RU2578696C1 - Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы - Google Patents
Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2578696C1 RU2578696C1 RU2014118558/03A RU2014118558A RU2578696C1 RU 2578696 C1 RU2578696 C1 RU 2578696C1 RU 2014118558/03 A RU2014118558/03 A RU 2014118558/03A RU 2014118558 A RU2014118558 A RU 2014118558A RU 2578696 C1 RU2578696 C1 RU 2578696C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- particles
- destructible
- sealing
- destruction
- plug
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 title claims abstract description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 295
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 136
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 136
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 101
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 80
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 66
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 58
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 28
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 20
- -1 azo compound Chemical class 0.000 claims description 19
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 17
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 16
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 claims description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 12
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 claims description 12
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 9
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 9
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 9
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 9
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 9
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 6
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 6
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 claims description 5
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 5
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 5
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims description 5
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 5
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 claims description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 4
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 4
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims description 4
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 4
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002585 base Substances 0.000 claims description 3
- 239000000872 buffer Substances 0.000 claims description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 3
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920001470 polyketone Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006324 polyoxymethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 3
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 2
- 239000008173 hydrogenated soybean oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920005591 polysilicon Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 2
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N Ethyl urethane Chemical compound CCOC(N)=O JOYRKODLDBILNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 claims 2
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229930182556 Polyacetal Natural products 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 2
- 229920001249 ethyl cellulose Polymers 0.000 claims 2
- 235000019325 ethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 2
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000002745 poly(ortho ester) Substances 0.000 claims 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 2
- 229920000609 methyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000001923 methylcellulose Substances 0.000 claims 1
- 235000010981 methylcellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 229910021420 polycrystalline silicon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000003549 soybean oil Substances 0.000 claims 1
- 235000012424 soybean oil Nutrition 0.000 claims 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 abstract description 10
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 83
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 7
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 6
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 5
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 5
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 5
- 150000003673 urethanes Chemical class 0.000 description 5
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 3
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 3
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 3
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 3
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 3
- 235000010356 sorbitol Nutrition 0.000 description 3
- PZBLUWVMZMXIKZ-UHFFFAOYSA-N 2-o-(2-ethoxy-2-oxoethyl) 1-o-ethyl benzene-1,2-dicarboxylate Chemical class CCOC(=O)COC(=O)C1=CC=CC=C1C(=O)OCC PZBLUWVMZMXIKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N Butadiene Chemical compound C=CC=C KAKZBPTYRLMSJV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 2
- ZFOZVQLOBQUTQQ-UHFFFAOYSA-N Tributyl citrate Chemical compound CCCCOC(=O)CC(O)(C(=O)OCCCC)CC(=O)OCCCC ZFOZVQLOBQUTQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002905 orthoesters Chemical class 0.000 description 2
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 2
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 2
- 229920006149 polyester-amide block copolymer Chemical class 0.000 description 2
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 2
- 229920001451 polypropylene glycol Chemical class 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- GHBFNMLVSPCDGN-UHFFFAOYSA-N rac-1-monooctanoylglycerol Chemical class CCCCCCCC(=O)OCC(O)CO GHBFNMLVSPCDGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 2
- URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N triacetin Chemical compound CC(=O)OCC(OC(C)=O)COC(C)=O URAYPUMNDPQOKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZMKVBUOZONDYBW-UHFFFAOYSA-N 1,6-dioxecane-2,5-dione Chemical compound O=C1CCC(=O)OCCCCO1 ZMKVBUOZONDYBW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 1-(2-hydroxyethoxy)hexan-2-ol Chemical compound CCCCC(O)COCCO ODCMOZLVFHHLMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NOGFHTGYPKWWRX-UHFFFAOYSA-N 2,2,6,6-tetramethyloxan-4-one Chemical compound CC1(C)CC(=O)CC(C)(C)O1 NOGFHTGYPKWWRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JPSKCQCQZUGWNM-UHFFFAOYSA-N 2,7-Oxepanedione Chemical compound O=C1CCCCC(=O)O1 JPSKCQCQZUGWNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DJIHQRBJGCGSIR-UHFFFAOYSA-N 2-methylidene-1,3-dioxepane-4,7-dione Chemical compound C1(CCC(=O)OC(=C)O1)=O DJIHQRBJGCGSIR-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
- QZCLKYGREBVARF-UHFFFAOYSA-N Acetyl tributyl citrate Chemical compound CCCCOC(=O)CC(C(=O)OCCCC)(OC(C)=O)CC(=O)OCCCC QZCLKYGREBVARF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- RDOFJDLLWVCMRU-UHFFFAOYSA-N Diisobutyl adipate Chemical compound CC(C)COC(=O)CCCCC(=O)OCC(C)C RDOFJDLLWVCMRU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Chemical class 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920000562 Poly(ethylene adipate) Polymers 0.000 description 1
- 229920001397 Poly-beta-hydroxybutyrate Polymers 0.000 description 1
