RU2558560C2 - Доставка зернистого материала под землю - Google Patents
Доставка зернистого материала под землю Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558560C2 RU2558560C2 RU2013112867/03A RU2013112867A RU2558560C2 RU 2558560 C2 RU2558560 C2 RU 2558560C2 RU 2013112867/03 A RU2013112867/03 A RU 2013112867/03A RU 2013112867 A RU2013112867 A RU 2013112867A RU 2558560 C2 RU2558560 C2 RU 2558560C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fibers
- hydrophobic
- granular material
- gas
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000008187 granular material Substances 0.000 title claims abstract description 54
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 82
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 76
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 49
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 95
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 45
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 29
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims description 20
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 20
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 20
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 claims description 19
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 19
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 19
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 claims description 14
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 claims description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 8
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 49
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract description 24
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 75
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 58
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 20
- 150000001282 organosilanes Chemical class 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- -1 proppant Substances 0.000 description 10
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 9
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 9
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 9
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 9
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 8
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 8
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 5
- 229960003493 octyltriethoxysilane Drugs 0.000 description 5
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 4
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 4
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 125000003368 amide group Chemical group 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 125000001181 organosilyl group Chemical group [SiH3]* 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical compound OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000011258 core-shell material Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004036 acetal group Chemical group 0.000 description 1
- DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N acetaldehyde Diethyl Acetal Natural products CCOC(C)OCC DHKHKXVYLBGOIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002777 acetyl group Chemical class [H]C([H])([H])C(*)=O 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 description 1
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 125000004423 acyloxy group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000008365 aqueous carrier Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002843 carboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- DEPUMLCRMAUJIS-UHFFFAOYSA-N dicalcium;disodium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Na+].[Na+].[Ca+2].[Ca+2].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O DEPUMLCRMAUJIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFMFXQNYPNYGG-UHFFFAOYSA-M dimethyl-octadecyl-(3-trimethoxysilylpropyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCC[Si](OC)(OC)OC WSFMFXQNYPNYGG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 125000004185 ester group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001261 hydroxy acids Chemical class 0.000 description 1
- 229920013821 hydroxy alkyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical class CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N octadecyltrimethoxysilane Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[Si](OC)(OC)OC SLYCYWCVSGPDFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000962 organic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000012044 organic layer Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001798 poly[2-(acrylamido)-2-methyl-1-propanesulfonic acid] polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 description 1
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 description 1
- 238000012643 polycondensation polymerization Methods 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 125000002924 primary amino group Chemical group [H]N([H])* 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical class OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
- C09K8/805—Coated proppants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- 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
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты. Скважинный флюид может быть жидкостью для гидравлического разрыва пласта, которая представляет собой реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения, и может использоваться для разрыва непроницаемого газоносного пласта. Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам; волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ней, и агломераты содержат газ и таким образом получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах. Технический результат заключается в повышении эффективности доставки зернистого материала под землю. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.,12 пр.
Description
Область техники
[0001] Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Важным применением, которое представляет собой часть способа гидравлического разрыва подземного газо-нефтеносного пласта, является помещение проппанта (расклинивающего наполнителя) в трещину таким образом, чтобы поддерживать трещину открытой в качестве канала движения. Однако, изобретение также относится к применению, где требуется размещение зернистого материала под землей, особенно в подземных газо-нефтеносных пластах. Предусмотрено, что изобретение будет использоваться в связи с исследованиями и добычей нефти и газа.
Уровень техники
[0002] Размещение зернистого материала на участке под землей является очень важной частью операции гидравлического разрыва. Размещение также можно выполнять в контексте различных других операций, проводимых в подземных скважинах, включая, включая закупоривание трещин, отведение потоков, контроль потери циркуляции и разобщение интервалов.
[0003] Гидравлический разрыв является хорошо разработанным способом стимуляции газо-нефтеносного пласта. Флюид под давлением закачивают в подземный пласт, вынуждая части пласта расходиться и создавая узкую полость между ними. Когда закачивание прекращают, то естественное давление в подземном пласте стремится сомкнуть трещину. Для того, чтобы предотвратить полное смыкание трещины обычно на поверхности смешивают твердый зернистый материал (называемый проппантом) с жидкостью для гидроразрыва пласта и используют флюид для доставки проппанта в трещину. Когда трещине позволяют сомкнуться, то она смыкается вблизи проппанта, а канал движения к скважине между частицами проппанта остается открытым. Затем проппант под значительным давлением пластовых пород припрессовывается к ней.
[0004] Когда проппант смешивают с жидкостью для гидроразрыва пласта на поверхности и закачивают в скважину, то он подвергается очень высокому сдвигу. Затем жидкость для гидроразрыва пласта проходит вниз в скважину в условиях пониженного сдвига. Впоследствии она поворачивает и вытекает из скважины в трещину в пласте. Вход в трещину может быть связан с повышением сдвига, особенно, если скважина является обсаженной и флюид проходит через перфорации в обсадной трубе скважины, чтобы войти в трещину. Как только флюид поступает в трещину, флюид подвергается значительно меньшему сдвигу и взвешенные твердые частицы начинают оседать. Затем закачивание прекращают, позволяя трещине сомкнуться вблизи проппанта, набитого в трещину.
[0005] Для того, чтобы флюид мог доставить зернистый материал в суспензию и разместить его по всей поверхности трещины, обычно во флюид включают загуститель, повышающий вязкость. Тогда флюид обычно получают так, чтобы достичь вязкости, по меньшей мере, 100 сантипуаз за 100 секунд-1. С этой целью широко используется гуар. Также можно использовать производные гуара и вязкоэластичные поверхностно-активные вещества. Однако, для некоторых операций гидроразрыва, особенно где порода имеет низкую проницаемость, из-за чего утечка в породу не имеет существенного значения, предпочтительно закачивать флюид, часто называемый «реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения», который является водой или солевым раствором, содержащим небольшой процент полимера, понижающего трение, который не повышает вязкость так сильно, как загуститель типа гуара. Тогда флюид имеет низкую вязкость. Это существенно снижает энергию, необходимую при закачивании, но поддерживать зернистый материал во взвешенном состоянии становится значительно сложнее и поэтому обычно используется более высокая скорость закачивания.
[0006] Как описано в статьях Общества инженеров-нефтяников SPE98005, SPE102956 и SPE1125068 обычно применяемые частицы проппанта, суспендированные в реагенте на водной основе для снижения поверхностного натяжения, закачанные в большую трещину, будут оседать быстрее, чем желательно, и образовывать так называемую «банку» или «дюну» близко к стволу скважины. Из-за такого преждевременного оседания проппант может быть не распределен вдоль трещины, чтобы образовать опору вдоль всей длины трещины и проппант может быть не размещен по всей вертикали высоты трещины. Когда закачивание прекращают и трещине позволяют сомкнуться, то части трещины, расположенные дальше от ствола скважины, могут не содержать достаточно проппанта, чтобы поддерживать их открытыми в степени, достаточной для желательной скорости потока. В результате, закрепленный и эффективный размер трещины может быть меньше, чем размер, созданный во время гидроразрыва.
[0007] Один подход для улучшения транспортирования зернистого проппанта заключается в том, чтобы использовать материал с более низким удельным весом вместо традиционного материала, которым является песок или другой относительно тяжелый минерал (песок имеет удельный вес, приблизительно равный 2,65). В статье SPE84308 описан легковесный проппант с удельным весом, равным всего лишь 1,75, который является пористым керамическим материалом, покрытым смолой, так что поры керамического материала остаются наполненными воздухом. В этой статье также описан даже еще более легкий проппант с удельным весом 1,25 на основе скорлупы грецких орехов. Такой материал определяют как «импрегнированная и покрытая смолой химически модифицированная скорлупа грецкого ореха».
[0008] Эти легковесные проппанты легче суспендируются и транспортируются реагентом на водной основе для снижения поверхностного натяжения и их использование дополнительно описано в статьях SPE90838 и SPE98005, и в последней статье показано, что оседание частиц снижается по сравнению с песком, хотя полностью не исключается. Существует много других описаний проппантов, более легких, чем песок. Примеры описаны в патентах США 4493875 и 7491444 и в патентных заявках США 2005/096207, 2006/016598 и 2008/277115.
[0009] Известная проблема с легковесными пропантами заключается в том, что они часто бывают не такими прочными, как песок, и существует риск их частичного раздавливания, когда трещине гидроразрыва позволяют сомкнуться вблизи проппанта, помещенного внутрь нее. Подход к суспензии зернистого проппанта, который стремится избежать этой проблемы, описан в патентной заявке США 2007/015669, а также в публикации WO 2009/009886 и в статье «Снижение веса нагрузки» («Lightening the Load»), в журнале New Technology Magazine, январь/февраль 2010, стр. 43 и 44. Согласно положениям этих документов традиционный проппант, такой как песок, обрабатывают для нанесения на его поверхность гидрофобного материала и затем добавляют к суспензии из проппанта и воды. Пузырьки адсорбируются твердыми гидрофобными частицами так, что адсорбированный газ приводит к частицам меньшей эффективной плотности. Литература, описывающая этот подход, отстаивает его на том основании, что традиционный песок и дешевле, и прочнее легковесного проппанта.
[0010] Другим подходом к замедлению оседания проппанта в трещине является введение волокнистого материала в состав. Публикация SPE102956 утверждает, что введение волокон может создать пространственную сетку из волокон в жидкости для гидроразрыва пласта, которая удерживает проппант и снижает оседание проппанта.
[0011] В патенте США 7 665522 описаны жидкости для гидроразрыва пласта, которые содержали повышающий вязкость агент, проппант, газ, чтобы создать пену (так что флюид является так называемым «активированным флюидом») и волокна, чтобы улучшить суспензионные свойства и транспортирование проппанта.
Сущность изобретения
[0012] Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается скважинный флюид, включающий жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе, и газ, чтобы увлажнять поверхности частиц и волокон и связывать их вместе в агломераты.
