RU2528648C2 - Способ обработки подземного пласта - Google Patents
Способ обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528648C2 RU2528648C2 RU2011110576/03A RU2011110576A RU2528648C2 RU 2528648 C2 RU2528648 C2 RU 2528648C2 RU 2011110576/03 A RU2011110576/03 A RU 2011110576/03A RU 2011110576 A RU2011110576 A RU 2011110576A RU 2528648 C2 RU2528648 C2 RU 2528648C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- particles
- approx
- thickened
- plate
- Prior art date
Links
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 94
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims description 32
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 claims description 10
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 8
- 239000000454 talc Substances 0.000 claims description 7
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 20
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 15
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 12
- YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N dipotassium dioxosilane oxo(oxoalumanyloxy)alumane oxygen(2-) Chemical compound [O--].[K+].[K+].O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O YGANSGVIUGARFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 229910052627 muscovite Inorganic materials 0.000 description 12
- -1 petrified clays Substances 0.000 description 12
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 9
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 8
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 8
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 8
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 8
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 7
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011572 manganese Substances 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 4
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 4
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241001595840 Margarites Species 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 229910001604 clintonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 229940094522 laponite Drugs 0.000 description 2
- 229910052745 lead Inorganic materials 0.000 description 2
- XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B lithium magnesium sodium silicate Chemical compound [Li+].[Li+].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Na+].[Na+].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3.O1[Si](O2)([O-])O[Si]3([O-])O[Si]1([O-])O[Si]2([O-])O3 XCOBTUNSZUJCDH-UHFFFAOYSA-B 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229910052630 margarite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 229910052628 phlogopite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052615 phyllosilicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052714 tellurium Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- GGMMWVHTLAENAS-UHFFFAOYSA-M (1,1-diethylpyrrolidin-1-ium-3-yl) 2-hydroxy-2,2-diphenylacetate;bromide Chemical compound [Br-].C1[N+](CC)(CC)CCC1OC(=O)C(O)(C=1C=CC=CC=1)C1=CC=CC=C1 GGMMWVHTLAENAS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241001251094 Formica Species 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 108091081062 Repeated sequence (DNA) Proteins 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002679 ablation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 229910052891 actinolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- BLVPVLRUOJHVHB-UHFFFAOYSA-N aluminum;potassium;silicate Chemical class [Al+3].[K+].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] BLVPVLRUOJHVHB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- INJRKJPEYSAMPD-UHFFFAOYSA-N aluminum;silicic acid;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O INJRKJPEYSAMPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N anthracen-1-ylmethanolate Chemical compound C1=CC=C2C=C3C(C[O-])=CC=CC3=CC2=C1 RHZUVFJBSILHOK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003830 anthracite Substances 0.000 description 1
- 229910052898 antigorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 239000012620 biological material Substances 0.000 description 1
- 229910052626 biotite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013590 bulk material Substances 0.000 description 1
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 1
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- NWXHSRDXUJENGJ-UHFFFAOYSA-N calcium;magnesium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Mg+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O NWXHSRDXUJENGJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 150000004770 chalcogenides Chemical class 0.000 description 1
- 229910001919 chlorite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052619 chlorite group Inorganic materials 0.000 description 1
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical compound OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052620 chrysotile Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PWZFXELTLAQOKC-UHFFFAOYSA-A dialuminum;hexamagnesium;carbonate;hexadecahydroxide;tetrahydrate Chemical compound O.O.O.O.[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-]C([O-])=O PWZFXELTLAQOKC-UHFFFAOYSA-A 0.000 description 1
- 229910052637 diopside Inorganic materials 0.000 description 1
- ASTZLJPZXLHCSM-UHFFFAOYSA-N dioxido(oxo)silane;manganese(2+) Chemical compound [Mn+2].[O-][Si]([O-])=O ASTZLJPZXLHCSM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 210000003278 egg shell Anatomy 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005281 excited state Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229910052631 glauconite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229910052735 hafnium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000271 hectorite Inorganic materials 0.000 description 1
- KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L hectorite Chemical compound [Li+].[OH-].[OH-].[Na+].[Mg+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O[Si]([O-])(O1)O[Si]1([O-])O2 KWLMIXQRALPRBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052892 hornblende Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910001701 hydrotalcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960001545 hydrotalcite Drugs 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052610 inosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010443 kyanite Substances 0.000 description 1
- 229910052850 kyanite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052629 lepidolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920001684 low density polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000004702 low-density polyethylene Substances 0.000 description 1
- IPJKJLXEVHOKSE-UHFFFAOYSA-L manganese dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mn+2] IPJKJLXEVHOKSE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000013335 mesoporous material Substances 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N nickel Substances [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010449 novaculite Substances 0.000 description 1
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 description 1
- 239000005332 obsidian Substances 0.000 description 1
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229910001737 paragonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 1
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 229910052903 pyrophyllite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052761 rare earth metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002910 rare earth metals Chemical group 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229910052883 rhodonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000275 saponite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 238000012031 short term test Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052889 tremolite Inorganic materials 0.000 description 1
- CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N trimagnesium;hydroxy(trioxido)silane;hydrate Chemical compound O.[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].O[Si]([O-])([O-])[O-].O[Si]([O-])([O-])[O-] CWBIFDGMOSWLRQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052902 vermiculite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010455 vermiculite Substances 0.000 description 1
- 235000019354 vermiculite Nutrition 0.000 description 1
- 239000010456 wollastonite Substances 0.000 description 1
- 229910052882 wollastonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 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
- C09K8/60—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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- 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
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Revetment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к стимуляции скважин, проникающих в подземные пласты и, более конкретно, к стимуляции скважин с использованием пластинчатых расклинивающих наполнителей типа слюды при гидроразрывах пласта. Обеспечивает повышение эффективности гидроразрыва за счет использования расклинивающих агентов с высоким сопротивлением раздавливанию, низким вдавливанием и высокой мобильностью. Сущность изобретения: способ обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включает: (a) нагнетание загущенной буровой жидкости, (b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, (c) нагнетание отклоняющего материала, (d) повторение этапов (а)-(с), по меньшей мере, один раз. При этом пластинчатые частицы составляют от 20 до 100% масс. расклинивающего агента, а их толщина составляет от 1 до 500 микрон. 8 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл., 7 ил.
Description
Уровень техники
Изобретение относится к стимуляции скважин, проникающих в подземные пласты. Более конкретно, оно относится к использованию пластинчатых материалов, например, расклинивающих наполнителей, при гидроразрывах пласта. Более конкретно, оно касается размещения материалов, таких как слюда, в качестве расклинивающих наполнителей в разломах с очень низкой проводимостью.
Гидроразрыв пласта остается основным методом стимуляции пластов, обеспечивающим значительное повышение нефте- и газоотдачи. В настоящее время значительные усилия затрачиваются на разработку методик обработки скважин, в частности методом разрывов пласта и разрывов с применением расклинивающих агентов, с целью достижения и поддержания высокой проводимости трещин. В настоящее время проводится стимулирование настолько разнообразных пластов и пород, что существуют широкие возможности для применения специальных приемов стимулирования трещин. Хотя в настоящее время имеются многочисленные жидкости и расклинивающие наполнители, их применение во многих нетрадиционных пластах ограничено рядом проблем, связанных с еще более современными материалами.
Традиционный подход к высокопрочным расклинивающим агентам состоит в создании частиц, которые обычно имеют форму, близкую к сферической, и в использовании частиц, относительно равномерных по размеру. Общее допущение состоит в том, что зернистый материал в произвольном порядке распределяется в трещине. Сферическая форма обладает относительной прочностью при анизотропных нагрузках при таком неупорядоченном расположении, а узкое монодисперсное распределение частиц обеспечивает высокую проводимость. Однако применение расклинивающих наполнителей сферической формы и песков (в некоторых случаях) нежелательно по причине недостаточного сопротивления раздавливанию и/или вдавливания расклинивающего наполнителя в породу. Оба этих фактора снижают проводимость пачки расклинивающего агента, и оба они могут быть следствием его сферической формы. Более того, высокопрочные расклинивающие агенты обычно обладают высоким удельным весом, что существенно снижает мобильность расклинивающего агента. Для надлежащего размещения тяжелого расклинивающего агента необходимо использовать более вязкие жидкости, что влияет на экономику стимуляции.
Было бы выгодным получить расклинивающие агенты, характеризующиеся одновременно высоким сопротивлением раздавливанию, низким вдавливанием, высокой мобильностью и обеспечивающие возможность увеличения высоты трещины гидроразрыва.
Краткое изложение сути изобретения
Одно из воплощений изобретения состоит в методе обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, и включает в себя подготовку суспензии расклинивающего агента и нагнетание суспензии в ствол скважины; в данном методе расклинивающий агент включает примерно 20-100% масс. пластинчатых частиц толщиной от 1 до ок. 500 микрон. При содержании пластинчатых частиц 40-100% масс. отмечено увеличение высоты трещины.
