for their production |
| CA1202882A (en) | 1982-03-01 | 1986-04-08 | Owen Richmond | Method of removing gas from an underground seam |
| CA1185778A (en) | 1982-07-12 | 1985-04-23 | Brian R. Ainley | Stable foams and methods of use |
| US4518040A (en) | 1983-06-29 | 1985-05-21 | Halliburton Company | Method of fracturing a subterranean formation |
| US4527627A (en) | 1983-07-28 | 1985-07-09 | Santrol Products, Inc. | Method of acidizing propped fractures |
| US4493875A (en) | 1983-12-09 | 1985-01-15 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Proppant for well fractures and method of making same |
| US4569394A (en) | 1984-02-29 | 1986-02-11 | Hughes Tool Company | Method and apparatus for increasing the concentration of proppant in well stimulation techniques |
| US4585064A (en) | 1984-07-02 | 1986-04-29 | Graham John W | High strength particulates |
| US4888240A (en) | 1984-07-02 | 1989-12-19 | Graham John W | High strength particulates |
| CA1228226A (en) | 1984-07-05 | 1987-10-20 | Arup K. Khaund | Sintered low density gas and oil well proppants from a low cost unblended clay material of selected compositions |
| US4665990A (en) | 1984-07-17 | 1987-05-19 | William Perlman | Multiple-stage coal seam fracing method |
| US4869960A (en) | 1987-09-17 | 1989-09-26 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Epoxy novolac coated ceramic particulate |
| US4923714A (en) | 1987-09-17 | 1990-05-08 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Novolac coated ceramic particulate |
| US4852650A (en) | 1987-12-28 | 1989-08-01 | Mobil Oil Corporation | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control |
| US5188175A (en) | 1989-08-14 | 1993-02-23 | Carbo Ceramics Inc. | Method of fracturing a subterranean formation with a lightweight propping agent |
| US5005641A (en) | 1990-07-02 | 1991-04-09 | Mohaupt Henry H | Gas generator with improved ignition assembly |
| US5133624A (en) | 1990-10-25 | 1992-07-28 | Cahill Calvin D | Method and apparatus for hydraulic embedment of waste in subterranean formations |
| US5128390A (en) | 1991-01-22 | 1992-07-07 | Halliburton Company | Methods of forming consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels |
| US5217074A (en) | 1991-10-29 | 1993-06-08 | Exxon Chemical Patents Inc. | Method of fracturing formations |
| US5728302A (en) * | 1992-04-09 | 1998-03-17 | Groundwater Services, Inc. | Methods for the removal of contaminants from subterranean fluids |
| US5425994A (en) | 1992-08-04 | 1995-06-20 | Technisand, Inc. | Resin coated particulates comprissing a formaldehyde source-metal compound (FS-MC) complex |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| CA2119316C (en) | 1993-04-05 | 2006-01-03 | Roger J. Card | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5381864A (en) | 1993-11-12 | 1995-01-17 | Halliburton Company | Well treating methods using particulate blends |
| US5411093A (en) | 1993-12-10 | 1995-05-02 | Mobil Oil Corporation | Method of enhancing stimulation load fluid recovery |
| US5837656A (en) | 1994-07-21 | 1998-11-17 | Santrol, Inc. | Well treatment fluid compatible self-consolidating particles |
| US5500174A (en) | 1994-09-23 | 1996-03-19 | Scott; Gregory D. | Method of manufacture of a prepacked resin bonded well liner |
| GB9503949D0 (en) | 1995-02-28 | 1995-04-19 | Atomic Energy Authority Uk | Oil well treatment |
| US5639806A (en) | 1995-03-28 | 1997-06-17 | Borden Chemical, Inc. | Bisphenol-containing resin coating articles and methods of using same |
| US5839510A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5775425A (en) | 1995-03-29 | 1998-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of fine particulate flowback in subterranean wells |
| US5787986A (en) | 1995-03-29 | 1998-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5833000A (en) | 1995-03-29 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6047772A (en) | 1995-03-29 | 2000-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6209643B1 (en) | 1995-03-29 | 2001-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of controlling particulate flowback in subterranean wells and introducing treatment chemicals |
| US5582249A (en) | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5501274A (en) | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5929437A (en) | 1995-08-18 | 1999-07-27 | Protechnics International, Inc. | Encapsulated radioactive tracer |
| US5578371A (en) | 1995-08-25 | 1996-11-26 | Schuller International, Inc. | Phenol/formaldehyde fiberglass binder compositions exhibiting reduced emissions |
| US6528157B1 (en) | 1995-11-01 | 2003-03-04 | Borden Chemical, Inc. | Proppants with fiber reinforced resin coatings |