- 229920002614 Polyether block amide Chemical class 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- DOOTYTYQINUNNV-UHFFFAOYSA-N Triethyl citrate Chemical compound CCOC(=O)CC(O)(C(=O)OCC)CC(=O)OCC DOOTYTYQINUNNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TVXBFESIOXBWNM-UHFFFAOYSA-N Xylitol Natural products OCCC(O)C(O)C(O)CCO TVXBFESIOXBWNM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-L adipate(2-) Chemical class [O-]C(=O)CCCCC([O-])=O WNLRTRBMVRJNCN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 1
- 125000002947 alkylene group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- VEZXCJBBBCKRPI-UHFFFAOYSA-N beta-propiolactone Chemical compound O=C1CCO1 VEZXCJBBBCKRPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002301 cellulose acetate Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical class OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008380 degradant Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 239000001087 glyceryl triacetate Substances 0.000 description 1
- 235000013773 glyceryl triacetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000000845 maltitol Substances 0.000 description 1
- 235000010449 maltitol Nutrition 0.000 description 1
- VQHSOMBJVWLPSR-WUJBLJFYSA-N maltitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]([C@H](O)CO)O[C@H]1O[C@H](CO)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H]1O VQHSOMBJVWLPSR-WUJBLJFYSA-N 0.000 description 1
- 229940035436 maltitol Drugs 0.000 description 1
- HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N meso ribitol Natural products OCC(O)C(O)C(O)CO HEBKCHPVOIAQTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000000877 morphologic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- YOURXVGYNVXQKT-UHFFFAOYSA-N oxacycloundecane-2,11-dione Chemical compound O=C1CCCCCCCCC(=O)O1 YOURXVGYNVXQKT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- RMIBXGXWMDCYEK-UHFFFAOYSA-N oxonane-2,9-dione Chemical compound O=C1CCCCCCC(=O)O1 RMIBXGXWMDCYEK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920001308 poly(aminoacid) Polymers 0.000 description 1
- 229920000141 poly(maleic anhydride) Polymers 0.000 description 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 229920001195 polyisoprene Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 229960000380 propiolactone Drugs 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000004208 shellac Substances 0.000 description 1
- ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N shellac Chemical compound OCCCCCC(O)C(O)CCCCCCCC(O)=O.C1C23[C@H](C(O)=O)CCC2[C@](C)(CO)[C@@H]1C(C(O)=O)=C[C@@H]3O ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N 0.000 description 1
- 229940113147 shellac Drugs 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 229960002920 sorbitol Drugs 0.000 description 1
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003826 tablet Substances 0.000 description 1
- PZTAGFCBNDBBFZ-UHFFFAOYSA-N tert-butyl 2-(hydroxymethyl)piperidine-1-carboxylate Chemical compound CC(C)(C)OC(=O)N1CCCCC1CO PZTAGFCBNDBBFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 125000005207 tetraalkylammonium group Chemical group 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 229960002622 triacetin Drugs 0.000 description 1
- WEAPVABOECTMGR-UHFFFAOYSA-N triethyl 2-acetyloxypropane-1,2,3-tricarboxylate Chemical compound CCOC(=O)CC(C(=O)OCC)(OC(C)=O)CC(=O)OCC WEAPVABOECTMGR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001069 triethyl citrate Substances 0.000 description 1
- VMYFZRTXGLUXMZ-UHFFFAOYSA-N triethyl citrate Natural products CCOC(=O)C(O)(C(=O)OCC)C(=O)OCC VMYFZRTXGLUXMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013769 triethyl citrate Nutrition 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 239000000811 xylitol Substances 0.000 description 1
- 235000010447 xylitol Nutrition 0.000 description 1
- HEBKCHPVOIAQTA-SCDXWVJYSA-N xylitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO HEBKCHPVOIAQTA-SCDXWVJYSA-N 0.000 description 1
- 229960002675 xylitol Drugs 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к операциям разрыва пласта. Способ инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, содержащем разломы, включает введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, герметизацию разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации, формируя разрушаемую пробку из частиц, разрушение указанных, оставшихся в жидкости для обработки, так что жидкость становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой, и после этого разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом. По другому варианту в указанном способе жидкость для обработки содержит также добавку, увеличивающую скорость разрушения разрушаемых частиц. По третьему варианту способа законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности гидроразрыва в законченных стволах скважины с существующими разрывами.18 н. и 3 з.п. ф-лы, 1 пр.
Description
Уровень техники
Настоящее изобретение в целом относится к операциям разрыва пласта и, более конкретно, к герметизации существующих разломов в законченном стволе скважины с последующим инициированием в нем новых разломов.
Операции разрыва часто проводят с целью повышения добычи из подземной формации. В ходе добычи из подземной формации иногда может стать необходимым проведение последующих операций разрыва в подземной формации, например, если при первой операции разрыва не удалось ввести достаточное количество разломов, необходимое для достижения желаемого уровня добычи. Эти последующие операции разрыва могут стать намного более сложной технической задачей из-за наличия существующих разломов в стволе скважины. Для того чтобы предотвратить утечку жидкости в подземную формацию во время последующих операций разрыва, может быть необходимо герметизировать существующие разломы в подземной формации. Как правило, герметизация существующих разломов в подземной формации может быть проведена с помощью суспензии частиц, которая приводит к осаждению пробок из частиц в разломах. Пробки из частиц могут быть разработаны таким образом, чтобы разрушиться через некоторое время, если это необходимо.
Так как может быть трудно точно определить объем, необходимый для герметизации существующих разломов, в подземную формацию, как правило, вводят избыток суспензии частиц. Наличие избытка суспензии частиц в подземной формации может препятствовать возможности выполнять последующие операции разрыва. В частности, присутствие суспензии частиц в подземной формации может привести к отсутствию гидравлической связи жидкости с поверхностью подземной формации. То есть присутствие частиц в подземной формации может предотвратить разрыв даже тогда, когда жидкость для разрыва вводят в подземную формацию при давлении, которое обычно достаточно для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва в подземной формации.
При выполнении последующих операций разрыва в подземной формации твердые частицы, используемые для герметизации существующих разломов, иногда могут быть просто вымыты из подземной формации до разрыва. Хотя не существует надежного способа окончательно определить, что жидкость внутри формации по существу свободна от частиц и подходит для проведения последующей операции разрыва, этот подход обычно может быть достаточным для незаконченных стволов скважин, так как, чтобы удалить частицы из подземной формации, как правило, в них может быть достигнута достаточная циркуляция жидкости. Тем не менее промывка может значительно повысить затраты времени и средств при добыче из подземной формации.