Расклинивающий агент может содержать не менее ок. 50% масс. пластинчатых частиц, желательно не менее ок. 75% масс. пластинчатых частиц, наиболее желательно не менее ок. 90% масс. пластинчатых частиц. В состав пластинчатых частиц может входить слюда, тальк или смесь этих материалов. Концентрация пластинчатых частиц в суспензии - желательно от ок. 0,0012 до ок. 2,4 кг/л, лучше от ок. 0,0012 до ок. 0,06 кг/л. В состав суспензии могут также входить добавки по снижению водоотдачи. Пластинчатые частицы могут быть покрыты, например, смолой или смачивающим агентом. Перед использованием из пластинчатых частиц может быть получен композитный материал, а композитный материал может быть измельчен.
Другое воплощение изобретения состоит в методе обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включающем шаги (a) нагнетания загущенной буровой жидкости, (b) нагнетания загущенной суспензии, содержащей расклинивающий агент, в состав которого входят пластинчатые частицы, (c) нагнетание отклоняющего материала и (d) повтор шагов (a)-(c) еще как минимум один раз. В данном методе в состав расклинивающего агента входит от ок. 20 до ок. 100% масс, пластинчатых частиц толщиной от ок. 1 до ок. 500 микрон. Расклинивающий агент может содержать не менее ок. 50% масс. пластинчатых частиц, желательно не менее ок. 75% масс. пластинчатых частиц, лучше всего не менее ок. 90% масс. пластинчатых частиц. В состав пластинчатых частиц может входить слюда, тальк или смесь этих материалов. Концентрация пластинчатых частиц в суспензии желательно от ок. 0,0012 до ок. 0,12 кг/л. В состав суспензии могут также входить добавки по снижению водоотдачи. В состав отклоняющего материала могут входить волокна. Загущенная жидкость также может содержать добавки, понижающие трение. В качестве варианта в последовательности действий от (a) до (c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в суспензии в шаге (b) варьируется. В качестве варианта в последовательности действий от (a) до (c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в расклинивающем агенте в шаге (b) варьируется. В качестве варианта после шагов данного воплощения следуют шаги нагнетания загущенной буровой жидкости, нагнетания загущенной суспензии, содержащей расклинивающий агент, в состав которого входят пластинчатые частицы, и нагнетание загущенной жидкости, содержащей традиционный расклинивающий агент. В качестве варианта пластинчатые частицы могут быть покрыты, например, смолой или смачивающим агентом. Перед использованием из пластинчатых частиц может быть получен композитный материал, а композитный материал может быть измельчен.
Еще одно воплощение изобретения состоит в методе обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включающем шаги (a) нагнетания загущенной буровой жидкости, (b) нагнетания первой загущенной суспензии жидкости, содержащей расклинивающий агент, в состав которого входят пластинчатые частицы, (c) нагнетания второй загущенной жидкости и (d) повторения шагов от (a) до (c) как минимум еще один раз. В данном методе пластинчатые частицы составляют от ок. 20 до ок. 100% масс. расклинивающего агента и имеют толщину от ок. 1 до ок. 500 микрон. Расклинивающий агент содержит как минимум ок. 50% масс. пластинчатых частиц, желательно не менее ок. 75% масс. пластинчатых частиц, наиболее желательно не менее ок. 90% масс. пластинчатых частиц. В состав пластинчатых частиц может входить слюда, тальк или смесь этих материалов. Концентрация пластинчатых частиц в суспензии желательно от ок. 0,06 до ок. 2,4 кг/л. В качестве варианта в последовательности шагов от (a) до (c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в шаге (b) варьируется. В качестве опции в последовательность шагов (a)-(c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в расклинивающем агенте в шаге (b) варьируется. В качестве варианта в некоторых или во всех шагах (c) вторая загущенная жидкость также содержит традиционный расклинивающий агент. В качестве варианта пластинчатые частицы могут быть покрыты, например, смолой или смачивающим агентом. Перед использованием из пластинчатых частиц может быть получен композитный материал, а композитный материал может быть измельчен.
Еще одно воплощение изобретения состоит в методе обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включающем шаги (a) нагнетания загущенной буровой жидкости, (b) нагнетания первой загущенной суспензии жидкости, содержащей расклинивающий агент, в состав которого входят пластинчатые частицы, и (c) нагнетания второй загущенной жидкости. Еще одно воплощение изобретения состоит в методе обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включающем шаги (a) нагнетания загущенной буровой жидкости, (b) нагнетания первой загущенной суспензии жидкости, содержащей расклинивающий агент, в состав которого входят пластинчатые частицы, (c) нагнетания второй загущенной жидкости и (d) повторения шагов (b) и (c) как минимум еще раз. В этих двух методах пластинчатые частицы составляют от ок. 20 до ок. 100% масс. расклинивающего агента и имеют толщину от ок. 1 до ок. 500 микрон. Расклинивающий агент содержит не менее 50% масс. пластинчатых частиц, желательно не менее ок. 75% масс, пластинчатых частиц, наиболее желательно не менее ок. 90% масс. пластинчатых частиц. В состав пластинчатых частиц может входить слюда, тальк или смесь этих материалов. Концентрация пластинчатых частиц в суспензии желательно от ок. 0,06 до ок. 2,4 кг/л. В качестве варианта в последовательности шагов от (a) до (c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в суспензии в шаге (b) варьируется. В качестве варианта в последовательности шагов от (a) до (c) концентрация пластинчатого расклинивающего агента в расклинивающем агенте в шаге (b) варьируется. В качестве варианта в некоторых или во всех шагах (c) в состав второй загущенной жидкости также входит традиционный расклинивающий агент. В качестве варианта пластинчатые частицы могут быть покрыты, например, смолой или смачивающим агентом. Перед использованием из пластинчатых частиц может быть получен композитный материал, а композитный материал может быть измельчен.
Краткое описание чертежей
На Фиг.1 изображена зависимость пористости от коэффициента сжатия, рассчитанного для цилиндров различных размеров.
На Фиг.2 приведены значения проводимости пачки экспериментального пластинчатого расклинивающего агента Изобретения при различных значениях давлений закрытия.
На Фиг.3 приведены экспериментальные значения скорости осаждения песка и пластинчатых расклинивающих агентов Изобретения в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения.
На Фиг.4 приведены значения скорости осаждения песка и пластинчатых расклинивающих агентов Изобретения в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения, рассчитанные в соответствии с Законом Стокса.
На Фиг.5 приведена схема аппаратуры, используемой для изучения мобильности частиц.
На Фиг.6 изображена сеть сложного разлома.
На Фиг.7 изображено, как метод Изобретения участвует в формировании сети сложного разлома.
Подробное описание Изобретения
Необходимо понять, что во всей данной спецификации при указании концентрации или количества как полезного, или соответствующего, или им подобного, цель состоит в том, чтобы всякая и любая концентрация или количество в пределах этого количества, включая конечные точки, считалась указанной. Более того, каждое численное значение следует читать как уточненное словом "около" (если это уже явно не содержится в тексте), а затем читать еще раз как не уточненное таким образом, если иное не указано в контексте. Например, "диапазон от 1 до 10" следует читать как указание на каждое и любое возможное число в интервале от ок. 1 до ок. 10. Другими словами, при выражении определенного диапазона, даже если лишь несколько конкретных значений явно идентифицировано или указано в пределах диапазона, или даже когда в пределах данного диапазона не указано никаких значений, понимается, что изобретатели надеются и понимают, что любые и все значения в пределах диапазона считаются указанными и что изобретатели оперируют всем диапазоном и всеми значениями в пределах этого диапазона.
Хотя последующая дискуссия посвящена применению гидроразрыва с применением расклинивающего агента, пластинчатые частицы и методы Изобретения могут использоваться при гравийной набивке, кислотном разрыве, проведении гидроразрыва с применением реагента на водной основе, предназначенного для снижения поверхностного натяжения, и других видах обработки нефтяных месторождений, при которых используются материалы, традиционно именуемые гравием, песком и расклинивающим агентом. Изобретение можно описать с точки зрения обработки вертикальных скважин, но оно одинаково применимо к скважинам любой ориентации. Изобретение можно описать, главным образом, для применения на сланцах, но его можно использовать на пластах, состоящих из любого материала, например карбонатах, песчаниках и углях. Изобретение можно использовать в трещинах любой ориентации. Изобретение можно описать для углеводородных скважин, но следует понимать, что Изобретение может использоваться применительно к скважинам для добычи любых жидкостей, например, воды или двуокиси углерода или, например, для скважин нагнетания или хранения. Можно описать Изобретение с применением водных флюидов в качестве транспортных флюидов для расклинивающего агента, и любая жидкость может быть использована, например, реагент на водной основе, предназначенный для снижения поверхностного натяжения, водных флюидов, загущенных синтетическими или натуральными полимерами, водных флюидов, загущенных неполимерными загустителями, например вязкоупругими поверхностно-активными веществами, огелившейся нефтью или любыми из указанных веществ во вспененном или возбужденном состоянии.