[0013] Во втором аспекте изобретение предлагает способ доставки зернистого материала под землю, включая поставку под землю композиции флюида, включающей жидкость-носитель на водной основе, в которой суспендированы гидрофобные волокна и гидрофобный зернистый материал, флюид, также включает газ, увлажняющий поверхности частиц и волокон и связывающий их вместе, так что агломераты зернистого материала и волокон, удерживаемые вместе газом, находятся ниже грунта.
[0014] Использование комбинации гидрофобного зернистого материала, гидрофобных волокон и газа задерживает оседание зернистого материала из жидкости-носителя на водной основе. Несколько эффектов работают вместе:
[0015] поскольку газ смачивает поверхности обоих материалов и агломерирует их, зернистый материал вынужден приклеиваться к волокнам;
[0016] волокна образуют пространственную сетку, которая препятствует оседанию зернистого материала, приклеенного к ним, и
[0017] агломераты содержат газ, и таким образом, получается насыпная плотность, которая меньше, чем удельный вес твердых веществ, содержащихся в агломератах.
[0018] На практике, вполне вероятно, что зернистый материал будет меньше, чем длина волокон. Уточним это: вполне вероятно, что средний размер частиц зернистого материала будет меньше, чем средняя длина волокон. Фактически 90% об. зернистого материала может иметь самый большой линейный размер частицы, который меньше, чем половина, возможно, меньше, одна пятая средней длины волокон.
[0019] Предусмотрено, что скважинный флюид, предпочтительно является жидкостью для гидроразрыва пласта, в которой гидрофобный зернистый материал служит проппантом. Гидрофобный зернистый материал может иметь размер частиц и распределение по размеру такие, что более, чем 90% частиц имеют размер частиц меньше 1 мм. Гидрофобные волокна, вероятно, должны иметь среднию длину больше, чем 1 мм, вероятно, больше, чем 2 мм с диаметром волокна не больше, чем 100 микрон.
[0020] В некоторых вариантах воплощения этого изобретения, используемых для гидроразрыва пласта, пласт может быть газовым пластом, и этап гидравлического разрыва пласта может сопровождаться добычей газа, газового конденсата или их комбинации из пласта через трещину и в эксплуатационный трубопровод посредством канала для движения флюидов в ней.
[0021] Агломерацию можно предотвратить или реверсировать, когда композиция подвергается сдвигу. Как уже упоминалось, композиция, которую закачивают в забой скважины, подвергается разному по значению сдвигу в ходе своего прохода в забой. Следовательно, агломерация может происходить на подземном участке, к которому доставляется зернистый материал. Однако, возможно, что агломерация может иметь место или начинаться в ходе течения потока в направлении к подземному участку, где материал отвечает ее целям.
[0022] Мы наблюдали, что гидрофобный зернистый материал остается суспендированным, в то время как в сравнительном эксперименте с использованием гидрофильного зернистого материала аналогичного размера, зернистый материал не оставался суспендированным среди гидрофобных волокон, но вместо этого оседал.
[0023] Предотвращение осаждения зернистого твердого материала позволяет транспортировать его более эффективно до целевого места назначения. В контексте осуществления гидравлического разрыва длина и/или вертикальная высота трещины (то есть область трещины), которая сохраняется как закрепленное отверстие после закачивания, по размеру больше, чем она была бы в случае, если бы использовали только один зернистый материал без волокон.
[0024] Зернистый материал и волокна должны иметь гидрофобные поверхности, чтобы они могли образовывать агломераты. Они могут быть образованы из материалов, которые являются по своей природе гидрофобными или могут быть образованы из материалов, которые являются гидрофильными, но имеют гидрофобное покрытие на своей поверхности. Например, обычный кварцевый песок, обычно применяемый как проппант, является гидрофильным и не агломерируется маслом или газом в присутствии воды. В отличие от этого, мы обнаружили, что песок с обработанной поверхностью, что придает ему более гидрофобные свойства, будет самопроизвольно образовывать агломераты в присутствии масла, воздуха или газа азота. Зернистый материал, используемый для этого изобретения, может быть таким гидрофобно модифицированным песком. Аналогично, стеклянные волокна являются гидрофильными и не агломерируются маслом или газом, но их поверхность может быть обработана так, что она станет гидрофобной.
[0025] Количественным указателем полярности поверхности твердого тела (полученного с ровной, плоской поверхностью) является понятие критического поверхностного натяжения, впервые введенное Зисманом (см. Fox and Zisman, J. Colloid Science, Vol. 5 (1950), стр. 514-531, на стр. 529). Это такое значение поверхностного натяжения, при котором жидкости, имеющие поверхностное натяжение на границе с воздухом, которое меньше, чем или равно этому значению, будут растекаться по поверхности твердого тела, в то время как жидкости с более высоким поверхностным натяжением будут оставаться в форме капель на поверхности, имея краевой угол смачивания больше, чем нуль. Сильно гидрофобное твердое тело имеет низкое критическое поверхностное натяжение. Например, в литературе указывается, что критическое поверхностное натяжение политетрафторэтилена (ПТФЭ) равно 18,5 миллиНьютон/метр, а для твердого тела, покрытого гептадекафтор-1,1,2,2-тетра-гидро-децил-трихлорсиланом литературное значение критического поверхностного натяжения равно 12 мН/м. В отличие от них литературные значения критического поверхностного натяжения для натриево-кальциево силикатного стекла и диоксида кремния равны 47 и 78 мН/м, соответственно.
[0026] Мы обнаружили, что аналогичное измерение гидрофобности поверхности зернистого твердого тела можно выполнить путем встряхивания твердого тела с очень гидрофобным маслом (предпочтительно, силиконовым маслом), имеющим низкое поверхностное натяжение, и смесей из этанола и воды с прогрессивно увеличивающейся долей этанола. Это можно осуществить при комнатной температуре, равной 20оС. Поверхностные натяжения ряда смесей из этанола и воды приведены в таблице в книге CRC “Handbook of Chemistry and Physics”, 86-е издание, раздел 6, стр. 131. Это измерение также можно выполнять на волокнах.
[0027] Повышение доли этанола в водной фазе (то есть, смеси этанола и воды) снижает ее поверхностное натяжение. В конце концов, наступает момент, когда поверхностное натяжение водной фазы становится таким низким, что твердое тело не может больше агломерироваться маслом. Граничное значение, при котором прекращается агломерация маслом, является мерой гидрофобности твердого тела и называется «предельное поверхностное натяжение агломерации» или АППН (ALST).
[0028] Мы наблюдали, что зернистые твердые тела, которые могут подвергаться самопроизвольной агрегации из суспензии в деионизованной воде при контакте с маслом, всегда имеют значение АППН, приблизительно равное 40 мН/м или меньше. Этот тест на АППН покрывает диапазон значений, представляющих практический интерес, но следует понимать, что если агломерация не имеет место, то этот тест не дает численного значения АППН, но показывает, что поверхность не характеризуется значением АППН, которое равно 40 мН/м или меньше. Кроме того, если поверхность имеет значение АППН ниже, чем поверхностное натяжение чистого этанола (22,4 мН/м при 20оС), то этот тест не дает численного значения АППН, но показывает, что значение АППН не превышает 22,4 мН/м.
[0029] Когда зернистые материалы или волокна не обладают естественной гидрофобностью, то можно использовать ряд различных способов, чтобы модифицировать поверхность частиц или волокон с целью увеличения их гидрофобности; эти способы включают нижеописанные способы, в которых первые три способа обеспечивают ковалентное связывание покрытия с субстратом.
[0030] Органосиланы можно использовать для присоединения гидрофобных органо-групп к минеральным субстратам с гидроксильными функциональными группами, такими как проппанты, состоящие из диоксида кремния, силикатов и алюмосиликатов. Хорошо известно использование органосиланов с одной или более функциональных групп (например, амино, эпокси, ацилокси, метокси, этокси или хлор) для получения гидрофобного органического слоя на диоксиде кремния. Реакцию можно проводить в органическом растворителе или в паровой фазе (см., например, Duchet et al, Langmuir (1997) vol. 13, pp. 2271-78).
[0031] Органотитанаты и органоцирконаты, такие как описаны в патенте США 4623783, также можно использовать. Литературные данные показывают, что органотитанаты можно использовать для модификации минералов без поверхностных гидроксильных групп, что могло бы расширить диапазон материалов, которые подвергают поверхностной модификации, например, включив в него карбонаты и сульфаты.
[0032] Способ поликонденсации можно использовать для нанесения полисилоксанового покрытия, содержащего органические функциональные группы лиганда общей формулы Р-(СН2)3-Х, где Р -это трехмерная сетка, подобная сетке диоксида кремния, и Х - это органическая функциональная группа. Способ включает гидролитическую поликонденсацию тетраалкоксисилана Si(OR)4 и триалкоксисилана (RO)3Si(CH2)3X. Такие покрытия имеют преимущество в том, что их можно готовить с различными мольными соотношениями Si(OR)4 и (RO)3Si(CH2)3X, обеспечивая «настраиваемое» регулирование гидрофобности обрабатываемой поверхности.
[0033] Способ вихревого напыления можно использовать для нанесения гидрофобного покрытия на субстрате, представляющем собой зернистый твердый субстрат. Материал для покрытия обычно наносят как раствор в органическом растворителе и, затем растворитель испаряют во время вихревого напыления.
[0034] Адсорбционные способы можно использовать для нанесения гидрофобного покрытия на минеральный субстрат. Монослой поверхностно-активного вещества можно использовать для изменения смачиваемости поверхности минерала, меняя способность смачиваться водой на способность смачиваться маслом. Гидрофобно модифицированные полимеры также можно присоединять путем адсорбции.
[0035] Способы модификации поверхности, описанные выше, можно выполнять как отдельную химическую операцию перед получением скважинного флюида. Такая предварительная обработка материала, предназначенная для придания ему гидрофобности, необязательно должна проводиться на участке расположения скважины; в действительности ее можно выполнять на промышленном оборудовании где-либо еще и заранее обработанный материал транспортировать к участку расположения скважины. Однако также возможно, что некоторые из описанных способов, особенно адсорбционный способ, можно было бы проводить на участке расположения скважины, как часть процедуры смешения, посредством которой получают скважинный флюид.