| US5697440A (en) | 1996-01-04 | 1997-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6330916B1 (en) | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US20050028979A1 (en) | 1996-11-27 | 2005-02-10 | Brannon Harold Dean | Methods and compositions of a storable relatively lightweight proppant slurry for hydraulic fracturing and gravel packing applications |
| US6364018B1 (en) | 1996-11-27 | 2002-04-02 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for well treating |
| US6749025B1 (en) | 1996-11-27 | 2004-06-15 | Bj Services Company | Lightweight methods and compositions for sand control |
| US6059034A (en) | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
| US7426961B2 (en) | 2002-09-03 | 2008-09-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations with porous particulate materials |
| US6017854A (en) | 1997-05-28 | 2000-01-25 | Union Oil Company Of California | Simplified mud systems |
| US6114410A (en) | 1998-07-17 | 2000-09-05 | Technisand, Inc. | Proppant containing bondable particles and removable particles |
| US6582819B2 (en) | 1998-07-22 | 2003-06-24 | Borden Chemical, Inc. | Low density composite proppant, filtration media, gravel packing media, and sports field media, and methods for making and using same |
| AU756771B2 (en) | 1998-07-22 | 2003-01-23 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
| US6406789B1 (en) | 1998-07-22 | 2002-06-18 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
| US6439789B1 (en) * | 2000-09-27 | 2002-08-27 | Closure Medical Corporation | Polymerizable 1, 1-disubstituted ethylene monomer formulation applicators, applicator tips, applicator kits and methods |
| US6439309B1 (en) | 2000-12-13 | 2002-08-27 | Bj Services Company | Compositions and methods for controlling particulate movement in wellbores and subterranean formations |
| US6491097B1 (en) | 2000-12-14 | 2002-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Abrasive slurry delivery apparatus and methods of using same |
| US6626241B2 (en) | 2001-12-06 | 2003-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of frac packing through existing gravel packed screens |
| US20030205376A1 (en) | 2002-04-19 | 2003-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Means and Method for Assessing the Geometry of a Subterranean Fracture During or After a Hydraulic Fracturing Treatment |
| US7153575B2 (en) | 2002-06-03 | 2006-12-26 | Borden Chemical, Inc. | Particulate material having multiple curable coatings and methods for making and using same |
| US6732800B2 (en) | 2002-06-12 | 2004-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of completing a well in an unconsolidated formation |
| US7066260B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
| US6832650B2 (en) | 2002-09-11 | 2004-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of reducing or preventing particulate flow-back in wells |
| US7100688B2 (en) | 2002-09-20 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracture monitoring using pressure-frequency analysis |
| US6817414B2 (en) | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
| CN1304729C (zh) | 2002-12-18 | 2007-03-14 | 宜兴东方石油支撑剂有限公司 | 油气井压裂用固体支撑剂 |
| CA2644213C (en) | 2003-03-18 | 2013-10-15 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
| WO2004092254A2 (en) * | 2003-04-15 | 2004-10-28 | Borden Chemical, Inc. | Particulate material containing thermoplastic elastomer and methods for making and using same |
| US7581872B2 (en) | 2003-04-30 | 2009-09-01 | Serva Corporation | Gel mixing system |
| US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| US7178596B2 (en) | 2003-06-27 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| CA2447928C (en) | 2003-11-04 | 2007-09-04 | Global Synfrac Inc. | Proppants and their manufacture |
| US7244492B2 (en) | 2004-03-04 | 2007-07-17 | Fairmount Minerals, Ltd. | Soluble fibers for use in resin coated proppant |
| DE102004014891B4 (de) | 2004-03-22 | 2006-03-09 | Meissner, Jörg | Schwimmhilfe als Trägergurtsystem |
| US7073581B2 (en) | 2004-06-15 | 2006-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electroconductive proppant compositions and related methods |
| US7210526B2 (en) | 2004-08-17 | 2007-05-01 | Charles Saron Knobloch | Solid state pump |
| US7919183B2 (en) | 2004-09-20 | 2011-04-05 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same |
| UA92339C2 (ru) * | 2005-02-25 | 2010-10-25 | Сьюпириор Графайт Ко. | Дисперсный материал с графитовым покрытием частиц |
| US7528096B2 (en) | 2005-05-12 | 2009-05-05 | Bj Services Company | Structured composite compositions for treatment of subterranean wells |