Мы установили, что при определенных видах обработки с целью стимуляции пластинчатые материалы могут использоваться в качестве всех расклинивающих агентов или в качестве значительной части расклинивающего агента. Пластинчатая форма расклинивающего агента обладает двумя основными преимуществами и рядом других преимуществ перед традиционной сфероидной формой особенно для использования в очень узких, например, разветвленных трещинах. Пластинчатые расклинивающие агенты демонстрируют (a) повышенное сопротивление раздавливанию в силу лучшего распределения напряжений среди частиц расклинивающего агента и (b) уменьшение вдавливания расклинивающего агента в кромки разлома пласта в силу большей площади соприкосновения частиц расклинивающего агента с пластом. В число других преимуществ входят (c) улучшение мобильности расклинивающего агента в силу снижения скорости осаждения расклинивающего агента, (d) увеличение глубины проникновения в сети разветвленных и узких трещин, (e) предотвращение выноса расклинивающего агента и (f) снижение неламинарного потока в трещинах (о чем свидетельствует снижение бета-фактора). Более того, пластинчатые частицы не только отличаются более низкими скоростями осаждения по сравнению с почти сферическими частицами, например, песка, но ожидается, что смеси пластинчатых и сферических частиц также имеют более низкую скорость осаждения, чем только сферические частицы.
Пластинчатый материал (иногда здесь называемый листовым материалом) определяется как частица, имеющая толщину намного меньшую остальных ее размеров, например длины и ширины. Коэффициенты сжатия частиц (диаметр/толщина, длина/толщина или ширина/толщина) могут находиться в диапазоне от 5 до 50 и более. (Мы определяем коэффициент сжатия как отношение длины или ширины к толщине.) Отношение длины к ширине может быть любым. Материал можно выбрать из целой группы материалов, в том числе, например, из естественных и синтетических минералов, слоистых пород (например, слоистый сланец, шиферный сланец, аспидный сланец, алеврито-глинистые породы, окаменелые глины, тальковые камни, милониты, аргиллит, обсидиан, филлит, антрацит, брекчии, конгломераты, ракушечный известняк, кремень и другие), минералов, пластиков и полимеров, металлов, керамики, стекла и биоматериалов. Отдельные частицы могут состоять из нескольких слоев; в горных породах и минералах их иногда называют "листоватыми породами". Материал частиц может быть как деформируемым, так и недеформируемым. Как минимум одна поверхность является относительно плоской (например, имеющей отклонение по высоте поверхности менее максимального размера частицы).
Пластинчатые расклинивающие агенты особенно применимы к сетям сложных трещин, например, в пластах сланцевого газа, в которых показатель проводимости может составлять всего ок. 0,01 миллидарси-фут (ок. 0,003 миллидарси-метр). Они в особенности пригодны в качестве расклинивающих агентов в мягких породах, имеющих низкую проводимость.
Пластинчатые материалы применялись на нефтепромысловых флюидах и ранее, но при использовании в качестве расклинивающих агентов они подвергались деградации или деформации (в холодном состоянии, пластичности, эластичности, сжатию), и/или использовались для образования частичного монослоя, и/или имели коэффициенты сжатия менее ок. 5 (см., например, публикацию заявку на патент США №20070193745 и патенты США №№6059034, 6330916 и 7228904). Пластинчатые материалы также использовались для усиления синтетических расклинивающих агентов, например композитов, изготовленных из пластиков или других материалов (см. публикацию заявку на патент США №20070209795 и патенты США №№6632527, 7228904, 7281580 и 7237609). Пластинчатые материалы добавлялись в суспензии расклинивающих агентов с целью содействия перемещению суспензии и/или воспрепятствованию обратного тока расклинивающего агента (см. например, патенты США №№5782300 и 6830105). В более общем случае они использовались в качестве утяжелителей, тампонирующих материалов, пластозакупоривающих материалов, и добавки снижающие водоотдачу (см. например, публикацию заявки на патент США №20060065398 и патенты США №№5929002, 7255169 и 7004255).
Усовершенствования и преимущества Изобретения связаны с формой частиц расклинивающего агента. Плоские частицы спрессовываются в слоистую структуру, в которой частицы имеют значительно большую площадь контакта друг с другом по сравнению с пачкой сферических частиц. Слоистая пачка обеспечивает лучшее распределение напряжений среди частиц под воздействием напряжения, вызывающего смыкание трещины; это приводит к повышению сопротивления раздавливанию частиц расклинивающего агента. Увеличение площади контакта частиц расклинивающего агента со стенками трещины снижает вдавливание частиц в породу. Следовательно, важно, чтобы форма желательно сокращала точечную нагрузку, когда частица зажата между двумя стенками трещины. Пластинчатые частицы продемонстрировали значительно меньшую скорость осаждения во флюиде, чем сферические частицы, что является преимуществом с точки зрения мобильности расклинивающего агента. Более того, небольшая толщина плоских частиц (например, десятки микрон) позволяет им глубоко проникать в сети микротрещин; они могут достигать мест, недоступных для сферических частиц расклинивающего агента. Как известно из достигнутого уровня исследований, листовые материалы, содержащие пластинчатые частицы могут сокращать или предотвращать вынос расклинивающего агента, что является дополнительным преимуществом. Кроме того, поток по плоским пластинам в многослойной пачке приводит к меньшим потерям на инерцию, чем поток в пачке, состоящей из сферических частиц. Следовательно, турбулентные (неламинарные) потоки в пачках листового расклинивающего агента сокращаются и бета-фактор уменьшается.
Молотые слюдяные минералы, например мусковит, представляют собой особенно подходящий пример пластинчатых расклинивающих агентов. Слюдяные минералы представляют собой хорошее сочетание физических и химических свойств, например средний удельный вес, низкую объемную плотность, среднюю твердость, умеренную смачиваемость водой и высокую химическую и термическую стабильность.
В предпочтительном воплощении Изобретения расклинивающий агент изготавливается из или включает в себя слои или пластины проклеенного натурального или синтетического слоистого минерала или содержащего минерал композитного материала. Желательно использовать слюду, лучше - мусковит. Последний характеризуется удельным весом 2,8 г/см3, объемной плотностью менее 0,5 г/см3, обычной толщиной листа или пластины ок. 20 микрон, твердостью ок. 2,5-3,0 (по шкале Мооса) или ок. 100 (по шкале твердости Shore D) и углом контакта с водой около 23°. Одним из качеств слюды и аналогичных материалов является то, что кристаллическая структура их такова, что один слой одной пластинки может полностью состоять из одного кристалла. Это придает таким материалам высокий предел прочности на разрыв по сравнению с материалами, содержащими поликристаллический расклинивающий агент. Мусковит также известен как "бесцветный мусковит" или "калиевая слюда". Мусковит выдерживает температуры до ок. 800°C, обладает высокой химической устойчивостью и не подвержен диагенезу в условиях, в которых он используется в данном Изобретении. Неисчерпывающий список других пород и минералов, которые могут встречаться в слоистой форме, включает аспидный сланец, глинистый сланец, филлосиликаты (листовые силикаты), другие виды слюды, такие как фуксит, гидромусковит, серицит, фтористую слюду, парагонит ("натриевую слюду"), глауконит, флогопит ("магниевую слюду"), биотит ("магниевую железную слюду"), цинвальдит ("железнолитиевую слюду"), лепидолит ("литиевую слюду"), лепидомелан ("железистую слюду"), клинтонит и Маргарит, некоторые формы некоторых глинистых минералов, таких как каолинит, смектит, пирофиллит, фенгит, монтмориллонит, сапонит, вермикулит, гекторит, сепиолит, палыгорскит (аттапульгит), лапонит и иллит, гидраты силиката натрия, такие как канемит, грумантит, ревдит, макатит, магадиит, кениаит, и октосиликат, офитные минералы, такие как антигорит, хризотил, лизардит и хризолит, хлорит, тальк, иносиликаты, пироксиноидные минералы, такие как, волластонит и родонит, амфиболы, такие как антрофиллит, тремолит, актинолит, грунерит, амозит, роговая обманка и диопсид, кремний, кремень (кремнистый известняк), новакулит, кианит, цеолиты (алюмосиликаты), гидроталькит, минералы шергенитно-гидроталькитной группы (карбонаты), вульфенит (сульфаты), асфальты (например, асфальтовые мезофазы) и графит. Некоторые из пригодных материалов являются минералами; некоторые - простыми породами. Важным фактором является, чтобы они имели форму, которая характеризуется как расслоенная, чешуйчатая, пластинчатая, хлопьевидная, хрящеватая, сланцеватая, слоистая, листовидная, плоская, "в виде книги", обладающая трещенноватостью и т.д. Мы будем использовать для обозначения этой формы термин "пластинчатая". Некоторые из этих материалов являются хрупкими, некоторые - гибкими. Виды слюды на кальциевой основе, а не на натриевой или калиевой - хрупкие, например клинтонит и Маргарит.