Для законченных стволов скважин задача устранения частиц из подземной формации может быть значительно более затруднительной. В случае законченных стволов скважин, где существующие разломы находятся за муфтами гидроразрыва или подобными барьерами, может быть трудно создать достаточную циркуляцию жидкости, даже при больших объемах промывки, чтобы эффективно вымыть частицы из ствола скважины. Неспособность полностью удалить остатки частиц из ствола скважины может сделать неудачными последующие операции разрыва.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение в целом относится к операциям разрыва пласта и, более конкретно, к герметизации существующих разломов в законченном стволе скважины с последующим инициированием в нем новых разломов.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, уже имеющую существующий разлом; герметизацию существующего разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации, тем самым формируя разрушаемую пробку из частиц; разрушение после герметизации любых разрушаемых частиц для герметизации, оставшихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц; и разрыв подземной формации после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение обеспечивает способ, включающий: обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации и добавку, которая увеличивает скорость разрушения частиц для герметизации; введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, так что существующий разлом герметизируется по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с образованием разрушаемой пробки из частиц; обеспечение достаточного времени, чтобы любые разрушаемые частицы для герметизации, остающиеся в жидкости для обработки, разрушились, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц; и после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение предусматривает способ, включающий: обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации; введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую первое множество разломов, так что в первое множество разломов проникает по меньшей мере часть разрушаемых частиц для герметизации с образованием в них разрушаемой пробки из частиц; где законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации; обеспечение достаточного времени, чтобы любые разрушаемые частицы для герметизации, остающиеся в жидкости для обработки, разрушились, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц; после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее второе множество разломов; разрушение разрушаемой пробки из частиц после разрыва пласта.
Особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны для специалиста в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов осуществления, которые следуют ниже.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение в целом относится к операции разрыва пласта, и, более конкретно, к герметизации существующих разломов в законченном стволе скважины с последующим инициированием в нем новых разломов.
Варианты осуществления, описанные здесь, могут позволить успешно проводить несколько операций разрыва пласта в подземной формации с целью повышения добычи из нее. В частности, способы, описанные в настоящем документе, обеспечивают механизм, посредством которого существующие разломы в подземной формации могут быть закрыты с помощью пробки из частиц при выполнении новой операции разрыва, но без частиц, угрожающих возможности образования новых разломов в подземной формации. Ключевым преимуществом способов по изобретению является то, что они могут значительно сократить время ожидания, необходимое для проведения последующих операций разрыва пласта в подземной формации. В результате, способы согласно настоящему изобретению могут привести к более быстрой и более рентабельной добыче. Еще большее преимущество способов согласно настоящему изобретению заключается в том, что они могут быть эффективно использованы в законченных стволах скважин, в которых может быть затруднительно удалить частицы перед последующей операцией разрыва другим способом. Хотя способы настоящего изобретения могут быть особенно полезны для законченных стволов скважин, они также могут сходным образом повысить эффективность добычи и снизить стоимость добычи для не законченных стволов скважин.
В вариантах осуществления, описанных здесь, используют разрушаемые частицы для герметизации, в частности суспензию разрушаемых частиц, которая может быть в форме жидкости для обработки. При введении в подземную формацию разрушаемые частицы для герметизации могут образовывать разрушаемую пробку из частиц в существующих разломах пласта. Хотя в подземных операциях для герметизации разломов было использовано большое разнообразие разрушаемых частиц для герметизации, их, как правило, используют в тех случаях, когда не требуется проводить последующие операции, и частицы могут быть оставлены разрушаться с их естественной скоростью разрушения. В других случаях остаток частиц может быть вымыт из подземной формации. Как отмечалось выше, этот подход может быть неэффективным для законченных скважин.
В отличие от обычных применений разрушаемых частиц для герметизации, в соответствии с вариантами осуществления по изобретению оставшиеся разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки могут быть оставлены разрушаться, или их разрушение может быть ускорено, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц и способной эффективно передавать давление разрыва. Авторами настоящего изобретения установлено, что разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки могут разрушаться со значительно большей скоростью, чем разрушаемые частицы для герметизации, присутствующие в разрушаемой пробке из частиц. В частности, в настоящем изобретении было установлено, что, когда разрушаемые частицы для герметизации находятся в разрушаемой пробке из частиц, химическая и физическая среда, воздействию которой подвергаются разрушаемые частицы для герметизации, может значительно отличаться от среды, присутствующей в жидкости для обработки. Это различие может быть использовано для создания жидкости для обработки, которая временно содержит частицы для формирования разрушаемой пробки из частиц, но позже становится по существу свободной от частиц, так что могут быть проведены дополнительные операции разрыва, в то время как разрушаемая пробка из частиц остается целой. В связи с меньшей скоростью разрушения частиц в разрушаемой пробке из частиц существующие разломы могут быть по меньшей мере временно закрыты пробками, при этом могут быть проведены последующие операции разрыва.
Как указано выше, в описанных в настоящем документе способах разрушаемые частицы для герметизации используются существенно иным образом, чем они обычно использовались в уровне техники. Разрушение разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки, потенциально при увеличенной скорости разрушения, может значительно сократить время ожидания и затраты, необходимые для проведения последующих операций разрыва пласта, по сравнению с обычным использованием разрушаемых частиц. В частности, в соответствии с некоторыми из представленных вариантов в жидкость для обработки могут быть введены добавки, чтобы ускорить разрушение частиц для герметизации в жидкости для обработки, но где это увеличение скорости разрушения частиц для герметизации в жидкости для обработки превышает увеличение скорости разрушения разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц. Это противоречит традиционному использованию разрушаемых частиц для герметизации, где, как правило, не желательно увеличивать скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц по сравнению с ее естественной скоростью разрушения. Кроме того, морфология и химия разрушаемых частиц для герметизации могут быть адаптированы, чтобы изменить их скорость разрушения в жидкости для обработки и/или в разрушаемой пробке из частиц, чтобы соответствовать конкретному применению.