[0036] Твердый зернистый материал, используемый в этом изобретении может существенно варьировать по форме и размеру. Частицы могут иметь формы, типичные для зерен песка, которые можно неточно описать как «скорее сферические, чем удлиненные», где характеристическое отношение между самым длинным размером и самым коротким размером, перпендикулярным к нему, может быть равно 5 или меньше, или даже 2 или меньше. Возможны другие формы, такие как цилиндры или кубы, особенно если частицы представляют собой промышленный керамический продукт. Следующая возможность заключается в том, твердые частицы могут иметь плоскую форму, как в случае с частицами слюды. В общем, маловероятно, чтобы средние размеры частиц были больше, чем 5 мм и, маловероятно, что характеристическое отношение превышает 25. Средние размеры частиц, вероятнее всего, равны 3 мм или меньше и предпочтительно равны 1,6 мм или меньше. Варианты воплощения настоящего изобретения предусматривают использование смесей твердых частиц, где средний размер частицы меньше, чем 1 мм.
[0037] Размеры частиц можно легко указать точно путем ссылки на размер сит, что общепринято для материалов для проппанта. В Рекомендуемых практиках Американского института нефти (API RP), стандартах 56 и 60, конкретизирован номер размеров проппанта путем указания верхнего и нижнего размера сит - US Sieve. Девяносто процентов частиц образца по весу должно проходить через сито большего размера, но задерживаться на сите меньшего размера. Таким образом, «песок 20/40» означает песок с таким распределением размеров частиц, что 90 масс.% из них проходит через сито 20 меш (840 микрон), но задерживается на сите 40 меш (420 микрон). Соответственно 90 масс. % от образца песка 70/140, что является наименьшим размером, определяемым этими стандартами, проходит через сито 70 меш (210 микрон), но задерживается на сите 140 меш (105 микрон). Следует понимать, что для любого проппанта, определяемого верхним и нижним размерами сита, средний и средний размеры частиц попадают где-то между верхним и нижним размерами сита.
[0038] Другим способом определения размера частиц является распространенный способ определения малого угла рассеивания света лазерного излучения, более известный как лазерная дифракция. Инструменты для проведения этого анализа предлагаются рядом поставщиков, включая Malvern Instruments Ltd., Малверн, Великобритания. Malvern Mastersizer является хорошо известным инструментом, который определяет объемы отдельных частиц, на основе которых можно вычислить средний и средний размеры частиц, используя компьютерное программное обеспечение, поставляемое вместе с инструментом. При определении размера частиц с помощью такого инструмента, размер отдельной частицы фиксируется как диаметр сферической частицы такого же объема, так называемой «эквивалентной сферы». Объемный средний диаметр частицы, обозначаемый как D[v,05] или d50 - это значение размера частицы такое, что 50% (об.) частиц имеют объем больше, чем объем сферы диаметра d50 и 50% частиц имеют объем меньше, чем объем сферы диаметра d50. Размеры частиц, определяемые малым углом рассеяния света лазерного излучения, аналогичны размерам частиц, определяемым ситовым анализом, если частицы являются приблизительно сферическими.
[0039] Тогда распределение частиц по размеру удобно обозначать значениями d10 и d90, измеряемыми аналогично. Десять процентов, по объему, частиц в образце имеют эквивалентный диаметр меньше, чем d10. Девяносто процентов, по объему, частиц меньше, чем d90, и таким образом, 10%, об., частиц больше, чем d90.Чем ближе между собой значения d10 и d90, тем уже распределение частиц по размеру.
[0040] В формах этого изобретения, где первый зернистый материал является проппантом для гидравлического разрыва пласта, первые частицы могут иметь верхний размер d90, аналогичный размеру традиционного проппанта, такой как 10 меш (2 мм) или 20 меш (840 микрон). Частицы могут иметь следующие характеристики размера:
d10>110 микрон, возможно>120 микрон или>150 микрон
d50<1 мм, возможно<800 микрон
d90<3 мм, возможно<2 мм или<1 мм
[0041] Распределение частиц по размеру может быть достаточно широким, так что d90 больше, чем в 5 раз больше, чем d10, возможно, больше, чем в 10 раз больше, чем d10. Эти характеристики размера частиц можно также применить к другим формам этого изобретения, например, к тем, где способ изобретения применяют для предотвращения потери циркуляции или для изоляции одного интервала от другого.
[0042] Однако, это изобретение можно реализовать с мелким зернистым материалом, имеющим d50, равный 105 микрон или меньше. Мелкий проппант микронного размера может иметь d90 ниже 150 микрон, d50 ниже 105 микрон и d10, по меньшей мере, 10 микрон. Мы обнаружили, что использование мелкого зернистого материала этого размера может быть достоинством для разрыва сланцевого пласта, особенно для разрыва газоносного сланца. Можно ожидать, что использование проппанта микронного размера, то есть проппанта из маленьких частиц микронного размера, приведет к трещинам с пониженной проницаемостью и проводимостью по сравнению с трещинами, получаемыми с использованием проппанта из частиц большего размера. Тем не менее, такие трещины позволяют транспортировать газ с допустимыми скоростями потока. Преимущество, получаемое от транспортирования проппанта дальше в трещину, так что трещина имеет больший эффективный размер после смыкания вблизи проппанта, перевешивает пониженную проводимость. В целом, получаем более сильную стимуляцию пласта.
[0043] Множество материалов, которые являются гидрофобными или которые имеют гидрофобную поверхность, можно было бы использовать в качестве зернистого материала. Легковесные материалы проппанта с удельным весом, равным 1,8 или меньше, можно было бы использовать, если их обработать с получением гидрофобной поверхности. Более плотные материала, такие как гидрофобно модифицированный песок, который имеет высокую прочность при использовании в качестве проппанта, может быть предпочтительным и может иметь удельный вес выше 1,8, возможно, по меньшей мере, 2,0 или 2,5. Удельным весом частицы является вес частицы относительно веса равного объема воды, без включения любого другого материала во внутрипоровых пространствах между частицами. Песок является почти полностью диоксидом кремния и имеет удельный вес 2,65. В качестве альтернативы песку или другому минералу зернистый материал может быть промышленно выпускаемым керамическим проппантом, обработанным с получением гидрофобно модифицированной поверхности. Другим возможным материалом, который следует гидрофобно модифицировать и использовать в этом изобретении, является летучая зола, добываемая из топочного газа угля, сжигаемого электростанциями. Это материал с маленьким размером частиц с высоким содержанием диоксида кремния. Он обычно имеет размер d90 ниже 100 микрон и удельный вес в диапазоне от 1,9 до 2,4.
[0044] Волокна, используемые в этом изобретении, также могут иметь удельный вес 1,8 или выше, возможно, по меньшей мере, 2,0 или 2,5. Одна возможность заключается в том, что волокнами являются стеклянные волокна (имеющие удельный вес выше 2,5), обработанные с получением гидрофобной поверхности. Альтернативно, волокна могут быть, по своей природе, гидрофобными. Доступные гидрофобные материалы обычно имеют плотность меньше, чем песок или стекло. Таким образом, одна возможность в рамках этого изобретения заключается в том, что зернистый материал является твердым минеральным материалом таким, как песок с гидрофобным покрытием на внешней стороне частиц и с удельным весом 1,8 или больше, что время как волокна получают из материала, гидрофобного по своей природе, и имеющего удельный вес ниже 1,8, возможно в диапазоне от 0,8 до 1,5. Возможные материалы включают полиэтилен и полипропилен.
[0045] Количества зернистого материала и волокон могут быть такими, что их объемное соотношение находится в диапазоне от 30:1 до 1:5, возможно от 20:1 до 1:3. Объем зернистого материала может превышать объем волокон. Таким образом, отношение может быть от 30:1 или 20:1 до 3:1 или 1.5:1. Конечно, если зернистый материал и волокна имеют одинаковые удельные веса, их весовое соотношение и объемное соотношение должны быть одинаковыми.
[0046] Оба - зернистые твердые тела и волокна, конечно, должны образовывать отдельную твердую фазу при агломерации. Следовательно, в этот период они должны быть нерастворимы в жидкости-носителе или, по меньшей мере, быть малорастворимыми. Для многих применений этого изобретения желательно, чтобы оба - волокна и зернистый материал оставались нерастворимыми после прохождения агломерации. Однако, в рамках некоторых форм этого изобретения агломераты могли не оставаться неизменными все время. Например, волокна могли быть получены из материала с ограниченным сроком жизни. После того, как трещина смыкается на проппанте, захватывая за собой проппант, агломераты и волокна выполнят свои задачи и, волокнам уже можно позволить разложиться. Волокна, вероятно, должны иметь длину, которая больше, чем в 5 раз, возможно, больше, чем в 50 раз, их поперечной ширины или диаметра. Таким образом, в этом изобретении волокна могут иметь диаметр в диапазоне от 5 до 100 микрон и среднию длину 3 мм или больше, вероятно, 5 мм или больше.
[0047] Агломерирующим агентом, который связывает частицы вместе в агломераты, является газ. Этот газ должен быть достаточно гидрофобным, чтобы образовать фазу, которая не растворяется в жидкости-носителе на водной основе, хотя возможно, чтобы он обладал некоторой ограниченной растворимостью в воде, как в случае с воздухом и азотом.
[0048] Мы наблюдали, что количество газа, вводимого в агломераты, имеет верхний предел, который определяется геометрией упаковки и свойствами материалов. Следует принимать во внимание, что когда агломераты образуются в соответствии с настоящим изобретением, то количество газа в агломератах может не быть максимальным количеством, которое агломераты способы удерживать, хотя оно должно быть достаточным, чтобы происходила агломерация частиц и волокон при давлении в забое.