В число других пригодных материалов входят слоистые двойные гидроксиды, фосфаты и фосфонаты циркония (IV), например, α-Zr(HPO4)2-H2O и α-Zr(O3PR)2·nH2O; слоистые магниевые оксиды, такие как фейткнехтит и пирохроит, бирнессит и бусерит, столбчатые слоистые материалы на марганцевой основе, мезопорные материалы на марганцевой основе и пористые смешанные оксиды на марганцевой основе; слоистые халькогениды металлов, такие как дихалькогениды металлов MX2 (где M=Sn, Cr, Hf, Ta, Ti, Zr, Nb, Mo, W или V; а X=S, Se или Te), трихалькогениды металлов MX3 (где M=Nb или Zr; X=S, Se или Te), фосфорные трихалькогениды металлов MPX3 (где M=Cd, Fe, Mg, Ca, Mn, Ni, V, Sn, Pb или Zn; X=S или Se), несовмещенные слоистые соединения (RX)m(MX2)n (где R=редкоземельные металлы, Pb или Sn; M=Ta, Nb, V, Ti или Cr; X=S или Se), и трехкомпонентные сульфиды металлов переходной валентности AMX2 (где A=Li, Na, К, Rb или Cs; M=Cr, Ti, V, Zr, Nb или Ta; X=S or Se) и другие слоистые соединения, такие как h-BN, Pbl, и Bil3.
Материалы из пластинчатого расклинивающего агента, например натуральные или синтетические минералы или породы, могут подвергаться химической или физической обработке поверхности с целью изменения свойств, например смачиваемости, трения между частицами или адгезии и т.д. Например, пластинчатый расклинивающий агент может обрабатываться поверхностно-активным веществом, например органосиланом, который делает частицы гидрофобными. Пластинчатый расклинивающий агент, например натуральный или синтетический слоистый минерал или порода, могут быть покрытыми одной или несколькими смолами, известными в данной отрасли. Пластинчатый материал, например слюду, можно сначала поместить в композитную бумагу, лист или картон, например, при помощи смолы, которую затем можно вулканизировать или частично вулканизировать. Композитный лист можно затем размолоть и просеять так, чтобы получилась слюда или другие частицы нужного размера, пригодные для гидроразрыва. Этот процесс позволяет приготовить материал, имеющий покрытие поверхности с высокой степенью управляемости. Листы пластинчатого материала, например слюды, можно обрабатывать разнородными покрытиями с разных сторон частицы. Например, одну сторону можно обработать смолой, а другую - гидрофильным или гидрофобным материалом, или не обрабатывать вообще.
Пластинчатый или листовой расклинивающий агент в качестве варианта можно доставлять на место обработки в виде суспензии в жидкости. Жидкость может содержать загустители, например, полимеры, вязкоэластичные поверхностно-активные вещества, лапонит и т.д., способствующие снижению осаждения расклинивающего агента и способствующие поддержанию суспензии в жидкой (перекачиваемой) форме.
Пластинчатые расклинивающие агенты и методы Изобретения могут использоваться для гидроразрыва в тех же концентрациях и в тех же жидкостях, что и традиционные расклинивающие агенты. Однако их можно использовать при более низких концентрациях, чем у традиционного расклинивающего агента, особенно при использовании реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Концентрации расклинивающего агента, измеренные на поверхности, таким образом, могут существенно варьироваться, например, от ок. 0,0012 кг/л (0,01 фунт на галлон (также называемый "фунтов добавленного расклинивающего агента" или рра)) жидкости до 2,4 кг/л (20 рра), в зависимости от определенных параметров пласта, например проницаемости пласта, поглощения пластом жидкости разрыва и т.д. Предпочтительное применение пластинчатого расклинивающего агента Изобретения - в очень малых концентрациях, в пробках, для расклинивания боковых трещин в глинистых сланцах. Концентрация расклинивающего агента может варьироваться в пределах одного гидроразрыва пласта во многом так же, как при обычных видах применения. Концентрация может варьироваться непрерывно или изменяться дискретно через определенные интервалы времени или объема, обычно именуемые стадиями. В начале обычного гидроразрыва пласта, например, концентрация расклинивающего агента может составлять всего 0,06 кг/л (0,5 рра), а затем - постепенно повышаться, например, до 2,4 кг/л (20 рра) в конце обработки. Большинство традиционных видов применения требуют более узкого диапазона концентрации расклинивающего агента во время обработки, например, от 0,24 кг/л (2 рра) до 1,8 кг/л (15 рра).
Пластинчатый расклинивающий агент часто используется при концентрациях ниже концентраций традиционного расклинивающего агента при традиционных видах обработки и в качестве варианта добавляется с концентрацией, при которой площадь поверхности, охватываемой расклинивающим агентом в трещине, меньше монослоя материала. Такая обработка считается обработкой реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения, хотя, безусловно, термин "реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения" не ограничивается вариантами с частичным применением монослоев. Концентрация пластинчатого расклинивающего агента при таких вариантах применения обычно аналогична или ниже концентрации традиционного расклинивающего агента при традиционных применениях реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения (около 0,06 кг/л (ок. 0,5 рра)).
Пластинчатые расклинивающие агенты и методы Изобретения могут использоваться в смесях с традиционными расклинивающими агентами, например с песком и керамическими гранулами. Концентрация пластинчатого расклинивающего агента в таких смесях составляет от ок. 20% масс. пластинчатого расклинивающего агента и выше (до 100%).
Пластинчатый расклинивающий агент может нагнетаться в пробки, например, стадиями пластинчатого расклинивающего агента, чередующимися со стадиями традиционного расклинивающего агента и/или чередующимися со стадиями, не содержащими расклинивающего агента, и/или чередующимися со стадиями вещества, изменяющего направление потока. Некоторые из этих стадий могут в качестве варианта содержать смеси пластинчатого расклинивающего агента и традиционного расклинивающего агента; концентрации каждого из них могут варьироваться от одной стадии к другой.
Жидкостью-носителем может быть любая жидкость, используемая для транспортировки твердых частиц в суспензии. Чаще всего при добыче нефти жидкостью-носителем является водная жидкость, загущенная натуральными или синтетическими полимерами или неполимерными загустителями, например, вязкоупругими поверхностно-активными веществами; при обработке реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения жидкостью-носителем может быть водная жидкость, содержащая добавки, понижающие трение. Можно использовать другие жидкости, такие как газы, сжиженные газы, пены, возбужденные жидкости и огелившиеся масла. Ввиду желательности медленного осаждения пластинчатых материалов в жидкостях вязкость (и, следовательно, концентрации загустителей) могут быть ниже, чем необходимо для традиционных расклинивающих агентов.
Важным аспектом пластинчатого расклинивающего агента Изобретения является то, что его можно доставить в трещины, не доступные для традиционных синтетических расклинивающих агентов и песков. Трещины во многих пластах, например в глинистых сланцах, могут представлять собой не просто два плоских прямых "крыла", как это обычно представляют себе. По сути это могут быть трещины очень сложной траектории, множественные трещины и разветвленные трещины; они могут быть вблизи ствола скважины, в дальней зоне или и там, и там. Важными с точки зрения геометрии являются сетчатые трещины, которые могут возникнуть в результате соединения гидроразрыва с естественным разрывом или трещиной, или при встрече с ослабленной плоскостью, не параллельной, а по сути даже, возможно, перпендикулярной, растущей трещине. В этой точке разветвления начинается новая трещина. Если определить первоначальную трещину как первичную, то трещину, растущую от первичной трещины, можно определить как вторичную. Если, как это обычно бывает, вторичная трещина открывается при большем напряжении, чем первичная трещина, то вторичная трещина может быть уже первичной. Растущая вторичная трещина, вероятно, будет неустойчивой, т.к. она открывается при большем напряжении. Следовательно, при непрерывном закачивании трещина может найти возможность еще раз изменить свое направление и может положить начало третичной трещине, которая опять-таки открывается при еще меньшем напряжении смыкания или минимальном напряжении смыкания; третичная трещина может быть шире вторичной. Распространение трещины в точке разветвления может прекратиться, а может продолжиться. В любом случае траектория потока полностью или частично поворачивает за угол, иногда в более узкую трещину. Пример такой сложной сетчатой структуры изображен на Фиг.6, который будет рассматриваться ниже, в Примере 4.