В данном описании термины «обработка» или «обрабатывать» относятся к любой операции в подземной формации, при которой используют жидкость с достижением желаемой функции и/или для желаемой цели. Термины «обработка» и «обрабатывать» в настоящем документе не подразумевают какого-либо конкретного действия жидкости или какого-либо конкретного ее компонента, если не указано иное. Используемый здесь термин «жидкость для обработки» представляет собой жидкость, которая находится в подземной формации для осуществления требуемой функции. Жидкость для обработки может включать, например, буровые растворы, жидкости для разрыва, жидкости для набивки гравия, жидкости для кислотной обработки, жидкости для охвата, жидкости для контроля повреждений, жидкости для рекультивации, жидкости для удаления осадка и для ингибирования, жидкости для химического заводнения и тому подобное.
В настоящем документе термин «разрушаемые частицы для герметизации» относится к материалу в форме частиц, который разрушается до материала не в форме частиц в течение определенного периода времени. Разрушение разрушаемых частиц для герметизации в некоторых вариантах может включать химическое разрушение, при котором разрушаемые частицы для герметизации химически изменяются в процессе потери формы частиц. Например, разрушаемые частицы для герметизации могут быть химически изменены из материала, который является по существу нерастворимым в воде, в материал, который является растворимым в воде. В некоторых вариантах осуществления разрушение разрушаемых частиц для герметизации может включать физическое изменение. Например, в некоторых вариантах осуществления частицы для герметизации могут просто стать растворимыми в течение определенного периода времени или претерпеть физическое изменение, которое приведет к потере ими формы частиц. Для разрушения разрушаемых частиц для герметизации также может быть использовано ферментативное (биологическое) превращение. Для разрушения структуры частиц разрушаемых частиц для герметизации также может быть использована комбинация физических, химических и/или биологических изменений. Если не указано иное, термин «разрушаемые» не подразумевает какой-либо конкретный вид разрушения или конкретную скорость разрушения.
В настоящем документе термин «разрушаемая пробка из частиц» относится к агломерированному скоплению разрушаемых частиц для герметизации, которые не расположены внутри жидкости для обработки. Если не указано иное, то разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц могут иметь сниженную скорость деградации по сравнению с разрушаемыми частицами для герметизации, которые присутствуют в жидкости для обработки.
В настоящем описании термин «по существу свободный от частиц» относится к состоянию, при котором жидкость для обработки не содержит частиц на уровне, который мешает гидравлической связи давления разрыва с поверхностью подземной формации. В некоторых вариантах осуществления жидкость для обработки, которая содержит менее чем около 5 об.% разрушаемых частиц для герметизации, можно считать по существу свободной от частиц. В других вариантах осуществления жидкость для обработки, которая содержит менее чем около 1 об.% разрушаемых частиц для герметизации можно считать по существу свободной от частиц.
В некоторых вариантах осуществления описанные здесь способы могут включать: введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом; герметизацию существующего разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с формированием разрушаемой пробки из частиц; разрушение после герметизации любых разрушаемых частиц для герметизации, оставшихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, и разрыв подземной формации после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
В некоторых вариантах осуществления описанные здесь способы могут включать: обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, и добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации; введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, так что существующий разлом герметизируется по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с образованием разрушаемой пробки частиц; обеспечение достаточного времени, чтобы любые разрушаемые частицы для герметизации, остающиеся в жидкости для обработки, разрушились, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц; и разрыв подземной формации после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
В некоторых вариантах осуществления описанные здесь способы могут включать: обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации; введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, так что существующий разлом герметизируется по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с образованием разрушаемой пробки из частиц, где законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации; обеспечение достаточного времени, чтобы любые разрушаемые частицы для герметизации, остающиеся в жидкости для обработки, разрушились, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц; и разрыв подземной формации после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
После формирования разрушаемой пробки из частиц в подземной формации и после того, как жидкость для обработки стала по существу свободной от частиц, в подземной формации может быть проведена операция разрыва, чтобы создать в ней по меньшей мере один новый разлом. Впоследствии, при желании, новые разломы могут быть временно герметизированы в соответствии со способами, описанными в настоящем документе, и в подземной формации может быть проведена еще одна операция разрыва. То есть способы настоящего изобретения могут быть использованы для разрыва подземной формации несколько раз, если это необходимо. В противном случае, когда операция разрыва завершена, в некоторых вариантах осуществления может быть начата добыча.
В некоторых вариантах осуществления способы настоящего изобретения могут дополнительно включать добычу текучих веществ из подземной формации. В некоторых вариантах осуществления добываемое текучее вещество может представлять собой пластовое текучее вещество, такое как, например, нефть или природный газ, которые добывают после операции разрыва.
В некоторых вариантах осуществления способы настоящего изобретения могут дополнительно включать разрушение разрушаемой пробки из частиц после проведения разрыва. Единственное главное требование к разрушаемой пробке из частиц состоит в том, что она остается целой в течение достаточно продолжительного времени для проведения операции разрыва и что она разрушается более медленно, чем остаточные разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки. После проведения операция разрыва может быть начата добыча. В некоторых вариантах осуществления разрушаемая пробка из частиц может разрушиться до начала добычи. В таких вариантах добыча может происходить как из новых, так и из существовавших разломов. В других вариантах осуществления разрушаемая пробка из частиц может разрушиться при проведении добычи. В таких вариантах осуществления может начаться добыча из новых разломов, а впоследствии она может быть дополнена добычей из существовавших разломов, поскольку они становятся открыты, при условии, что из существовавших разломов добыча еще возможна. В других вариантах осуществления разрушаемая пробка из частиц может быть достаточно стабильной, так что она остается по существу целой при проведении добычи. В таких вариантах добыча может происходить только из новых разломов, в то время как существовавшие разломы остаются закрытыми.