[0049] Мы обнаружили, что агломерация газом может быть облегчена и улучшена в присутствии небольшого количества гидрофобного масла. Однако это количество должно быть небольшим, и желательно быть меньше, чем 10% или даже меньше, чем 5% или 2% об. от количества газа в забое. Если количество масла больше, то агломерация происходит, но масло вытесняет газ из агломератов и поэтому количество газа, которое может удерживаться агломератами, снижается.
[0050] Жидкость-носитель на водной основе, который используется для транспортирования частиц, может быть невязким составом или может иметь состав реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения. Такой состав обычно представляет собой воду или солевой раствор, содержащий, по меньшей мере, один полимер, который действует как понизитель трения. Для этой цели можно использовать комбинацию полимеров. Полимеры, которые часто используют и называют «полиакриламид» представляют собой гомополимеры или сополимеры акриламида. Введение сополимера может служить для придания «модифицированному» полиакриламиду некоторого ионного характера. Полиакриламид можно считать сополимером, если он содержит больше, чем 0,1 масс.% других сомономеров. Можно использовать смеси гомополимеров и сополимеров. Сополимеры могут включать, два или более различных сомономеров и могут быть статистическими или блок-сополимерами. Сомономеры могут включать, например, акрилат натрия. Полиакриламидные полимеры и сополимеры, которые можно использовать как понизители трения, могут включать те, что имеют средний молекулярный вес от приблизительно 1000 вплоть до приблизительно 20 миллионов, или, возможно, выше, обычно от приблизительно 1 миллиона до приблизительно 5 миллионов. Также можно использовать другие подходящие понизители трения; например, винилсульфонаты, включенные в поли(2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновую кислоту), также называемую полиАМПС.
[0051] Полиакриламид можно использовать при обработке флюида в количестве от приблизительно 0,001 масс.% до приблизительно 5 масс.% от обрабатываемого флюида, но количество часто не превышает 1 масс. или даже 0,5 масс.%. Во многих применениях полиакриламид используется в количестве от приблизительно 0,01 масс. до приблизительно 0,3 масс.% от флюида. Полиакриламид можно вначале растворить или диспергировать как концентрат в минеральном масле или другом жидком носителе, чтобы повысить доставку или смешиваемость перед его добавлением к воде или солевому раствору для приготовления жидкости-носителя.
[0052] Состав реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения может практически не содержать повышающий вязкость полимерный загуститель и иметь вязкость не намного выше вязкости воды, например, не больше, чем 15 сантипуаз, что приблизительно в 15 раз больше вязкости воды при измерении вязкости при температуре 20ºС и скорости сдвига 100 сек-1.
[0053] Особо предусмотрено, что это изобретение будет использоваться, когда производят гидравлический разрыв пласта, имеющего низкую проницаемость, так, что реагент на водной основе для снижения поверхностного натяжения является вариантом жидкости для гидроразрыва. Как упоминалось выше, это дает значительное преимущество при закачивании в пласт, но поддерживать суспензию проппанта становится значительно труднее.
[0054] Газо-нефтеносный пласт низкой проницаемости также может быть газоносным пластом, хотя и необязательно. Это может быть газоносный сланец. Пласт низкой проницаемости может иметь проницаемость не больше, чем 10 милидарсий (10 мД), возможно, не больше, чем 1 милидарсий. Его проницаемость может быть даже ниже, например, меньше, чем 100 микродарсий или даже меньше, чем 1 микродарсий. Это изобретение также можно использовать там, где жидкость-носитель является более традиционной жидкостью для гидроразрыва, включающей загуститель для повышения вязкости флюида. Такой загуститель может быть полимером. Он может быть полисахаридом, таким как гуар, ксантан или диутан или химически модифицированным производным полисахарида, таким как гидроксиалкилцеллюлоза или гидроксиалкилгуар. Эти полисахаридные загустители можно использовать без сшивания или они могут быть сшитыми для дополнительного повышения вязкости. Вязкоэластичные поверхностно-активные вещества являются другими возможными загустителями, которые можно использовать для увеличения вязкости. Мы наблюдали, что некоторое загущение жидкости-носителя не препятствует агломерации, хотя может быть предпочтительнее не позволять вязкости сильно повышаться перед агломерацией.
[0055] Распределение проппанта по всей трещине, но с некоторой неоднородностью в распределении проппанта (иногда называемой размещением гетерогенного проппанта) может способствовать повышению проводимости трещины, когда трещине позволяют сомкнуться на проппанте. В некоторых вариантах воплощения этого изобретения локализованная неоднородность может быть преднамеренно усилена.
[0056] Один известный способ размещения гетерогенного проппанта, который можно использовать в этом изобретении, заключается в закачивании флюида, содержащего суспендированный проппант, поочередно с флюидом, содержащим меньше суспендированного проппанта или вообще без него. Этот подход является предметом патента США 6776235. Другой известный способ, который можно использовать, заключается в закачивании проппанта вместе с удаляемым материалом, называемым «канальным». После прекращения закачивания и смыкания трещины вблизи проппанта в трещине удаление «канального» материала оставляет открытыми каналы между островками или опорами проппанта. Этот подход является предметом патентной заявки WO 2008/068645, описание которой включено сюда путем ссылки.
[0057] Разлагаемый канальный материал может быть выбранным из замещенного и незамещенного лактида, гликолида, полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты, сополимеров гликолевой кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси-, карбоксильную кислотную или гидроксикарбоксильную кислотную группы функциональные группы, сополимеры молочной кислоты с другими остатками, содержащими гидрокси-, карбоксильные или гидроксикарбоксильные функциональные группы, и смеси таких материалов. Репрезентативными примерами являются полигликолевая кислота или ПГК и полимолочная кислота или ПМК. Эти материалы работают как твердые прекурсоры кислот и подвергаются гидролитическому распаду в трещине.
[0058] Кроме применения при гидравлическом разрыве, как описано выше, изобретение также можно использовать, когда задача заключается в том, чтобы скорее закрыть, а не создать канал движения потоков. Агломерацию частиц с газом для улучшения транспортирования частиц можно использовать, когда переносимые частиц должны образовать пробку с целью отведения потока или отсечения одного интервала пласта от другого.
[0059] Агломераты из гидрофобных частиц и газа как агломерирующего агента будут образовываться самопроизвольно в жидкости-носителе на водной основе при смешении материалов вместе. Одна возможность заключается в том, что зернистые материалы, жидкость-носитель и агломерирующий газ все вместе смешиваются на поверхности и затем закачиваются в ствол скважины. В этом случае частицы могут агломерировать до прохождения через насосы. В этом случае они могут подвергаться сдвигу, посредством помимо действия насосов, но самопроизвольно образовываться вновь, выходя из насосов и проходя вниз по стволу скважины.
[0060] Возможность избежать прохождения агломератов через насосы заключается в том, что газ сжимают на поверхности и затем впускают в находящуюся под высоким давлением циркуляционную линию наземных насосов, которые транспортируют жидкость-носитель и зернистые материалы в ствол скважины. Как вариант этого способа газ можно было бы транспортировать в нижнюю часть ствола скважины по отдельному трубопроводу, чтобы он достигал значительной глубины под землей перед смешением с зернистыми материалами.
[0061] Другой подход заключается в том, чтобы позволить материалам смешаться, но препятствовать агломерации, по меньшей мере, на части пути жидкости-носителя и вовлеченных материалов к подземному участку, где требуются агломераты. Несколько возможностей для осуществления этого подхода представлены ниже:
[0062] Инкапсулирование или покрытие. Зернистые материалы покрывают гидрофильным материалом, который медленно растворяется или подвергается химическому разложению в условиях, существующих в подземном участке, таким образом, открывая в его пределах гидрофобную поверхность. Разложение, в частности, может быть гидролизом, при котором происходит деполимеризация инкапсулированного полимера. Несмотря на то, что такое гидролитическое разложение может происходить до того, как вся композиция пройдет вниз по стволу скважины в пласт, она дает задержку перед тем, как контакт между агломерирующим газом и открытой гидрофобной поверхностью становится существенным.
[0063] Известно несколько технологий для инкапсулирования одного материала в другой материал. Полимерные материалы часто использовали в качестве инкапсулирующего материала. Примерами документов, в которых описаны процедуры инкапсулирования, являются Патент США 4 986354, патентная заявка WO 93/22537 и WO 03/106809. Инкапсулирование может приводить к частицам, в которых инкапсулированное вещество распределено как множество маленьких островков, окруженных непрерывной матрицей инкапсулирующего материала. Альтернативно, инкапсулирование может приводить к частицам типа ядро-оболочка, в которых ядро инкапсулированного вещества заключено в оболочку из инкапсулирующего материала. Можно использовать оба типа инкапсулирования: ядро-оболочка и островки-матрица.
[0064] Инкапсулирующий органический полимер, который подвергается химическому разложению, может иметь полимерную цепь, которая включает химические связи, лабильные к реакции, особенно к гидролизу, что приводит к расщеплению полимерной цепи. Предложен ряд химических групп со связями, которые могут расщепляться, включая сложноэфирные, ацетальные и амидные группы. Расщепляемые группы, которые особо предусмотрены, представляют собой сложноэфирные и амидные группы, обе из которых имеют связи, которые могут расщепляться при реакции гидролиза.
[0065] Обычно, их скорость расщепления в водном растворе зависит от значения рН раствора и его температуры. Скорость гидролиза сложноэфирной группы выше в кислых или щелочных условиях, чем в нейтральных условиях. Для амидной группы скорость разложения максимальна при низком значении рН - в кислых условиях. Низкое значение рН, то есть кислые условия, также можно использовать для расщепления ацетальных групп.
[0066] Таким образом, выбор инкапсулирующего полимера по отношению к рН, которое создастся после размещения частиц в целевом подземном участке, может обеспечить регулирование задержки перед высвобождением инкапсулированного материала. Полимеры, которые предусмотрены для использования в инкапсулировании, включают полимеры из гидроксикислот, таких как полимолочная кислота и полигликолевая кислота. Гидролиз освобождает карбоксильные группы кислот, повышая кислотность композиции. Это уменьшает значение рН, что, в свою очередь, увеличивает скорость гидролиза. Таким образом, гидролитическое разложение этих полимеров начинается отчасти медленно, но затем ускоряется ближе к завершению и высвобождению инкапсулированного материала. Другая возможность заключается в том, что полимер, содержащий гидролитически расщепляемые связи, может быть блочным сополимером с блоками, соединенными посредством сложноэфирных или амидных связей.