Таким образом, точки разветвления являются переходными точками, в которых расклинивающий агент с большей долей вероятности может изменить свое направление; они предотвращают более глубокое проникновение расклинивающего агента в сложную сетчатую трещину. Особая ценность пластинчатого расклинивающего агента Изобретения состоит в том, что пластины могут легко транспортироваться и могут образовывать в потоке линию так, что они смогут поворачивать и легко транспортироваться в сложные сети трещин, например в разветвленные трещины, даже при снижении скорости потока, увеличении времени и повышении извилистости путей потока. Это может быть особенно ценным вблизи ствола, в дальней зоне или в обоих случаях. При многих вариантах обработки точки перехода могут определять оптимальные качества суспензии расклинивающего агента, например оптимальный размер и форму расклинивающего агента. Проводимость, необходимая для успешного расклинивания таких разветвленных, сложных и, возможно, удаленных трещин и/или микротрещин может составлять всего ок. 0,01 миллидарси-фут (ок. 0,003 миллидарси-метр).
Пластинчатые частицы Изобретения, как единственный компонент расклинивающего агента или в соединении с традиционным расклинивающим агентом, особенно пригодны для методик гидроразрыва, предусматривающих использование агентов по отклонению потока. Примером наиболее применимых агентов по отклонению потока являются волокна. Неисчерпывающие примеры разлагаемых и неразлагаемых волокон, образующих пробки в подземных пластах и действующих в качестве агентов по отклонению потока, описаны, например, в патентах США №№7350572 и 7380600 и опубликованных заявках на выдачу патента США №№2008/0000639 и 2008/0093073, которые в полном объеме включены в настоящий документ. Жидкости, которые можно использовать в воплощениях данного Изобретения, включают жидкости, не содержащие расклинивающего агента, пластинчатых частиц или агентов по отклонению потока, например буровые жидкости; жидкости, содержащие пластинчатые частицы Изобретения; жидкости, содержащие традиционный расклинивающий агент; жидкости, содержащие агенты по отклонению потока; жидкости, содержащие любые два из расклинивающих агентов, пластинчатые частицы и агенты по отклонению потока; и жидкости, содержащие все три компонента. Эти различные жидкости могут нагнетаться в любом порядке, хотя буровая жидкость обычно нагнетается первой. Каждая жидкость может нагнетаться многократно. Концентрации компонентов и размеры стадий могут варьироваться. Обычным, не исчерпывающим примером является (a) буровая жидкость, затем (b) пластинчатые частицы, затем (c) агент по отклонению потока, затем повторить шаги (b) и (c) один или несколько раз, затем (d) традиционный расклинивающий агент. В других воплощениях шаги (a), (b) и (с) могут последовательно повторяться несколько раз или шаги (a) и (b) могут последовательно повторяться несколько раз. В буровой жидкости могут содержаться небольшие концентрации любых твердых компонентов (относительно последующих стадий), они могут быть относительно загущенными (т.е. могут быть жидким реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения). Обычно в последней стадии содержится больше традиционного расклинивающего агента, чем пластинчатых частиц, что обеспечивает путь потока с высокой проводимостью из сети трещин до ствола скважины. Обычно жидкость на всех стадиях загущена. Цель состоит в создании сети трещин максимально возможного и практически осуществимого размера с пластинчатыми частицами, помещенными на максимально возможную и практически достижимую глубину. Работникам, имеющим навыки работы по данному направлению, ясно, что при выполнении указаний, содержащихся в данном документе, решение поставленных задач обеспечивается несколькими путями, и все эти пути находятся в пределах области Изобретения.
Возможно образование расклиненных трещин, в которых существуют области, в которых кромки трещин "поддерживаются", в любом направлении, расклинивающим агентом (расклинены с раскрытием), и области, в которых отсутствует расклинивающий агент. Это может иметь место, когда пробки жидкости-носителя, содержащей расклинивающий агент, чередуются (либо по времени, либо по различным перфорациям) с пробками без расклинивающего агента, образуя, таким образом, "камерно-столбовую" схему. Это также может иметь место, когда концентрация расклинивающего агента меньше необходимой для образования монослоя расклинивающего агента в трещине. После снятия давления нагнетания и закрытия трещины может иметь место ряд явлений в зависимости от давления, геометрии, а также формы и характера расклинивающего агента. Расклинивающий агент может быть раздавлен (что, безусловно, может иметь место и в полностью забитых трещинах). Если расклинивающий агент тверже породы, отдельные частицы расклинивающего агента могут вдавливаться в кромку трещины (вдавливание). Пластинчатый расклинивающий агент вдавливается менее легко, т.к. снижается концентрация напряжения, либо для обеспечения той же степени вдавливания можно использовать более мягкий пластинчатый расклинивающий агент. (Тем не менее, если расклинивающий агент слишком мягок, он может чрезмерно деформироваться и позволить кромкам трещины приблизиться друг к другу.) При камерно-столбовой схеме столб может вдавливаться в породу, что называется "продавливанием", либо не имеющие опоры области могут наползать друг на друга, что называется "сжатием", либо может иметь место и то, и другое. Любое из этих явлений сокращает проводимость трещины. Использование пластинчатого расклинивающего агента снижает частоту возникновения или тяжесть некоторых из этих разрушительных явлений; правильный выбор материала с необходимыми характеристиками также может помочь снизить частоту возникновения или тяжесть некоторых из этих явлений.
Мусковит является особенно пригодным пластинчатым расклинивающим агентом в силу сочетания его физических и химических характеристик, но особенно по причине своей формы. Имеется ряд преимуществ, объясняемых формой. На Фиг.1 (адаптировано из Sherwood, J. D., J. Phys. A: Math. Gen. 30 (1997) L839-L843) изображен коэффициент пористости цилиндрических частиц в пачке как функция коэффициента сжатия; пористость пачки пластин может быть существенно выше, чем у пачки частиц сферической формы (обратите внимание, тем не менее, что эти показатели пористости не учитывают напряжение смыкания). Мусковит находится в районе левого края кривой, изображенной на Фиг.1; частицы сферической формы находятся в середине, а цилиндры - на правом краю. Скорость осаждения пластин намного меньше по сравнению со скоростью осаждения сфер того же размера (см. данные в Экспериментальном раздел (ниже)) в силу большего коэффициента торможения и постепенного осаждения пластин. Ввиду того, что пористость пачки больше, слюда и аналогичные материалы обладают значительно меньшей объемной плотностью в суспензии жидкости, чем песок и аналогичные гранулы традиционного расклинивающего агента. Следовательно, данная масса пластинчатого расклинивающего агента занимает больший объем, чем аналогичная масса песка, даже после полного осаждения, следовательно, высота трещины, расклиненной данной массой пластинчатого расклинивающего агента, также будет намного больше. Более того, считается, что пластины помещены в микротрещину с большим измерением параллельно кромке трещины, а меньшим измерением - перпендикулярно кромке трещины. При такой ориентации отдельные частицы расклинивающего агента и пачки расклинивающего агента пластинчатых расклинивающих агентов в меньшей степени подвержены вдавливанию, а пачки таких пластин менее подвержены обратному притоку расклинивающего агента по причине распределения напряжений в пачках.
Подходящие значения толщины пластинчатых расклинивающих агентов Изобретения варьируются в пределах от ок. 1 до ок. 500 микрон. Предпочтительная толщина составляет от ок. 10 до ок. 300 микрон; наиболее предпочтительной является толщина от ок. 20 до ок. 200 микрон.
В число других пригодных материалов входят полиэтилен низкой плотности, фенольные смолы, поливинилхлорид, полиэтилентерефталат, чешуйчатая окалина, измельченные раковины или яичная скорлупа, металлы, керамика и новолоидные фенолальдегидные материалы, вулканизированные кислотно-катализированной сшивающей новолачной смолой. Особенно пригодны некоторые металлы и сшитые полимеры, подвергшиеся нагартовыванию, т.е. в которых деформация ползучести и длительная деформация были заблокированы, что сделало их недеформируемыми и не ползучими; из полимеров - это, прежде всего, термоосаждающиеся пластмассы.
Полезные пластинчатые расклинивающие агенты можно приготовить из композитных материалов, например резанной слюдяно-смолистой бумаги и из резанной слюдяно-эпоксидной бумаги. Эти материалы содержат, как минимум, один неэластичный компонент, например слюду, кремень и прочие слоистые минералы. Имеющиеся на рынке листы слюды и бумаги изготавливаются, например, с применением силиконов, эпоксидов, шеллаков и прочих материалов. Они могут быть жесткими или гибкими. На рынке имеются слюдяные ленты с основой, изготовленной из стекла, волокон, полиэстровых волокон, полиэтилена, полипропилена и прочих материалов. Пластинчатые расклинивающие агенты Изобретения могут изготавливаться из любого из этих или аналогичных материалов известными методами, например рубкой, резкой, перемалыванием, расслоением и т.п.