В целом, разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки и разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц могут разрушаться со значительно различающейся скоростью, так что разрушаемая пробка из частиц может оставаться целой, в то время как разрушаемые частицы для герметизации внутри жидкости для обработки могут разрушиться с получением по существу свободной от частиц жидкости для обработки. В некоторых вариантах осуществления различие скоростей разрушения частиц для герметизации в жидкости для обработки и в разрушаемой пробке из частиц может быть связано с различиями химических или физических свойств в каждом из указанных мест. В других вариантах жидкость для обработки может содержать добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки, но не в разрушаемой пробке из частиц. В частности, разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц могут не быть подвержены воздействию добавки или могут подвергаться воздействию такого количества добавки, которое не имеет заметного влияния на их скорость разрушения, в результате чего скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц является значительно более низкой. Например, когда разрушаемые частицы для герметизации агломерируют с образованием разрушаемой пробки из частиц, их эффективная концентрация может быть выше, чем в жидкости для обработки, так что концентрация добавки является недостаточной для заметного влияния на их скорость разрушения. В некоторых случаях, сниженная скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц может быть связана с уменьшенной площадью поверхности контакта разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц.
Разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки и разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц не обязательно разрушаются одним способом, если разрушаемая пробка из частиц вообще подвергается разрушению. В некоторых вариантах осуществления для повышения скорости разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки может быть использована добавка для жидкости для обработки, в то время как разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц могут разрушаться с их естественной скоростью разрушения, так как они подвергаются воздействию более низкой эффективной концентрации добавки. В одном варианте осуществления разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки могут разрушаться под действием такой добавки, как, например, кислота, и разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц могут разрушаться с их естественной скоростью разрушения при длительном воздействии условий в подземной формации (например, воздействие тепла пласта или компонентов пласта). Подходящие разрушаемые частицы для герметизации и добавки раскрыты более подробно ниже. В некоторых вариантах осуществления добавка может быть частью разрушаемых частиц для герметизации.
Единственным основным требованием к разрушаемым частицам для герметизации в жидкости для обработки является то, что по меньшей мере часть разрушаемых частиц для герметизации остается неразрушенной во время их прохождения в скважине, и остается достаточное количество неразрушенных разрушаемых частиц для герметизации, чтобы герметизировать существующий разлом в подземной формации. То есть достаточное количество разрушаемых частиц для герметизации должно оставаться неразрушенным в течение времени, когда их закачивают в скважину, так что они могут эффективно герметизировать существующий разлом. На практике разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки могут сохраняться в течение длительного времени после того, как были закачаны в скважину, и сформировалась разрушаемая пробка из частиц. Специалисту в данной области будут понятны факторы, влияющие на скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки, и специалист в данной области в состоянии разработать жидкость для обработки, содержащую соответствующие разрушаемые частицы для герметизации и необязательную добавку, которая увеличивает скорость разрушения, для достижения выбранного времени прохождения в скважине. Кроме того, после того как жидкость для обработки оказывается в скважине, специалисту в данной области техники будет понятно, какой период времени должен пройти, прежде чем конкретная жидкость для обработки, вероятно, станет по существу свободной от частиц. В частности, зная температуру в скважине, время прохождения частиц в скважине и/или другие условия в скважине (например, химические свойства подземной формации), специалист в данной области сможет определить период времени, необходимый для конкретной жидкости для обработки, чтобы стать по существу свободной от частиц, если она содержит конкретный тип разрушаемых частиц для герметизации.
В некоторых вариантах осуществления может быть желательно ускорить разрушение разрушаемой пробки из частиц после того, как была проведена операция разрыва. В некоторых вариантах осуществления для ускорения разрушения разрушаемой пробки из частиц в подземную формацию может быть введена добавка. Добавка для ускорения разрушения разрушаемой пробки из частиц, если она используется, может быть такой же, как добавка, используемая для ускорения разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки, или может отличаться от нее. В вариантах осуществления, в которых добавка является одинаковой, количество добавки, используемой для содействия разрушению разрушаемой пробки из частиц, может быть более высоким, чем количество, используемое для ускорения разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки. Например, для ускорения разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки в ней может быть использована первая концентрация добавки, а для повышения скорости разрушения разрушаемой пробки из частиц может быть использована вторая концентрация добавки. В некоторых вариантах осуществления, добавка может быть частью разрушаемых частиц для герметизации. В некоторых вариантах осуществления добавка может присутствовать только в жидкости для обработки. В некоторых вариантах осуществления добавка может присутствовать как в разрушаемых частицах для герметизации, так и в жидкости для обработки.
Подходящие разрушаемые частицы для герметизации могут включать, например, органические соли (например, соли жирных кислот, соединения тетраалкиламмония и тому подобное), неорганические соли (например, СаСО3, МgО, СаО и тому подобное), разрушаемые полимеры, растворимые в воде полимеры, обезвоженные бораты, полимолочную кислоту, полилактиды, полиакриламид, полиакрилаты, поливиниловый спирт, сложные поли(ортоэфиры), простые полиэфиры, сложные полиэфиры, простые полиэфир амиды, сложные полиэфир амиды, полиэтилен оксиды, полиамиды, полиацетали, поликарбонаты, поликетоны, полиангидриды, полиуретаны, сложные полиэфируретаны, поликарбонат уретаны, поликапролактон уретаны, воски, гидрогенизированное соевое масло, полисиликоны, полисахариды, ацетилированные полисахариды, пропилированные полисахариды, ксантан, этилцеллюлозу, метилцеллюлозу, ацетилированную гуаровую смолу, крахмалы, дериватизированные крахмалы, хитозан, хитин, многоатомные спирты, растворимые в кислотах соединения, растворимые в основаниях соединения, растворимые в нефти соединения, соединения, разрушаемые под действием окисления, ферментативно разрушаемые соединения, медленно растворимые соединения, медленно растворимые полимеры, шеллак, а также различные их комбинации. Комбинации этих и других материалов могут быть использованы для адаптации скорости разрушения разрушаемых частиц для герметизации к конкретному применению.