[0067] Чувствительность к температуре. Развитие использования гидрофильного покрытия дает возможность использовать разницу между температурами на поверхности земли и температурами под землей, которые почти всегда выше, чем на поверхности. Во время движения к подземному участку жидкость-носитель и все, что в ней суспендировано, будет проходить через ствол скважины, в котором температура равна температуре под землей, и начнет нагреваться, но если скорость потока является существенной, то протекающая через ствол композиция достигнет подземного участка при температуре гораздо ниже естественной температуры этого участка. В частности, в случае гидравлического разрыва жидкость для гидроразрыва пласта выйдет из ствола скважины и войдет в трещину при температуре значительно ниже, чем температура газо-нефтеносного пласта. Следовательно, существует возможность покрыть гидрофобные частицы покрытием из гидрофильного материала, который остается неповрежденным при температурах поверхности земли, но плавится или растворяется в жидкости-носителе при температурах, существующих под землей.
[0068] Получение газа под землей. Другим возможным подходом для задержки агломерации во время, по меньшей мере, части движения материалов к подземному участку, где необходимы агломераты, заключается в получении агломерирующего газа химическим способом, например, путем включения алюминиевого порошка в композицию и приготовление щелочной жидкости-носителя, так, что при реакции алюминия и водной щелочи жидкости-носителя будет выделяться водород. И наоборот, частицы железа или цинка могут быть введены во флюид с рН ниже 7 с целью получения водорода. Следующая возможность для получения газа под землей может заключаться в закачивании нейтрального химического реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, который содержит суспендированные частицы карбоната кальция, а затем кислотного флюида химического реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения, который содержит гидрофобные волокна и гидрофобный зернистый проппант. В таком случае под землей при взаимодействии кислотного реагента на водной основе и карбоната, предварительно помещенного под землю, выделяется диоксид углерода. В вышеописанных способах получения газа под землей твердый материал может быть инкапсулированным в или покрытым материалом, который растворяется или плавится при температуре пласта, таким образом, задерживая начало химического образования газа. Другим путем получения диоксида углерода может стать введение наночастиц поликарбонатов, которые разлагаются, высвобождая диоксид углерода, при температуре, равной приблизительно 150ºС.
Краткое описание чертежей
[0069] Фиг. 1-3 схематично иллюстрируют образцы, изготовленные в нижеописанных Примерах;
[0070] Фиг. 4 схематично иллюстрирует использование изобретения при гидравлическом разрыве; и
[0071] Фиг. 5 иллюстрирует гидравлический разрыв из горизонтального ствола скважины.
Подробное описание
[0072] Пример 1: Гидрофобная модификация песка
Песок с размером частиц от 20 до 40 меш США (от 840 микрон до 400 микрон), то есть 20/40 песок, промыли смесью этанола при температуре внешней среды, затем отфильтровали, промыли деионизованной водой и сушили в течение ночи при температуре 80ºС.
[0073] Количества этого предварительно промытого водой песка были гидрофобно модифицированы путем обработки различными химически активными органосиланами посредством следующей процедуры. Предварительно промытый водой песок в количестве 75 г добавили к смеси из 200 мл толуола, 4 мл органосилана и 2 мл триэтиламина в 500 мл круглодонной колбе. Смесь кипятили с обратным холодильником в атмосфере азота от 4 до 6 часов. После охлаждения гидрофобно модифицированный песок (гм-песок) отфильтровали (на стекловолокнистом фильтре Ватман тип GF-A) и затем промыли, сначала 200 мл толуола, затем 200 мл этанола и затем 800 мл деионизованной воды. Затем гм-песок сушили в течение ночи при 80ºС.
[0074] Вышеописанную процедуру выполняли, используя каждый из следующих четырех химически активных органосиланов:
5,64 г гептадекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-децил-триэтоксисилан (>95% чистоты, удельный вес=1,41 г/мл).
5,40 г тридекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-октил-триэтоксисилан (>95% чистоты, удельный вес=1,35 г/мл).
3,53 г октадецил-триметоксисилан (90% чистоты, удельный вес=0,883 г/мл).
5,93 г октадецилдиметил-3-триметоксисилилпропил аммонийхлорид (60% активный раствор в метаноле, удельный вес=0,89 г/мл).
Для удобства гидрофобные группы, вводимые с помощью этих материалов, будут называться здесь как C10F17H4-силил, C8F13H4-силил, C18H37-силил и C18H37-аминопропилсилил, соответственно.
[0075] Понятно, что эти количества органосиланов были в избытке по отношению к стехиометрическому количеству, требуемому для взаимодействия со всеми гидроксильными группами на поверхности частиц песка. Песок 20/40 имеет удельную площадь поверхности, равную 0,0092 м2/гм (рассчитанную из распределения частиц по размеру, определенного путем лазерной дифракции (Malvern Mastersizer)). Теоретически максимальная концентрация гидроксильных (-ОН) групп на единицу площади поверхности диоксида кремния равна 4,5 гидроксильных группы на квадратный нанометр. Исходя из этих значений, можно вычислить, что 75 г песка имеют (самое большее) 3,1×1018 гидроксильных групп на своей поверхности. Используя число Авогадро, определяем, что 5,64 г (0,00924 моля) гептадекафтор-1,1,2,2-тетра-гидро-децил-триэтоксисилана содержит 5,56×1021 молекул. Поэтому наблюдается очень высокое отношение молекул органосилана в реакционном растворе к гидроксильным группам на поверхности. Рассчитанное значение отношения в случае вышеописанного примера с C10F17H4-силил было равно органосилан(раствор)/ОН(поверхность)=1792. Следует отметить, что, по меньшей мере, некоторый избыток органосилана удаляется из обработанного песка во время этапов фильтрации и промывки.
Пример 2
[0076] Вышеописанную процедуру проводят со следующими уменьшенными количествами органосилана:
0,27 г гептадекафтор-1,1,2,2-тетра-гидро-децил-триэтоксисилан
численное отношение органосилан(раствор)/ОН(поверхность)=85,8.
0,02 г гептадекафтор-1,1,2,2-тетра-гидро-децил-триэтоксисилан
численное отношение органосилан(раствор)/ОН(поверхность)=6,4.
Обнаружено, что наименьшее количество органосилана было недостаточным для придания песку гидрофобных свойств, необходимых для агломерирования.
Пример 3: Покрытие путем конденсации
[0077] На предварительно промытый 20/40 песок, который заранее промыли как в вышеописанном Примере 1, нанесли гидрофобное поверхностное покрытие путем самопроизвольной конденсационной полимеризации тетраэтилортосиликата (ТЭОС) и тридекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-октил-триэтоксисилана при мольном соотношении 3:1 в щелочных условиях.
[0078] Смешали 200 г предварительно промытого песка, 12 мл водного аммония (NH4OH, 28%), 57 мл абсолютного этанола и 3 мл деионизованной воды и энергично перемешивали (механическая мешалка Heidolph, 300-400 об/мин) в течение 30 минут. Затем добавили 0,73 г (3,53 ммоля) ТЭОС и 0,6 г (1,17 ммоля) тридекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-октил-триэтоксисилана и перемешивали 3,5 часа при комнатной температуре. Полученный гм-песок затем отфильтровали, промыли этанолом и затем деионизованной водой и сушили при температуре 120ºС в течение ночи.
[0079] Эту процедуру также проводили, используя предварительно промытый 70/140 песок со смесью тетраэтилортосиликата (ТЭОС) и гептадекафтор-1,1,2,2-тетра-гидро-децил-триэтоксисилана.
Пример 4 Покрытие стеклянных волокон путем конденсации
[0080] Используемые стеклянные волокна имели среднюю длину 20 мм и диаметр 18 микрон. Смешивали 20 г волокон, 12 мл водного аммония (NH4OH, 28%), 57 мл абсолютного этанола и 3 мл деионизованной воды и энергично перемешивали (механическая мешалка Heidolph, 300-400 об/мин) в течение 30 минут. Затем добавили 0,73 г (3,53 ммоля) ТЭОС и 0,6 г (1,17 ммоля) тридекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-октил-триэтоксисилана и перемешивали 4 часа при комнатной температуре. Затем полученные гм-волокна отфильтровали, промыли этанолом и затем деионизованной водой и сушили при температуре 120ºС в течение ночи.
Пример 5 Агломерация гм-песка и гм-стекловолокон
[0081] Ряд образцов смесей готовили, используя 70/140 песок, гидрофобно модифицированный тридекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-октил-триэтоксисиланом, как в Примере 3, и стеклянные волокна длиной 20 мм, которые были гидрофобно модифицированы, как в Примере 4. Каждый образец готовили с 80 мл деионизованной воды и 0,5 г гм-волокон в колбе объемом приблизительно 100 мл, таким образом, оставляя воздушное пространство приблизительно 20 мл в верхней части колбы. В каждую колбу добавляли определенное количество гм-песка, затем колбу закрывали и энергично встряхивали так, что твердые частицы могли агломерировать с воздухом из верхней части колбы.
[0082] После встряхивания образцов, где количества гм-песка были равны 3,5 г, 4,5 г, 6,5 г и 8,5 г пространственная сетка из волокон распространилась на весь объем жидкости в колбе и гм-песок был распределен внутри этой сетки. Это показано, очень схематично, на Фиг. 1, где поверхность жидкости в колбе обозначена как 10, пространственная сетка из волокон обозначена как 11 и песок, который образовал агломераты с волокном, обозначен как 12.
[0083] Образцы, где количество гм-песка было равно 10,5 г и 12,5 г также содержали пространственную сетку из волокон 11 с гм-песком 12 в ней, но пространственная сетка из волокон опустилась вниз до половины жидкости в колбе, как показано на Фиг. 2.