Пластинчатые материалы могут подвергаться химической или физической модификации другими способами. Например, их можно покрыть проклеивающими агентами, которые содействуют их растворению в воде, и/или их можно покрыть свободно сыпучими присадками, помогающими им течь как сухому насыпному материалу. Также можно применить другие виды обработки гранулированных материалов с большой площадью поверхности, известные в данной области.
Пластинчатые расклинивающие агенты Изобретения лучше использовать в сочетании с мероприятиями по изменению направления потока. Особенно удобной является методика изменения направления, при которой образуются временные, разлагаемые пробки, например, из разлагающихся волокон, с целью стимулирования отделения от основной трещины некоторых областей. Такие пробки можно установить, например, вблизи ствола или глубоко в сети трещин. Если целевой породой является плотная сланцевая глина, обычно применяется обработка реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Обычная обработка может состоять из следующих этапов обработки: буровой жидкостью с реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения, реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения плюс пластинчатым расклинивающим агентом для расклинивания сети трещин, изменение направления потока с целью блокировки каналов с расклиненной стороны и увеличение полезного давления с целью раскрытия новых боковых каналов, с последующим повторением (буровой жидкостью, пластинчатым расклинивающим агентом, изменением потока), как правило, несколько раз, после чего следует обычная обработка реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения в сочетании с традиционным расклинивающим агентом (обычно размером ячейки 100 или песком, содержащимся в сланцевой глине) для расклинивания первичной трещины и соединения всех сетей вторичных или третичных трещин, в частности трещин, расклиненных пластинчатым расклинивающим агентом, до ствола скважины. Таким образом, повторяющаяся последовательность буровой жидкости, пластинчатого расклинивающего агента и изменения направления движения создают значительную площадь поверхности трещины в сланцевых породах (которые при других обстоятельствах были бы не проводимыми в отсутствие материала, изготовленного из пластинчатого расклинивающего агента), которые гидравлически соединяются со стволом скважины через основной канал трещины.
Настоящее Изобретение можно лучше понять на следующих примерах.
В некоторых экспериментах использовались образцы мусковита, измельченные и просеянные в лаборатории, размер полосок в диапазоне 20/40, 40/70 и 70/140 (примерно соответствует ячейке 100). Также использовались имеющиеся на рынке образцы мусковита компании Minelco Specialties Limited, Дерби, Великобритания. Их обозначили MD150 и MD250; число в коде соответствует среднему размеру диаметра частиц в микронах. Толщина этих частиц слюды составляла ок. 20-25 микрон. Изготовитель описал материал как сухой, размолотый, сильно деламинированный калиево-алюминиево-силикатный мусковит в гранулах с температурой плавления ок. 1300°C, удельным весом ок. 2,8, и рН ок. 9 в 10% водной суспензии, а также как гибкий, эластичный, жесткий и имеющий высокий коэффициент сжатия. 99,9% образца MD150 имеет размер менее 250 микрон, 75-90% - менее 106 микрон, и 30-65% - менее 53 микрон; 99,9% образца MD250 имеет размер менее 250 микрон, 10-50% - менее 125 микрон, и 0-15% - менее 63 микрон.
Пример 1
На Фиг.2 изображена проводимость пачки расклинивающего агента размолотого мусковита при загрузке 2,45 кг/м2 (0,5 фунт/фут) песчаниками огайской формации при 82°C (180°F), при напряжениях смыкания 6,9, 13,8, 20,7, 27,6, и 34,5 МПа (1000, 2000, 3000, 4000 и 5000 psi). Результаты были получены в лаборатории при краткосрочных испытаниях по методу API RP-61.
Пример 2
На Фиг.3 изображена экспериментальная скорость осаждения песка (концентрацией 0,06 кг/л (0,5 фунт/галлон)) и частиц мусковита (концентрацией 0,036 кг/л (0,3 фунт/галлон)) различных размеров в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения, содержащих 1 л/тыс.л (1 галлон/1000 галлонов) агента, понижающего трение, содержания ок. 50% полиакриламида. На Фиг.4 приведены скорости осаждения тех же типов частиц, рассчитанные в соответствии с законом Стокса, с использованием удельного веса 2,80 для слюды и 2,65 для песка, предполагается, что вязкость жидкости равна 10 сантипуаз. Пластинчатые частицы осаждаются при скорости до 20 раз меньшей теоретически спрогнозированной для сферических частиц.
Пример 3
Изучение мобильных свойств песка и слюды проводилось в динамических условиях в системе коллектора, изображенной на Фиг.5. Система состояла из горизонтального коллектора с четырьмя выходами [1-4], изготовленных из арматуры производства компании Swagelok с наружными диаметрами от 6,35 до 25,4 мм (0,25 - 1 дюйм), оборудованных баком для суспензии [5] и насосом [6] (Moyno), обеспечивающим скорость потока до 100 л/мин. Данный коллектор имитирует сеть сложных трещин, например, в глинистом сланце. Боковой контур [7] позволяет снизить скорость потока суспензии до 10 л/мин без осаждения расклинивающего агента в насосе. Исходная суспензия состояла либо из линейного геля, содержащего 2,4 г/л (20 фунтов на 1000 галлонов) гуара, либо из реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, содержащего 1 л/тыс.л (1 галлон/1000 галлонов) полиакриламидного понизителя трения; каждая жидкость содержала 0,06 кг/л (0,5 фунт/галлон) расклинивающего агента. Из выходов были отобраны пробы суспензии, которые были проанализированы на содержание расклинивающего агента. Процентные значения, приведенные в Таблице ниже, показывают относительные количества расклинивающего агента, транспортированные до соответствующих выходов. Значения на выходе показывают общее количество транспортированного расклинивающего агента относительно общего количества расклинивающего агента, поданного в коллектор. Использовалась слюда типа MD250. Была взвешена масса расклинивающего агента, выходящего из коллектора через различные выходы. До выхода №1 содержащиеся в суспензии твердые вещества доходят легче всего; следующим по легкости достижения является выход №2, далее следует выход №3; до выхода №4 содержащимся в суспензии твердым веществам дойти труднее всего, и он является наиболее репрезентативной частью сложной трещины. Обычные результаты приведены в Таблице 1. В линейном геле или в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения почти ничего из песка фракцией 20/40 не дошло до выхода 4; около половины от количества песка фракции 50/140 дошло до того выхода, до которого должно было дойти, и почти все прогнозируемое количество слюды дошло до выхода. В этих экспериментах слюда оказалась наиболее показательным в количественном отношении веществом как в линейном геле, так и в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения.
Таблица 1 | |||||||
ВЫХОД | ЛИНЕЙНЫЙ ГЕЛЬ | РЕАГЕНТ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНОГО НАТЯЖЕНИЯ | |||||
20/40 Песок | 50/140 Песок | MD250 Слюда | Чистый гель | 50/140 Песок | MD250 Слюда | Чистый реагент на водной основе | |
% 1 | 38.4 | 36.8 | 39.2 | 38.1 | 36.3 | 40.7 | 38.4 |
% 2 | 35.4 | 33.8 | 33.2 | 31.9 | 34.0 | 31.1 | 31.3 |
% 3 | 25.6 | 24.1 | 18.5 | 20.2 | 24.5 | 19.3 | 20.0 |
% 4 | 0.6 | 5.3 | 9.1 | 9.7 | 5.2 | 8.9 | 10.4 |
% извлечения | 62 | 81 | 94 | - | 54 | 87 | - |
Пример 4
Ни Фиг.6 приведен пример сети трещин, которая могла бы образовать гидроразрыв сланцевого пласта. Ствол скважины, проникающий в породу, изображен поз. [8]. Два крыла первичной трещины образуются перекачиванием жидкости через ствол в пласт. Эти крылья обычно образуются в направлении наименьшего напряжения смыкания. Одно крыло изображено поз. [9]. Если растущая трещина наталкивается на новую плоскость, характеризующуюся слабостью, может образоваться новая вторичная трещина, пример которой изображен поз. [10]. Если она возможна, третичная трещина, изображенная поз. [11], может образоваться в направлении первоначального разрыва. (Эта схема приведена исключительно в иллюстративных целях; в сложной сети трещин возможны многие другие варианты и ориентации.)