Разрушаемые частицы для герметизации не ограничены какими-либо конкретными размерами и формами, которые могут включать различные неограничивающие формы, такие как, например, пластинки, стружки, хлопья, ленты, стержни, полоски, сферические частицы, тороидальные частицы, гранулы, таблетки, порошки, иглы и/или тому подобное. Эти формы частиц могут иметь различную величину площади поверхности (например, из-за размера частиц), что может быть использовано, чтобы повлиять на скорость разрушения. В некоторых вариантах осуществления для формирования разрушаемых частиц для герметизации первый разрушаемый материал может быть объединен со вторым разрушаемым материалом. Первый разрушаемый материал и второй разрушаемый материал могут разрушаться под действием одного и того же или различных механизмов. Например, в некоторых из представленных вариантов могут быть использованы разрушаемые частицы для герметизации, включающие комбинацию полиакриламида и поливинилового спирта. В таких вариантах сшитый полиакриламидный гель может быть объединен с частицами из поливинилового спирта, где сшитый полиакриламид может разрушаться в присутствии основания, окислителя и/или тепла, и частицы из поливинилового спирта могут стать медленно растворимыми в воде при удалении полиакриламида при температуре пласта. В таких вариантах сшитый полиакриламид может служить в качестве мягкого геля, и частицы из поливинилового спирта могут служить в качестве твердой сердцевины, где гибридный материал из этих двух компонентов может временно герметизировать разлом.
Разрушаемые полимеры, пригодные для применения в вариантах осуществления согласно настоящему изобретению, могут включать в себя, например, полисахариды (например, декстран, целлюлоза, гуаровая смола и их производные), хитин, хитозан, протеины, алифатические сложные полиэфиры [например, поли(гидрокси)алканоаты], полигликолевую кислоту и другие поли(гликолиды), полимолочную кислоту и другие поли(лактиды), полиакриламид и другие полиакрилаты, полиметакриламид и другие полиметакрилаты, поливиниловый спирт, поли(β-гидрокси-алканоаты) [например, поли(β-гидроксибутират) и поли(β-гидроксибутират-ко-β-гидроксивалерат)], поли(гидроксибутираты), поли(ω-гидрокси-алканоаты) [например, поли(β-пропиолактон) и поли(ε-капролактон)], поли(алкилен-дикарбоксилаты) [например, поли(этилен-сукцинат) и поли(бутилен-сукцинат)], поли(сложные-простые гидроксиэфиры), поли(ангидриды) [например, поли(адипиновый ангидрид), поли(субериновый ангидрид), поли(себациновый ангидрид), поли(додекандикарбоновый ангидрид), поли(малеиновый ангидрид) и поли(бензойный ангидрид)], поликарбонаты (например, триметиленкарбонат), поли(ортоэфиры), поли(аминокислоты), поли(этилен оксиды), поли(сложные эфиры - простые эфиры), сложные полиэфир амиды, полиамиды, поли(диоксепан-2-он) и полифосфазены. Комбинации этих и других полимеров также могут быть использованы в различных вариантах осуществления. В различных вариантах осуществления могут быть использованы гомополимеры или сополимеры этих различных полимеров. В различных вариантах осуществления сополимеры могут включать в себя статистические сополимеры, блок-сополимеры, привитые сополимеры и/или звездообразные сополимеры.
В некоторых вариантах осуществления разрушаемые полимеры могут дополнительно содержать пластификатор. Среди других функций пластификатор может увеличить клейкость разрушаемых полимеров, так что они в большей степени становятся способны образовывать разрушаемую пробку из частиц. Подходящие пластификаторы, которые можно использовать в сочетании с разрушаемыми полимерами в соответствии с вариантами осуществления согласно настоящему изобретению, могут включать, например, полиэтиленгликоль, полиэтиленоксид, олигомеры молочной кислоты, сложные эфиры лимонной кислоты (например, олигомеры трибутил цитрата, триэтил цитрат, ацетилтрибутилцитрат и ацетилтриэтилцитрат), сложные моноэфиры глюкозы, частичные эфиры жирных кислот, полиэтиленгликоль монолаурат, триацетин, поли(ε-капролактон), поли(гидроксибутират), глицерин-1-бензоат-2,3-дилаурат, глицерин-2-бензоат-1,3-дилаурат, бис(бутил-диэтиленгликоль)адипат, этил-фталил-этил-гликолят, монокаприлат диацетат глицерина, диацетил моноацил глицерин, полипропиленгликоль и его эпоксидные производные, поли(пропиленгликоль)дибензоат, дипропиленгликоль дибензоат, глицерин, этил-фталил-этил-гликолат, поли(этилен-адипат)дистеарат, ди-изобутил адипат и их комбинации.
Скорость разрушения разрушаемого полимера может зависеть по меньшей мере частично от структуры его основной цепи. Разрушение разрушаемого полимера может быть связано с химическим изменением, которое, например, разрушает структуру полимера или изменяет растворимость полимера таким образом, что он становится более растворимым, чем исходный полимер. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в основной цепи может сделать полимер разрушаемым в соответствии с одним из указанных выше способов. Скорость, с которой разрушается полимер, может зависеть от таких факторов, как, например, повторяющееся звено, состав, последовательность, длина, геометрия молекулы, молекулярная масса, морфология (например, кристалличность, размер частиц и т.п.), гидрофильность/гидрофобность и площадь поверхности. Эти факторы могут также повлиять на скорость разрушения других видов разрушаемых частиц для герметизации. Как описано ранее, чтобы изменить скорость разрушения разрушаемых полимеров, может также использоваться присутствие других добавок. Кроме того, воздействие таких условий, как, например, температура, влажность, кислород, микроорганизмы, ферменты, рН и тому подобное может изменить скорость разрушения. Зная, как скорость разрушения зависит от структуры полимера, специалист в данной области техники сможет выбрать подходящий разрушаемый полимер, так что его скорость разрушения подходит для конкретного времени прохождения в скважине.