Пример 6 (сравнительный)
[0084] Предыдущий пример повторили, используя гм-волокна, как раньше, и 3,5 г обычного 70/140 песка. Как показано на Фиг. 3 после встряхивания пространственная сетка из волокон 11 распространилась по всему объему жидкости в колбе, но не модифицированный песок не был суспендирован и осел как слой 13 песка на дно бутылки.
Пример 7
[0085] Процедуру Примера 5 повторили, используя 10 г гм-песка 70/140 в каждом образце и различные количества гм-волокон. После встряхивания с 1 г волокон и также с 0,5 г волокон пространственная сетка из волокон с гм-песком, распределенным внутри нее, заняла около трех четвертей объема жидкости. С 0,25 г волокон сетка заняла немного меньше, чем половину объема жидкости. С 0,1 г волокон твердые вещества в колбе, по оценке, занимали от четверти до трети объема жидкости. Таким образом, было показано, что достаточное количество гм-волокон существенно усиливает суспензию гм-проппанта.
Пример 8
[0086] Слюду (белую слюду со средним размером частиц 150 микрон) гидрофобно модифицировали гептадекафтор-1,1,2,2-тетрагидро-децил-триэтоксисиланом, как в Примере 1. Образец готовили как в Примерах 5 и 7, используя 10 г гм-слюды и 1 г гм-волокон. После встряхивания наблюдали, что пространственная сетка из волокон с абсорбированной в ней слюдой распространилась по всему объему жидкости в колбе. Таким образом суспензия твердых веществ в объеме жидкости была даже более эффективной, чем в предыдущем примере с комбинацией гм-песка и того же 1 гм количества гм-волокон.
Пример 9 (сравнительный)
[0087] Предыдущий пример повторили, снова используя 1 гм гм-волокон, но с 10 гм слюды того же размера, но которая не была гидрофобно модифицирована. После встряхивания пространственная сетка из волокон 11 распространилась по всему объему жидкости в колбе аналогично тому, что изображено на Фиг. 3 (этот объем жидкости на внешний вид был мутным), но не модифицированная слюда осела в виде слоя 13 на дно колбы.
Пример 10
[0088] Образец готовили как в Примерах 5 и 7, используя 10 г гм-песка и 0,5 г гм-слюды и 0,5 г гм-волокон. После встряхивания пространственная сетка из волокон с распределенными в ней гм-песком и гм-слюдой занимала приблизительно три четверти объема жидкости и была очень похожа по внешнему виду на образец в Примере 7 выше с 10 г гм-песка и 1 г гм-волокон.
Пример 11
[0089] Для того, чтобы показать, что образование агломератов зависит от газа 0,4 г гм-волокон и 3 г гм-песка оба, как в Примере 5, поместили в колбу, наполненную до краев деионизованной водой, которая была дегазирована под вакуумом. Колбу закрыли и встряхнули. Было видно, что волокна образуют сетку в колбе, но гм-песок оседал на дно колбы. Несмотря на повторное энергичное встряхивание, песок не образовал агломераты с волокнами и осел на дно колбы.
[0090] Затем колбу открыли и налили приблизительно 20 мл воды, заняв наполненное воздухом пространство выше уровня воды в колбе. Колбу снова закрыли и встряхнули. Волокна, по-видимому, снова образовали сетку в колбе, но песок удерживался в сетке, что показало, что воздух способен образовывать агломераты из песка с волокнами.
Пример 12
[0091] Процедуру Примера 5 повторили, используя гм-волокна приблизительно 5 мм длиной. Образцы, где количества гм-песка были вплоть до 6,5 г содержали пространственную сетку из волокон по всему объему жидкости в колбе и гм-песок был распределен в этой сетке, как показано на Фиг. 1. Образцы, где количество гм-песка было 8,5 г или выше также содержали пространственную сетку из волокон с гм-песком в ней, но пространственная сетка из волокон опустилась вниз до половины жидкости в колбе, как показано на Фиг. 2
Применение изобретения
[0092] Для того, чтобы проиллюстрировать и показать на примерах использование некоторых вариантов воплощения способа этого изобретения, на Фиг. 4 показана блок-схема проведения работ по гидравлическому разрыву. В смеситель 14 подают воду, волокна, зернистый материал и небольшое количество понижающего вязкость полимера, как указано стрелками W, F, P и V. Смеситель 14 подает смесь этих материалов насосам 16, которые закачивают смесь под давлением вниз в эксплуатационный трубопровод 18 ствола скважины 20. Газ азот из источника снабжения 22, сжатый компрессором 24, поступает вниз в трубу 26 внутри эксплуатационного трубопровода 18 и образует агломераты из волокон и зернистого материала, когда он выходит в поток внутри эксплуатационного трубопровода 18. Затем жидкость-носитель на водной основе и суспендированные агломераты проходят через перфорации 30 в пласт 32, как показано стрелками 34 внизу скважины.
[0093] На самых первых этапах работ по гидравлическому разрыву флюид не содержит ни зернистые твердые частицы, ни волокна, ни добавленный азот, но его давление должно быть достаточно высокое, чтобы вызвать трещину 36 в пласте 32. Затем зернистый материал и волокна смешивают с жидкостью и азотом и подают вниз в трубопровод 26, так чтобы смешать в забое с флюидом, который закачивается. Его давление является достаточным для распространения трещины 36, и в ходе этого, он переносит суспендированные агломераты 28 в трещину 36. Поскольку агломераты имеют низкую плотность, они не оседают на входе в трещину, но вносятся вглубь трещины.
[0094] На Фиг. 5 показано использование трубопровода 40, который может быть колтюбингом, для образования трещин в горизонтальном стволе скважины в газо-нефтеносном пласте 32. Как показано здесь, трещина 42 уже образована и закрыта временной пробкой 44. Трещина 46 в ходе образования. Способом, в целом аналогичным тому, что на Фиг. 4, воду, полимер для снижения трения, волокна и зернистый материал подают под давлением через трубопровод 40. Сжатый газ азот подают по меньшему по размеру трубопроводу 48. Агломераты образуются по мере выхода газообразного азота из трубопровода 48 и, поток жидкости-носителя доставляет их в трещину 46, которая распространяется вверх и вниз от ствола скважины.
Claims (18)
1. Скважинный флюид, включающий жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе, и газ для смачивания поверхности частиц и волокон и связывания их вместе в агломераты.
2. Флюид согласно п.1, отличающийся тем, что частицы суспендированного зернистого материала имеют удельный вес по меньшей мере 1,8 и максимальный линейный размер не больше, чем 1,0 мм.
3. Флюид согласно п.1 или 2, отличающийся тем, что 90 об.% зернистого материала имеют самый большой линейный размер частицы, который меньше, чем одна пятая средней длины волокон, и отношение зернистого материала к волокнам находится в диапазоне от 30:1 до 3:1 об.
4. Флюид согласно п.3, отличающийся тем, что гидрофобный зернистый материал имеет объемный средний размер частицы d50 не больше, чем 200 микрон, определяемый как средний диаметр сфер эквивалентного объема, и волокна имеют длину 3 мм или больше.
5. Флюид согласно п.1, отличающийся тем, что гидрофобный зернистый материал является зернистым материалом с гидрофобным покрытием поверхности и волокна являются стеклянными волокнами с гидрофобным покрытием поверхности.
6. Флюид согласно п.1, отличающийся тем, что жидкость-носитель на водной основе практически не содержит повышающий вязкость полимерный загуститель и имеет вязкость, которая меньше, чем 15 сантипуаз при измерении вязкости при 20°С и скорости сдвига 100 сек-1, и отличающийся тем, что жидкость-носитель на водной основе содержит одну или более добавок, понижающих трение, общее количество которых не больше, чем 1 масс.%.
7. Способ доставки зернистого материала под землю, включающий подачу под землю композиции флюида, включающей жидкость-носитель на водной основе, в которой суспендированы гидрофобные волокна и гидрофобный зернистый материал, флюид также включает газ, смачивающий поверхности частиц и волокон и связывающий их вместе так, что агломераты зернистого материала и волокон, удерживаемые вместе газом, находятся ниже грунта.
8. Способ согласно п.7, отличающийся тем, что включает доставку композиции через ствол скважины к подземному участку таким образом, чтобы препятствовать агломерации в стволе скважины, но позволить произойти агломерации на подземном участке.
9. Способ согласно п.8, отличающийся тем, что включает доставку жидкости-носителя, гидрофобных волокон, зернистого материала и газа через ствол скважины к подземному участку, но препятствует контакту между газом и гидрофобными поверхностями волокон и частиц в течение, по меньшей мере, части движения вниз через ствол скважины.
10. Способ согласно п.9, отличающийся тем, что ствол скважины ограничен по меньшей мере двумя отдельными трубопроводами, способ включает доставку жидкости-носителя вместе с волокнами и зернистым материалом по одному трубопроводу и доставку газа по отдельному трубопроводу.
11. Способ согласно п.10, отличающийся тем, что 90 об.% зернистого материала имеют самый большой линейный размер частицы, который меньше, чем одна пятая средней длины волокон.
12. Способ согласно п.11, отличающийся тем, что гидрофобный зернистый материал имеет объемный средний размер частицы d50 не больше, чем 200 микрон, определяемый как средний диаметр сфер эквивалентного объема, и волокна имеют длину 3 мм или больше.
13. Способ согласно п.12, отличающийся тем, что отношение зернистого материала к волокнам находится в диапазоне от 30:1 до 3:1 об.
14. Способ согласно любому из пп.10-13, отличающийся тем, что первый зернистый материал имеет гидрофобное покрытие поверхности и волокна являются стеклянными волокнами с гидрофобным покрытием поверхности.
15. Способ согласно любому из пп.10-13, отличающийся тем, что является способом гидравлического разрыва, при этом композиция является жидкостью для гидроразрыва пласта, закачиваемой под давлением вниз ствола скважины, чтобы вызвать разрыв подземного газонефтеносного пласта, проницаемость которого не превышает 10 миллидарси и, первый зернистый материал является проппантом (расклинивающим наполнителем), чтобы поддерживать открытым пористый канал движения в трещине.