На Фиг.7 изображен один из способов использования метода Изобретения. На Фрагменте I Фиг.7 изображена жидкость, протекающая вдоль первичной трещины [9], образующей более узкую вторичную трещину [10], а затем образующая третичную трещину [11], которая шире вторичной трещины. (Поток жидкости изображен сплошными стрелками.) Эта сеть может быть образована нагнетанием буровой жидкости. На Фрагменте II изображено нагнетание жидкости [13], содержащей пластинчатые частицы Изобретения, текущие в сеть трещины; пластинчатые частицы способны обтекать углы по траектории потока и могут проходить через более узкую трещину. Затем нагнетается пробка из отклоняющего материала, например волокна; суспензия этого материала изображена поз. [14]. На Фрагменте III изображен этот материал, из которого образовалась пробка [15] в точке поворота, где более узкая вторичная трещина вырастает из третичной трещины. Поток ингибируется вдоль траектории первоначального потока, таким образом, образуется новая трещина [16]. По мере продолжения нагнетания пластинчатых частиц они перетекают в новую трещину; в том месте, где поток может продолжиться в направлении первичной трещины, образуется еще одна новая трещина [17]. Этот процесс может повторяться много раз за счет нагнетания последующих пробок отклоняющего агента. Пробка из отклоняющего агента может содержать пластинчатые частицы. В качестве альтернативы или в дополнение жидкость, содержащая пластинчатый материал, может содержать отклоняющий агент, например, в небольшой концентрации; отклоняющий агент медленно аккумулируется в точке поворота до тех пор, пока не произойдет поворот.
Claims (9)
1. Способ обработки подземного пласта, в который проникает ствол скважины, включающий:
(a) нагнетание загущенной буровой жидкости,
(b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы,
(c) нагнетание отклоняющего материала,
(d) повторение этапов (a)-(c), по меньшей мере, один раз, при этом пластинчатые частицы составляют от 20 до 100% масс. расклинивающего агента, а их толщина составляет от 1 до 500 микрон.
(a) нагнетание загущенной буровой жидкости,
(b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы,
(c) нагнетание отклоняющего материала,
(d) повторение этапов (a)-(c), по меньшей мере, один раз, при этом пластинчатые частицы составляют от 20 до 100% масс. расклинивающего агента, а их толщина составляет от 1 до 500 микрон.
2. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, часть пластинчатых частиц выбирается из группы, состоящей из слюды, талька или их смеси.
3. Способ по п.1, в котором отклоняющий материал включает волокна.
4. Способ по п.1, в котором в состав загущенной жидкости входит агент, понижающий трение.
5. Способ по п.1, в котором в последовательности действий от (a) до (d) концентрация расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, в загущенной суспензии в шаге (b) варьируется.
6. Способ по п.1, далее включающий:
(a) нагнетание загущенной буровой жидкости,
(b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, и
(c) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят сферические частицы.
(a) нагнетание загущенной буровой жидкости,
(b) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят минеральные пластинчатые частицы, и
(c) нагнетание загущенной суспензии расклинивающего агента, в состав которого входят сферические частицы.
7. Способ по п.1, в котором минеральные пластинчатые частицы имеют покрытие.
8. Способ по п.1, в котором перед использованием минеральные пластинчатые частицы включаются в состав композитного материала, который затем измельчается.
9. Способ по п.1, который дополнительно включает этап нагнетания второй загущенной суспензии расклинивающего агента после этапа (b).
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011110576/03A RU2528648C2 (ru) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Способ обработки подземного пласта |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/RU2008/000566 WO2010021563A1 (en) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Hydraulic fracturing proppants |
RU2011110576/03A RU2528648C2 (ru) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Способ обработки подземного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011110576A RU2011110576A (ru) | 2012-09-27 |
RU2528648C2 true RU2528648C2 (ru) | 2014-09-20 |
Family
ID=41707327
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011110576/03A RU2528648C2 (ru) | 2008-08-21 | 2008-08-21 | Способ обработки подземного пласта |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8991494B2 (ru) |
EP (1) | EP2324196A4 (ru) |
CN (1) | CN102159791A (ru) |
AU (1) | AU2008360718B2 (ru) |
CA (2) | CA2735572C (ru) |
RU (1) | RU2528648C2 (ru) |
WO (1) | WO2010021563A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679196C2 (ru) * | 2014-10-06 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы разобщения пластов и отклонения обработки с помощью фигурных частиц |
Families Citing this family (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102695847B (zh) | 2009-12-31 | 2015-07-15 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 水力压裂系统 |
CN103154181B (zh) * | 2010-06-23 | 2019-06-04 | 伊科普罗有限责任公司 | 水力压裂 |
US10001003B2 (en) * | 2010-12-22 | 2018-06-19 | Maurice B. Dusseault | Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
US8978764B2 (en) * | 2010-12-22 | 2015-03-17 | Maurice B. Dusseault | Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales |
US9618652B2 (en) | 2011-11-04 | 2017-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
CA2915625C (en) | 2011-03-11 | 2021-08-03 | Schlumberger Canada Limited | Method of calibrating fracture geometry to microseismic events |
MX360976B (es) | 2011-09-30 | 2018-11-23 | Momentive Specialty Chem Inc | Materiales apuntalantes y metodos de adaptar humectabilidad de la superficie de material apuntalante. |
US10422208B2 (en) | 2011-11-04 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Stacked height growth fracture modeling |
US10544667B2 (en) | 2011-11-04 | 2020-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Modeling of interaction of hydraulic fractures in complex fracture networks |
US10041327B2 (en) | 2012-06-26 | 2018-08-07 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diverting systems for use in low temperature well treatment operations |
US9920610B2 (en) * | 2012-06-26 | 2018-03-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of using diverter and proppant mixture |
US9850748B2 (en) | 2012-04-30 | 2017-12-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Propping complex fracture networks in tight formations |
MY180172A (en) | 2012-06-26 | 2020-11-24 | Baker Hughes Inc | Method of using phthalic and terephthalic acids and derivatives thereof in well treatment operations |
US10988678B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-04-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Well treatment operations using diverting system |
US11111766B2 (en) | 2012-06-26 | 2021-09-07 | Baker Hughes Holdings Llc | Methods of improving hydraulic fracture network |
US9938810B2 (en) * | 2013-09-16 | 2018-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations |
CN105849359B (zh) * | 2013-09-26 | 2020-01-07 | 贝克休斯公司 | 优化水力压裂操作中的导流能力的方法 |
WO2015060823A1 (en) * | 2013-10-22 | 2015-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids with clay-based gel retarders and related methods |
CA2933813C (en) * | 2014-02-18 | 2019-01-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for obtaining data from a subterranean formation |
CA2933487C (en) | 2014-03-06 | 2018-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations |
GB2540063A (en) | 2014-03-31 | 2017-01-04 | Schlumberger Holdings | Method for modifying and delivering a propping agent during well operations |
US9797212B2 (en) | 2014-03-31 | 2017-10-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating subterranean formation using shrinkable fibers |
CN106459742A (zh) * | 2014-04-23 | 2017-02-22 | 呼瓦基有限责任公司 | 用于压裂液的支撑剂 |
CN106536673A (zh) * | 2014-05-12 | 2017-03-22 | 罗地亚经营管理公司 | 水性瓜尔胶组合物在油田和滑溜水应用中的使用 |
CN106687560A (zh) | 2014-06-30 | 2017-05-17 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 复合支撑剂、生产复合支撑剂的方法及其使用方法 |
CN104119853B (zh) * | 2014-07-02 | 2017-03-29 | 成都理工大学 | 一种空气泡沫压裂液的制备方法 |
US10017688B1 (en) | 2014-07-25 | 2018-07-10 | Hexion Inc. | Resin coated proppants for water-reducing application |
CN104151482B (zh) * | 2014-08-13 | 2016-06-08 | 中国地质大学(武汉) | 一种高强度低密度压裂支撑剂的制备方法 |
WO2016025936A1 (en) | 2014-08-15 | 2016-02-18 | Baker Hughes Incorporated | Diverting systems for use in well treatment operations |
WO2016028185A1 (en) * | 2014-08-20 | 2016-02-25 | Schlumberger Canada Limited | A method of treating a subterranean formation |
CN104198345B (zh) * | 2014-09-16 | 2016-06-29 | 中国石油大学(华东) | 一种支撑剂有效沉降粒径的测量方法 |
WO2016130110A1 (en) * | 2015-02-10 | 2016-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Barrier pills |
EP3061800A1 (en) * | 2015-02-26 | 2016-08-31 | Repsol, S.A. | Ultra-high-molecular-weight polyolefin proppants |
CN104963672B (zh) * | 2015-07-13 | 2016-09-21 | 中国石油大学(北京) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 |
WO2017052522A1 (en) * | 2015-09-23 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
EP3159390B1 (en) * | 2015-10-21 | 2019-12-11 | S.P.C.M. Sa | Composition in particulate form comprising a polymer and a proppant useful for hydraulic fracturing operation |
US11255176B2 (en) | 2015-10-29 | 2022-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of propping created fractures and microfractures in tight formation |
US9896618B2 (en) | 2015-11-19 | 2018-02-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
US10369724B2 (en) | 2015-11-19 | 2019-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making spheroidal particles |