Обезвоженное соединение, в частности, обезвоженный борат, может разрушаться с течением времени, так как обезвоженное соединение подвергается регидратации и становится растворимым, посредством чего жидкость для обработки, содержащая обезвоженное соединение, становится по существу свободной от частиц с течением времени. Примеры обезвоженных боратов могут включать в себя, например, безводный тетраборат натрия (безводная бура) и безводную борную кислоту. Эти и другие безводные бораты малорастворимы в воде. Однако при воздействии подземных температур они могут медленно подвергаться регидратации в течение долгого времени и становиться значительно более растворимыми. В результате повышения растворимости частицы безводного бората могут разрушиться, став растворимыми. Время, необходимое для разрушения безводных боратов посредством увеличения растворимости, варьирует между примерно 8 часами и примерно 72 часами в зависимости от температуры в подземном интервале, в который они помещены. В некоторых вариантах осуществления обезвоженные соединения могут химически разлагаться при регидратации (например, гидролизом), так что продукт разложения становится растворимым.
Подходящие растворимые в нефти материалы могут включать природные или синтетические полимеры, такие как, например, поли(бутадиен), полиизопрен, полиакрилы, полиамиды, сложные полиэфируретаны, простые полиэфируретаны и полиолефины (например, полиэтилен, полипропилен, полиизобутилен и полистирол) и их сополимеры и смеси. В некоторых вариантах осуществления растворимые в нефти материалы могут разрушаться, например, под действием пластовых текучих веществ (например, нефти), которые впоследствии будут добыты из пласта. В других вариантах нефть или подобный гидрофобный материал может быть введен в подземную формацию, чтобы разрушить разрушаемые частицы для герметизации и/или разрушаемую пробку из частиц.
Примеры подходящих комбинаций разрушаемых веществ могут включать в себя, например, поли(молочную кислоту) / тетраборат натрия, поли(молочную кислоту) / борную кислоту, поли(молочную кислоту) / карбонат кальция, поли(молочную кислоту) / оксид магния, полиакриламид / поливиниловый спирт и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления комбинация разрушаемых веществ может быть выбрана таким образом, что, когда одно вещество разрушается, остаток разрушаемых частиц для герметизации распадается, так что остаток распавшихся частиц становится растворимым в жидкости для обработки. В некоторых вариантах осуществления, когда одно разрушаемое вещество разрушается, другое вещество может подвергаться воздействию жидкости для обработки, в которой оно исходно растворимо. В некоторых вариантах осуществления, когда одно разрушаемое вещество разрушается, другое вещество может подвергаться воздействию условий, в которых оно химически нестабильно, и впоследствии разрушаться. В некоторых вариантах комбинации разрушаемых веществ могут быть смешаны друг с другом. В других вариантах осуществления одно разрушаемое вещество может быть использовано, чтобы покрыть второе разрушаемое вещество.
В одном варианте осуществления подходящие разрушаемые частицы для герметизации могут быть получены на основе суспензионной добавки BIOVERT™, которая является коммерчески доступной от компании Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Добавка BIOVERT™ представляет собой полимерный материал, содержащий около 90%-100% полилактида, с удельным весом около 1,25. Полилактид может разрушаться под воздействием основания или кислоты. В соответствии с вариантами осуществления согласно настоящему изобретению к суспензионной добавке BIOVERT™ может быть добавлено основание, чтобы ускорить в ней скорость разрушения полилактидных частиц, но не полилактидных частиц, осажденных в виде разрушаемой пробки из частиц. После осаждения в виде разрушаемой пробки из частиц полилактидные частицы могут быть разрушены под действием температуры пласта. Сказанное выше противоречит применению добавки BIOVERT™ в настоящее время, так как обычно считается нежелательным увеличивать скорость разрушения полилактидных частиц.
В одном варианте осуществления подходящие разрушаемые частицы для герметизации могут содержать комбинацию полиакриламида или его сополимера и поливинилового спирта. В частности, в некоторых вариантах осуществления сшитый полиакриламидный гель может быть объединен с существующими частицами из поливинилового спирта. В таких вариантах полиакриламид может быть разрушен, возможно в присутствии основания (например, карбоната кальция), окислителя и/или тепла, и после удаления полиакриламида частицы из поливинилового спирта могут медленно становиться растворимыми в жидкости для обработки при температуре пласта. Другие подходящие разрушающие вещества для полиакриламида могут включать, например, оксид магния и различные окислители. В некоторых вариантах осуществления основание, используемое для разрушения полиакриламида, может возникнуть из подземной формации (например, карбонат кальция из пласта сланца). В некоторых вариантах осуществления карбонат кальция или подобное основание может быть добавлено к жидкости для обработки, содержащей разрушаемые частицы для герметизации. В некоторых вариантах осуществления карбонат кальция или подобное основание может присутствовать как часть разрушаемых частиц для герметизации.
В некоторых вариантах для дальнейшего изменения скорости разрушения разрушаемых частиц для герметизации можно использовать распределение размеров частиц. Например, мелкие частицы могут разрушиться более быстро вследствие их большей площади поверхности на единицу массы.
В некоторых вариантах осуществления разрушаемые частицы для герметизации могут быть саморазрушаемыми. То есть разрушаемые частицы для герметизации могут со временем естественным образом разрушаться, особенно при контакте с подземной средой. В некоторых вариантах осуществления разрушение саморазрушающихся частиц для герметизации может быть связано с присущей частицам нестабильностью или их нестабильностью в присутствии компонента или условия (например, температуры), естественным образом присутствующего в подземной формации. В некоторых вариантах осуществления саморазрушающиеся частицы могут разрушаться, становясь медленно растворимыми в жидкости для обработки, например, становясь гидратированными или дегидратированными, или изменяясь некоторым физическим способом (например, изменение размера частиц или формы частиц, посредством чего они становятся более растворимыми). Опять же, размер частиц и другие морфологические свойства могут быть использованы для изменения скорости разрушения саморазрушающихся частиц для герметизации.