| US8003214B2 (en) | 2006-07-12 | 2011-08-23 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Well treating materials comprising coated proppants, and methods |
| US8133587B2 (en) | 2006-07-12 | 2012-03-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Proppant materials comprising a coating of thermoplastic material, and methods of making and using |
| WO2008033226A2 (en) | 2006-09-13 | 2008-03-20 | Hexion Specialty Chemicals Inc. | Method for using logging device with down-hole transceiver for operation in extreme temperatures |
| US8058213B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-11-15 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
-
2007
- 2007-05-15 US US11/803,688 patent/US7754659B2/en active Active
-
2008
- 2008-05-08 RU RU2009146379/03A patent/RU2489569C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-05-08 WO PCT/US2008/063055 patent/WO2008144238A1/en active Application Filing
- 2008-05-08 CA CA2685193A patent/CA2685193C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-05-09 CL CL2008001376A patent/CL2008001376A1/es unknown
- 2008-05-14 SA SA08290296A patent/SA08290296B1/ar unknown
- 2008-05-15 AR ARP080102057A patent/AR066578A1/es active IP Right Grant
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5422183A (en) * | 1993-06-01 | 1995-06-06 | Santrol, Inc. | Composite and reinforced coatings on proppants and particles |
| US6116342A (en) * | 1998-10-20 | 2000-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing well fracture proppant flow-back |
| US7196040B2 (en) * | 2000-06-06 | 2007-03-27 | T R Oil Services Limited | Microcapsule well treatment |
| RU2257465C2 (ru) * | 2003-10-13 | 2005-07-27 | Закрытое акционерное общество "Уралсервис" | Способ получения проппанта и проппант |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БУСЕВ А.И. и др. Определения, понятия, термины в химии. - М.: Просвещение, 1981, с.78. ГЛИНКА Н.Л. Общая химия. - Москва-Ленинград.: Химия, 1965, с.647, 656. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2016182469A1 (ru) * | 2015-05-08 | 2016-11-17 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Проппант-маркер, способ получения проппанта-маркера и способ его применения |
| RU2708746C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ пропантного многостадийного гидравлического разрыва нефтяного пласта |
| RU2752885C1 (ru) * | 2020-12-08 | 2021-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "Союзгазтехнология" | Способ исследования скважин при стационарных и не стационарных режимах работы |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SA08290296B1 (ar) | 2011-05-04 |
| CL2008001376A1 (es) | 2008-11-21 |
| US7754659B2 (en) | 2010-07-13 |
| US20080283243A1 (en) | 2008-11-20 |
| CA2685193C (en) | 2015-07-21 |
| WO2008144238A1 (en) | 2008-11-27 |
| RU2009146379A (ru) | 2011-06-20 |
| CA2685193A1 (en) | 2008-11-27 |
| AR066578A1 (es) | 2009-08-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2489569C2 (ru) | Уменьшение выноса материалов при обработке буровых скважин | |
| US8058213B2 (en) | Increasing buoyancy of well treating materials | |
| US7244492B2 (en) | Soluble fibers for use in resin coated proppant | |
| US8003214B2 (en) | Well treating materials comprising coated proppants, and methods | |
| US3929191A (en) | Method for treating subterranean formations | |
| RU2441051C2 (ru) | Легкосыпучие покрытые частицы, способ их получения и их применение | |
| CA2302688C (en) | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same | |
| EP0771935B1 (en) | Proppants with fiber reinforced resin coatings | |
| RU2312121C2 (ru) | Гранулированный материал, имеющий множество отверждаемых покрытий, способы их получения и применения | |
| US4869960A (en) | Epoxy novolac coated ceramic particulate | |
| US20060035790A1 (en) | Control of particulate flowback in subterranean formations using elastomeric resin coated proppants | |
| US20100282468A1 (en) | Fracturing fluid compositions comprising solid epoxy particles and methods of use | |
| US20050194137A1 (en) | Methods of using partitioned, coated particulates | |
| US20110030949A1 (en) | Methods for Maintaining Conductivity of Proppant Pack | |
| WO2005080749A2 (en) | Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back | |
| WO2009078745A1 (en) | Proppant flowback control using encapsulated adhesive materials | |
| US3998271A (en) | Multiple fracturing of subterranean formations | |
| WO2006092586A1 (en) | Methods of using partitioned, coated particulates | |
| CN109943315B (zh) | 一种阻垢支撑剂及其制备方法 | |
| Ramazanov et al. | Enhancing Fracturing Proppant Performance: Methods and Assessment | |
| MXPA00002532A (en) | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200509 |