16. Способ согласно любому из пп.10-13, отличающийся тем, что отношение зернистого материала к волокнам находится в диапазоне от 30:1 до 3:1 об.
17. Способ согласно любому из пп.10-13, отличающийся тем, что первый зернистый материал имеет гидрофобное покрытие поверхности и волокна являются стеклянными волокнами с гидрофобным покрытием поверхности.
18. Способ согласно любому из пп.10-13, отличающийся тем, что является способом гидравлического разрыва, при этом композиция является жидкостью для гидроразрыва пласта, закачиваемой под давлением вниз ствола скважины, чтобы вызвать разрыв подземного газонефтеносного пласта, проницаемость которого не превышает 10 миллидарсий и, первый зернистый материал является проппантом (расклинивающим наполнителем), чтобы поддерживать открытым пористый канал движения в трещине.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/868,201 US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2010-08-25 | Delivery of particulate material below ground |
US12/868,201 | 2010-08-25 | ||
PCT/IB2011/001883 WO2012025805A2 (en) | 2010-08-25 | 2011-08-15 | Delivery of particulate material below ground |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013112867A RU2013112867A (ru) | 2014-09-27 |
RU2558560C2 true RU2558560C2 (ru) | 2015-08-10 |
Family
ID=45695603
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013112867/03A RU2558560C2 (ru) | 2010-08-25 | 2011-08-15 | Доставка зернистого материала под землю |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8448706B2 (ru) |
CN (1) | CN103180547B (ru) |
AU (1) | AU2011294859B2 (ru) |
BR (1) | BR112013004359A2 (ru) |
CA (1) | CA2809431C (ru) |
MX (1) | MX2013002132A (ru) |
RU (1) | RU2558560C2 (ru) |
WO (1) | WO2012025805A2 (ru) |
Families Citing this family (28)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9377449B2 (en) * | 2009-06-15 | 2016-06-28 | William Marsh Rice University | Nanocomposite oil sensors for downhole hydrocarbon detection |
US8714248B2 (en) | 2010-08-25 | 2014-05-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing |
US9429005B2 (en) * | 2012-11-28 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of proppant in a subterranean formation |
US9321956B2 (en) | 2012-11-28 | 2016-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for hindering the settling of particulates in a subterranean formation |
MX2016000281A (es) * | 2013-08-27 | 2016-08-12 | Halliburton Energy Services Inc | Fibras como fibras de apuntalamiento de reduccion de arrastre en aplicaciones subterraneas de baja permeabilidad. |
CA2922848A1 (en) | 2013-09-11 | 2015-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs |
EP3046987B8 (en) | 2013-09-20 | 2019-06-26 | Baker Hughes, a GE company, LLC | Use of organophosphorus containing composites for use in well treatment operations |
EP3046986B1 (en) | 2013-09-20 | 2020-07-22 | Baker Hughes Holdings LLC | Method of inhibiting fouling on a metallic surface using a surface modifying treatment agent |
WO2015042486A1 (en) * | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Composites for use in stimulation and sand control operations |
WO2015042477A1 (en) | 2013-09-20 | 2015-03-26 | Baker Hughes Incorporated | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations |
US9701892B2 (en) | 2014-04-17 | 2017-07-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of pumping aqueous fluid containing surface modifying treatment agent into a well |
MX371130B (es) | 2013-09-20 | 2020-01-17 | Baker Hughes Inc | Metodo de uso de agentes de tratamiento metalicos modificadores de superficie para tratar formaciones subterraneas. |
CA2923232C (en) | 2013-09-26 | 2018-10-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation |
CA2945479C (en) | 2014-04-15 | 2021-04-27 | Schlumberger Canada Limited | Treatment fluid |
US10221351B2 (en) * | 2014-06-30 | 2019-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Composite proppant, method for producing a composite proppant and methods of its application |
WO2016025004A1 (en) * | 2014-08-15 | 2016-02-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobic surface treatment for use in subterranean formation operations |
WO2016032478A1 (en) * | 2014-08-28 | 2016-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant suspension in hydraulic fracturing |
WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
WO2017069759A1 (en) | 2015-10-22 | 2017-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing suspension and transport of proppant particulates and subterranean formation conductivity |
US10392887B2 (en) | 2015-11-04 | 2019-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc | Downhole payload release containers, method and system of using the same |
US10421897B2 (en) | 2015-11-30 | 2019-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants) |
US11370960B2 (en) | 2016-02-04 | 2022-06-28 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer fiber additive for proppant flowback prevention |
GB2566619A (en) * | 2016-05-20 | 2019-03-20 | Gas Technology Inst | Hydraulic fracturing system and method |
WO2017222536A1 (en) | 2016-06-23 | 2017-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhanced propped fracture conductivity in subterranean wells |
US10364660B2 (en) | 2016-06-23 | 2019-07-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Proppant-free channels in a propped fracture using ultra-low density, degradable particulates |
US11345847B2 (en) * | 2016-08-01 | 2022-05-31 | Schlumberger Technology Corporation | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid |
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 |
US11236599B2 (en) | 2020-01-08 | 2022-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of low-rate hydraulic fracturing treatments |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA005190B1 (ru) * | 2000-07-31 | 2004-12-30 | Эксонмобил Ойл Корпорейшн | Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины |
RU2345115C2 (ru) * | 2006-06-29 | 2009-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Проппантовый материал и способ гидравлического разрыва пласта (варианты) |
RU2395681C2 (ru) * | 2005-10-06 | 2010-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы увеличения извлечения жидкости для обработки на водной основе из подземных формаций |
Family Cites Families (99)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2729469A (en) | 1950-11-13 | 1956-01-03 | Ford Motor Co | Implement hitch for tractors |
US2729426A (en) * | 1954-10-18 | 1956-01-03 | Hough Soils Engineering Lab | Method of drilling |
US3462242A (en) * | 1967-07-26 | 1969-08-19 | Tennessee Corp | Process for producing fluosilicates |
US3951824A (en) * | 1973-02-12 | 1976-04-20 | Continental Oil Company | Dry drilling fluid composition |
US3850247A (en) | 1973-08-27 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Placing zones of solids in a subterranean fracture |
ZA756203B (en) | 1974-10-11 | 1976-09-29 | Dresser Ind | Silane coated silicate minerals and method for preparing same |
US4547468A (en) | 1981-08-10 | 1985-10-15 | Terra Tek, Inc. | Hollow proppants and a process for their manufacture |
US4439328A (en) * | 1981-12-28 | 1984-03-27 | Moity Randolph M | Well servicing fluid additive |
US4493875A (en) | 1983-12-09 | 1985-01-15 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Proppant for well fractures and method of making same |
US4553595A (en) | 1984-06-01 | 1985-11-19 | Texaco Inc. | Method for forming a gravel packed horizontal well |
JPS614144A (ja) | 1984-06-15 | 1986-01-10 | Jeol Ltd | 電子顕微鏡による回折パタ−ン表示方法 |
US4600057A (en) | 1984-10-23 | 1986-07-15 | Halliburton Company | Method of reducing the permeability of a subterranean formation |
US4611664A (en) | 1985-01-31 | 1986-09-16 | Petro-Stix, Inc. | Technique for placing a liquid chemical in a well or bore hole |
US4657784A (en) | 1986-03-10 | 1987-04-14 | Ecolab Inc. | Process for encapsulating particles with at least two coating layers having different melting points |
US4767549A (en) * | 1986-09-16 | 1988-08-30 | Usg Interiors, Inc. | Dispersant coated mineral fiber in a drilling fluid |
US4986354A (en) | 1988-09-14 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Composition and placement process for oil field chemicals |
EP0396287A3 (en) | 1989-05-04 | 1991-10-02 | The Clorox Company | Method and product for enhanced bleaching with in situ peracid formation |
US5040601A (en) | 1990-06-21 | 1991-08-20 | Baker Hughes Incorporated | Horizontal well bore system |
US5922652A (en) | 1992-05-05 | 1999-07-13 | Procter & Gamble | Microencapsulated oil field chemicals |
US5368051A (en) | 1993-06-30 | 1994-11-29 | Dunn; Allan R. | Method of regenerating articular cartilage |
US5716923A (en) | 1993-11-03 | 1998-02-10 | The Proctor & Gamble Company | Laundry detergent containing a coated percarbonate and an acidification agent to provide delayed lowered pH |
US5439057A (en) | 1994-04-29 | 1995-08-08 | Halliburton Company | Method for controlling fluid loss in high permeability formations |
GB9416600D0 (en) | 1994-08-17 | 1994-10-12 | Smithkline Beecham Plc | Pharmaceutical formulation |
US5658881A (en) | 1994-10-14 | 1997-08-19 | Twk, Inc. | Method for topical inhibition of the metabolic activity of cytochrome P450 |
US5680900A (en) | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
US5899519A (en) | 1998-07-31 | 1999-05-04 | Durakon Industries, Inc. | Charge dissipating truck bed and liner |
US6297202B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Defoaming compositions and methods |
GB2351098B (en) * | 1999-06-18 | 2004-02-04 | Sofitech Nv | Water based wellbore fluids |
US6253851B1 (en) | 1999-09-20 | 2001-07-03 | Marathon Oil Company | Method of completing a well |
US6571875B2 (en) | 2000-02-17 | 2003-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Circulation tool for use in gravel packing of wellbores |
WO2002012674A1 (en) | 2000-08-07 | 2002-02-14 | T R Oil Services Limited | Method for delivering chemicals to an oil or gas well |
US6220354B1 (en) * | 2000-10-24 | 2001-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High strength foamed well cement compositions and methods |
US6655475B1 (en) | 2001-01-23 | 2003-12-02 | H. Lester Wald | Product and method for treating well bores |
GB2393722A (en) | 2001-02-13 | 2004-04-07 | Schlumberger Holdings | Cleavable surfactants which may be useful in viscoelastic compositions for oil-field applications |