US10557079B2 (en) | 2016-07-22 | 2020-02-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of making rod-shaped particles for use as proppant and anti-flowback additive |
CN106967409A (zh) * | 2017-05-10 | 2017-07-21 | 郑州市润宝耐火材料有限公司 | 压裂支撑剂及其制备方法 |
CN108194072A (zh) * | 2018-01-19 | 2018-06-22 | 中国地质大学(北京) | 基于片状支撑剂和气润湿反转剂的储层压裂方法 |
CN110761765B (zh) * | 2018-07-27 | 2021-11-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种大范围激活天然裂缝的体积压裂方法 |
CN110761762B (zh) * | 2018-07-27 | 2021-08-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种致密砂岩油藏提高压裂体积的方法 |
CN109025942B (zh) * | 2018-08-09 | 2021-08-17 | 西南石油大学 | 一种致密气藏斜井压裂不规则多裂缝的产量计算方法 |
CN109033677B (zh) * | 2018-08-09 | 2022-05-03 | 西南石油大学 | 一种压裂酸化井裂缝导流能力优化方法 |
US11286755B2 (en) | 2019-08-16 | 2022-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon wells including crosslinked polymer granules in sand control structures and methods of completing the hydrocarbon wells |
RU2753285C2 (ru) * | 2019-09-26 | 2021-08-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Шихта для изготовления магнезиально-кварцевого проппанта |
CN111804373B (zh) * | 2020-06-24 | 2021-12-28 | 江苏力克石油机械有限公司 | 稠油井防砂稀采专用砾石制作方法 |
CN116717227B (zh) * | 2023-08-07 | 2023-11-17 | 中煤科工西安研究院(集团)有限公司 | 一种井地联合煤矿井下定向长钻孔水力压裂方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
RU2166079C1 (ru) * | 1999-12-23 | 2001-04-27 | Закрытое акционерное общество "Уралсервис" | Проппант |
RU2191169C1 (ru) * | 2001-11-23 | 2002-10-20 | Закрытое акционерное общество "Тригорстроймонтаж" | Шихта и способ получения гранулированного шамота, используемого в качестве расклинивающего агента |
RU2006101186A (ru) * | 2005-01-14 | 2007-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы гидроразрыва подземных скважин |
RU2006123073A (ru) * | 2006-06-29 | 2008-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Проппантовый материал и способ гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Family Cites Families (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4157116A (en) * | 1978-06-05 | 1979-06-05 | Halliburton Company | Process for reducing fluid flow to and from a zone adjacent a hydrocarbon producing formation |
US4732920A (en) * | 1981-08-20 | 1988-03-22 | Graham John W | High strength particulates |
US4809783A (en) * | 1988-01-14 | 1989-03-07 | Halliburton Services | Method of dissolving organic filter cake |
US5929002A (en) * | 1994-07-28 | 1999-07-27 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluid loss control |
US5782300A (en) * | 1996-11-13 | 1998-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Suspension and porous pack for reduction of particles in subterranean well fluids, and method for treating an underground formation |
US6059034A (en) * | 1996-11-27 | 2000-05-09 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
US6330916B1 (en) * | 1996-11-27 | 2001-12-18 | Bj Services Company | Formation treatment method using deformable particles |
US6406789B1 (en) * | 1998-07-22 | 2002-06-18 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
CA2302688C (en) * | 1998-07-22 | 2005-09-27 | Borden Chemical, Inc. | Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same |
US6599863B1 (en) * | 1999-02-18 | 2003-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing process and composition |
US6605570B2 (en) * | 2001-03-01 | 2003-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods to control fluid loss in surfactant-based wellbore service fluids |
US6828280B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for stimulating hydrocarbon production |
US6938693B2 (en) * | 2001-10-31 | 2005-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for controlling screenouts |
US6830105B2 (en) * | 2002-03-26 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant flowback control using elastomeric component |
SE525116C2 (sv) * | 2002-04-05 | 2004-11-30 | Nina Story | Informationsband |
US6725930B2 (en) * | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
US6776235B1 (en) * | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US7066260B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolving filter cake |
US7114567B2 (en) * | 2003-01-28 | 2006-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Propped fracture with high effective surface area |
US7004255B2 (en) * | 2003-06-04 | 2006-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fracture plugging |
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 |
US20050130848A1 (en) * | 2003-06-27 | 2005-06-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7228904B2 (en) * | 2003-06-27 | 2007-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving fracture conductivity in a subterranean well |
US7237609B2 (en) * | 2003-08-26 | 2007-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations |
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 |
US7281580B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures |
US7255169B2 (en) * | 2004-09-09 | 2007-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of creating high porosity propped fractures |
US7726399B2 (en) * | 2004-09-30 | 2010-06-01 | Bj Services Company | Method of enhancing hydraulic fracturing using ultra lightweight proppants |
US7491444B2 (en) * | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US7867613B2 (en) * | 2005-02-04 | 2011-01-11 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
US7595280B2 (en) * | 2005-08-16 | 2009-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7836952B2 (en) * | 2005-12-08 | 2010-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant for use in a subterranean formation |
RU2441052C2 (ru) | 2005-12-23 | 2012-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Расклинивающий наполнитель (варианты) |
CA2536957C (en) * | 2006-02-17 | 2008-01-22 | Jade Oilfield Service Ltd. | Method of treating a formation using deformable proppants |
US7931087B2 (en) * | 2006-03-08 | 2011-04-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using lightweight polyamide particulates |
US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
-
2008
- 2008-08-21 CN CN2008801312183A patent/CN102159791A/zh active Pending
- 2008-08-21 US US13/059,090 patent/US8991494B2/en active Active
- 2008-08-21 WO PCT/RU2008/000566 patent/WO2010021563A1/en active Application Filing
- 2008-08-21 RU RU2011110576/03A patent/RU2528648C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-08-21 CA CA2735572A patent/CA2735572C/en not_active Expired - Fee Related
- 2008-08-21 AU AU2008360718A patent/AU2008360718B2/en not_active Ceased
- 2008-08-21 EP EP08876799A patent/EP2324196A4/en not_active Withdrawn
- 2008-08-21 CA CA2875547A patent/CA2875547C/en not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-03-30 US US14/672,522 patent/US20150204178A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4143715A (en) * | 1977-03-28 | 1979-03-13 | The Dow Chemical Company | Method for bringing a well under control |
RU2166079C1 (ru) * | 1999-12-23 | 2001-04-27 | Закрытое акционерное общество "Уралсервис" | Проппант |
RU2191169C1 (ru) * | 2001-11-23 | 2002-10-20 | Закрытое акционерное общество "Тригорстроймонтаж" | Шихта и способ получения гранулированного шамота, используемого в качестве расклинивающего агента |
RU2006101186A (ru) * | 2005-01-14 | 2007-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. (Us) | Способы гидроразрыва подземных скважин |
RU2006123073A (ru) * | 2006-06-29 | 2008-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | Проппантовый материал и способ гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2679196C2 (ru) * | 2014-10-06 | 2019-02-06 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способы разобщения пластов и отклонения обработки с помощью фигурных частиц |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2008360718A1 (en) | 2010-02-25 |
EP2324196A4 (en) | 2012-10-31 |
CA2735572C (en) | 2015-03-24 |
CN102159791A (zh) | 2011-08-17 |
CA2735572A1 (en) | 2010-02-25 |
CA2875547A1 (en) | 2010-02-25 |
RU2011110576A (ru) | 2012-09-27 |
US20110180259A1 (en) | 2011-07-28 |
EP2324196A1 (en) | 2011-05-25 |
CA2875547C (en) | 2016-11-29 |
US8991494B2 (en) | 2015-03-31 |
WO2010021563A8 (en) | 2011-03-31 |
WO2010021563A1 (en) | 2010-02-25 |
US20150204178A1 (en) | 2015-07-23 |
AU2008360718B2 (en) | 2014-10-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2528648C2 (ru) | Способ обработки подземного пласта | |
US8127849B2 (en) | Method of using lightweight polyamides in hydraulic fracturing and sand control operations | |
CA2668505C (en) | Method of plugging fractured formation | |
US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
US9458710B2 (en) | Hydraulic fracturing system | |
WO2017218720A1 (en) | In situ formed inorganic solids in fracture networks | |
US20180298272A1 (en) | Polymeric and elastomeric proppant placement in hydraulic fracture network | |
RU2386025C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта с использованием расклинивающего наполнителя | |
AU2014404426A1 (en) | Crush-resistant proppant particulates for use in subterranean formation operations | |
US10364660B2 (en) | Proppant-free channels in a propped fracture using ultra-low density, degradable particulates | |
US9869156B2 (en) | Gellable treatment fluids with clay-based gel retarders and related methods | |
WO2014189683A1 (en) | Electromagnetically active slurries and methods | |
Gottardo et al. | Use of nanomaterials in fluids, proppants, and downhole tools for hydraulic fracturing of unconventional hydrocarbon reservoirs | |
EP1954781B1 (en) | Particles |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20130312 |
|
FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20130319 |
|
HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180822 |