US6774094B2 (en) | 2001-04-24 | 2004-08-10 | Baker Hughes Incorporated | Drag reduction using fatty acids |
US6814145B2 (en) | 2001-08-02 | 2004-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone |
US7017664B2 (en) | 2001-08-24 | 2006-03-28 | Bj Services Company | Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method |
US6725931B2 (en) | 2002-06-26 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells |
GB0213599D0 (en) | 2002-06-13 | 2002-07-24 | Bp Exploration Operating | Process |
US7049272B2 (en) | 2002-07-16 | 2006-05-23 | Santrol, Inc. | Downhole chemical delivery system for oil and gas wells |
US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
US7219731B2 (en) | 2002-08-26 | 2007-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable additive for viscoelastic surfactant based fluid systems |
US6817414B2 (en) * | 2002-09-20 | 2004-11-16 | M-I Llc | Acid coated sand for gravel pack and filter cake clean-up |
RU2276675C2 (ru) | 2002-10-09 | 2006-05-20 | Физический факультет Московского государственного университета им. М.В. Ломоносова | Способ селективного ингибирования гелеобразования гидрофобно ассоциирующих веществ |
EP1556458B1 (en) | 2002-10-28 | 2007-01-03 | Services Pétroliers Schlumberger | Self-destructing filter cake |
US7066264B2 (en) | 2003-01-13 | 2006-06-27 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for treating a subterranean formation |
CA2519144C (en) | 2003-03-18 | 2008-12-23 | Bj Services Company | Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages |
US6684760B1 (en) | 2003-05-29 | 2004-02-03 | Aneela Rajusth | Baking pan with hinged fold down sides |
US7131491B2 (en) | 2004-06-09 | 2006-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous-based tackifier fluids and methods of use |
US8076271B2 (en) * | 2004-06-09 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aqueous tackifier and methods of controlling particulates |
KR100528338B1 (ko) | 2003-09-05 | 2005-11-15 | 삼성에스디아이 주식회사 | 직접 메탄올 연료전지용 연료 공급장치 |
CA2540415C (en) | 2003-11-04 | 2007-01-02 | Global Synfrac Inc. | Proppants and their manufacture |
US7204312B2 (en) | 2004-01-30 | 2007-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for the delivery of chemical components in subterranean well bores |
MXPA06011762A (es) | 2004-04-12 | 2007-04-13 | Carbo Ceramics Inc | Revestimiento y/o tratamiento de agentes de apoyo para la facturacion hidraulica para mejorar la humectabilidad, la lubricacion de agentes de apoyo y/o para la reduccion del dano por fluidos fracturantes y fluidos de deposito. |
US7213651B2 (en) | 2004-06-10 | 2007-05-08 | Bj Services Company | Methods and compositions for introducing conductive channels into a hydraulic fracturing treatment |
US7228912B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-06-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system to deploy control lines |
US20060016598A1 (en) | 2004-07-21 | 2006-01-26 | Urbanek Thomas W | Lightweight proppant and method of making same |
US7273104B2 (en) | 2004-07-30 | 2007-09-25 | Key Energy Services, Inc. | Method of pumping an “in-the-formation” diverting agent in a lateral section of an oil and gas well |
US7765522B2 (en) | 2004-08-31 | 2010-07-27 | International Business Machines Corporation | System and method for providing an embedded complete controller specification through explicit controller overlays |
US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
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 |
US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
CN101432132B (zh) | 2004-09-20 | 2012-11-28 | 迈图专业化学股份有限公司 | 用作支撑剂或用于砾石充填的颗粒,及其制造和使用方法 |
US7461696B2 (en) | 2004-11-30 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing using fly ash aggregates |
US7325608B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
US7287586B2 (en) | 2005-02-01 | 2007-10-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
US7491444B2 (en) | 2005-02-04 | 2009-02-17 | Oxane Materials, Inc. | Composition and method for making a proppant |
WO2006101618A2 (en) | 2005-03-18 | 2006-09-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydraulically controlled burst disk subs (hcbs) |
US7261158B2 (en) | 2005-03-25 | 2007-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coarse-foamed fracturing fluids and associated methods |
CA2545563C (en) * | 2005-05-02 | 2016-10-25 | Trican Well Service Ltd. | Method for making particulate slurries and particulate slurry compositions |
US7331390B2 (en) | 2005-05-20 | 2008-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for plugging and sealing a subterranean formation |
US7484564B2 (en) | 2005-08-16 | 2009-02-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed tackifying compositions and associated methods involving controlling particulate migration |
US7407007B2 (en) | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
US7392847B2 (en) | 2005-12-09 | 2008-07-01 | Clearwater International, Llc | Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same |
DE06769529T1 (de) | 2006-01-27 | 2009-04-16 | Schlumberger Holdings Ltd. | Verfahren zur hydraulischen spaltenbildung einer unterirdischen formation |
US7556100B2 (en) | 2006-07-25 | 2009-07-07 | Bj Services Company | Apparatus and method for delivering chemicals into an underground well |
US7417504B2 (en) | 2006-08-04 | 2008-08-26 | International Rectifier Corporation | Startup and shutdown click noise elimination for class D amplifier |
US7581590B2 (en) | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
WO2008101209A1 (en) | 2007-02-16 | 2008-08-21 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Polyphenylene sulfide proppants |
GB2446801B (en) | 2007-02-23 | 2011-06-29 | Schlumberger Holdings | Wellbore treatment fluid |
CA2585065A1 (en) | 2007-04-13 | 2008-10-13 | Trican Well Service Ltd. | Aqueous particulate slurry compositions and methods of making same |
CA2684966C (en) | 2007-04-26 | 2014-07-08 | Trican Well Service Ltd. | Control of particulate entrainment by fluids |
US8058213B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-11-15 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
US7691258B2 (en) | 2007-06-04 | 2010-04-06 | Emirates National Oil Company Limited (Enoc) Llc | Process for treating hydrocarbon liquid compositions |
US8499835B2 (en) | 2007-06-13 | 2013-08-06 | Trican Well Services, Ltd. | Well service compositions for consolidation of particulates in subterranean coal seams |
CA2693427C (en) | 2007-07-18 | 2016-03-08 | Trican Well Service Ltd. | Resin coated proppant slurry compositions and methods of making and using same |
US8047288B2 (en) | 2007-07-18 | 2011-11-01 | Oxane Materials, Inc. | Proppants with carbide and/or nitride phases |
WO2009076080A1 (en) | 2007-12-05 | 2009-06-18 | 3M Innovative Properties Company | Method of treating proppants and fractures in-situ with fluorinated silane |
US8401795B2 (en) | 2008-01-30 | 2013-03-19 | M-I L.L.C. | Methods of detecting, preventing, and remediating lost circulation |
JP2009179253A (ja) | 2008-01-31 | 2009-08-13 | Kubota Corp | 作業車 |
EP2128215B1 (en) | 2008-05-27 | 2016-12-14 | Schlumberger Holdings Limited | Cement compositions including polymer particles |
US8322419B2 (en) | 2008-07-25 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids |
WO2010013242A1 (en) * | 2008-07-29 | 2010-02-04 | Alcobra Ltd. | Substituted pyridoxine-lactam carboxylate salts |
US7921911B2 (en) | 2008-12-30 | 2011-04-12 | Schlumberger Technology Corporation | Surface-modifying agents for wettability modification |
US9097077B2 (en) | 2009-10-30 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole chemical delivery system and method |
US9234415B2 (en) | 2010-08-25 | 2016-01-12 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
US8459353B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
-
2010
- 2010-08-25 US US12/868,201 patent/US8448706B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-08-15 WO PCT/IB2011/001883 patent/WO2012025805A2/en active Application Filing
- 2011-08-15 MX MX2013002132A patent/MX2013002132A/es active IP Right Grant
- 2011-08-15 RU RU2013112867/03A patent/RU2558560C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-08-15 CA CA2809431A patent/CA2809431C/en active Active
- 2011-08-15 CN CN201180051165.6A patent/CN103180547B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-08-15 AU AU2011294859A patent/AU2011294859B2/en not_active Ceased
- 2011-08-15 BR BR112013004359A patent/BR112013004359A2/pt not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-04-25 US US13/870,795 patent/US9388334B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA005190B1 (ru) * | 2000-07-31 | 2004-12-30 | Эксонмобил Ойл Корпорейшн | Способ и установка для образования гидравлических разрывов на различных уровнях интервала заканчивания скважины |
RU2395681C2 (ru) * | 2005-10-06 | 2010-07-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способы увеличения извлечения жидкости для обработки на водной основе из подземных формаций |
RU2345115C2 (ru) * | 2006-06-29 | 2009-01-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Проппантовый материал и способ гидравлического разрыва пласта (варианты) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR112013004359A2 (pt) | 2016-05-10 |
CA2809431A1 (en) | 2012-03-01 |
AU2011294859A1 (en) | 2013-03-14 |
CN103180547A (zh) | 2013-06-26 |
RU2013112867A (ru) | 2014-09-27 |
CA2809431C (en) | 2017-02-14 |
US8448706B2 (en) | 2013-05-28 |
US20130237461A1 (en) | 2013-09-12 |
WO2012025805A3 (en) | 2012-06-07 |
CN103180547B (zh) | 2016-08-03 |
AU2011294859B2 (en) | 2014-08-28 |
US9388334B2 (en) | 2016-07-12 |
WO2012025805A2 (en) | 2012-03-01 |
MX2013002132A (es) | 2013-04-24 |
US20120048555A1 (en) | 2012-03-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2558560C2 (ru) | Доставка зернистого материала под землю | |
RU2524086C1 (ru) | Доставка зернистого материала под землю | |
RU2523275C1 (ru) | Доставка зернистого материала под землю | |
US8714248B2 (en) | Method of gravel packing | |
US8141637B2 (en) | Manipulation of flow underground | |
US8210249B2 (en) | System and method for low damage gravel packing | |
US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
GB2460191A (en) | Sand control using spherical polyamide particulates | |
AU2015398683B2 (en) | Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180816 |