В некоторых вариантах осуществления скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации может быть ускорена в присутствии добавки. В некоторых вариантах осуществления добавка может присутствовать в жидкости для обработки, содержащей разрушаемые частицы для герметизации. В таких вариантах добавка может присутствовать в жидкости для обработки в концентрации, при которой разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки разрушаются быстрее, чем в разрушаемой пробке из частиц. В альтернативных вариантах добавка может быть введена в подземную формацию после того, как разрушаемая пробка из частиц была сформирована. В других воплощениях добавка может присутствовать как часть разрушаемых частиц для герметизации. В некоторых вариантах осуществления добавка может быть разработана таким образом, что разрушающий компонент постепенно высвобождается в жидкость для обработки в течение периода времени, так что в ней достигается достаточная концентрация для разрушения разрушаемых частиц для герметизации. Например, в жидкости для обработки может присутствовать образующее кислоту соединение, такое как сложный эфир или ортоэфир, в такой жидкости для обработки разрушаемые частицы для герметизации первоначально являются стабильными, но жидкость для обработки постепенно становится все более и более разрушительной для разрушаемых в кислоте или растворимых в кислоте соединений. В некоторых вариантах осуществления добавка сама по себе может быть разработана с разрушаемым покрытием, так что разрушающий компонент высвобождается в жидкость для обработки в течение определенного периода времени. Следует также далее отметить, что при желании для конкретного применения в жидкость для обработки может быть добавлена добавка, которая уменьшает, а не увеличивает скорость разрушения. Например, скорость разрушения может быть замедлена добавкой, чтобы сохранить целостность разрушаемых частиц для герметизации, чтобы обеспечить достаточное время для формирования разрушаемой пробки из частиц.
Примеры добавок, которые могут увеличивать скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации, могут включать такие вещества, как, например, кислоты, основания, окислители, растворители, нефть, хелатирующие агенты, ферменты, азосоединения, буферы, катализаторы, соединения, усиливающие растворимость, поверхностно-активные вещества, вещества, образующие кислоту (например, сложные эфиры и ортоэфиры), вещества, образующие основание, и любые их комбинации. В некоторых вариантах осуществления в качестве добавки для увеличения скорости разрушения могут быть использованы соединения, содержащие несколько гидроксильных групп, такие как, например, сорбит, ксилит и мальтит. Учитывая тип разрушаемых частиц для герметизации, используемых в конкретном применении, обычный специалист в данной области сможет подобрать для них соответствующую добавку для увеличения скорости их разрушения до желаемой степени.
В некоторых вариантах добавка также может использоваться, чтобы увеличить скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц. В некоторых вариантах осуществления добавка, используемая для ускорения разрушения разрушаемой пробки из частиц, может представлять собой то же количество добавки, добавленное для разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки. То есть добавка в жидкости для обработки может увеличить скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц, хотя это происходит медленнее, чем для разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки. В некоторых вариантах осуществления для разрушения разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц в подземную формацию может быть введено отдельное количество добавки. Как правило, добавку, используемую для ускорения разрушения разрушаемой пробки из частиц, вводят после проведения разрыва, но ее также можно ввести до проведения операции разрыва или одновременно с жидкостью для разрыва, особенно если добавка медленно разрушает разрушаемую пробку из частиц. Например, в одном варианте добавка может быть частью разрушаемых частиц для герметизации в разрушаемой пробке из частиц. Когда добавка используется для ускорения разрушения разрушаемой пробки из частиц, добавка может быть такой же, как добавка, используемая для ускорения разрушения разрушаемых частиц для герметизации в жидкости для обработки, или отличаться от нее. Например, для разрушения разрушаемой пробки из частиц из-за более низкой доступности разрушаемой пробки из частиц может потребоваться более агрессивная добавка.
В некоторых вариантах добавка, входящая или введенная в жидкость для обработки для ускорения разрушения разрушаемых частиц для герметизации, может присутствовать по меньшей мере в стехиометрическом количестве относительно разрушаемых частиц для герметизации, вводимых в подземную формацию. Присутствие по меньшей мере стехиометрического количества добавки может гарантировать, что все разрушаемые частицы для герметизации разрушатся до проведения операции разрыва пласта. В альтернативных вариантах добавка может быть использована в субстехиометрическом количестве, чтобы присутствующее количество добавки было достаточным для частичного разрушения разрушаемых частицы для герметизации, и остаток разрушаемых частиц для герметизации разрушался посредством естественного пути разрушения. Причины, из-за которых возможно использование субстехиометрического количества добавки, могут включать, например, нежелательное влияние больших количеств добавки на разрушаемые частицы для герметизации в разрушаемой пробке из частиц или потенциальная возможность повреждения подземной формации большими количествами добавки.
В некоторых вариантах осуществления после того, как жидкость для обработки станет по существу свободной от частиц, она может быть использована для проведения операции разрыва. Например, жидкость для обработки может быть закачана при давлении, которое может создать или увеличить по меньшей мере один разрыв в подземной формации, где давление поддерживают в течение времени, когда формируется разрушаемая пробка из частиц и разрушаются разрушаемые частицы для герметизации в жидкости для обработки. В других вариантах осуществления, после того, как жидкость для обработки стала по существу свободной от частиц, в подземную формацию при давлении, достаточном для создания или увеличения по меньшей мере одного разрыва в подземной формации, может быть введена отдельная жидкость для разрыва. В таких вариантах по существу свободная от частиц жидкость для обработки может оставаться в подземной формации и служить в качестве жидкостной «подушки» для введения жидкости для разрыва. Альтернативно, в некоторых вариантах осуществления по существу свободная от частиц жидкость для обработки может быть выкачана из подземной формации до введения жидкости для разрыва. В некоторых вариантах осуществления жидкость для разрыва может содержать расклинивающий наполнитель для завершения операции разрыва. Подходящие расклинивающие агенты хорошо известны обычным специалистам в данной области.
Способы согласно настоящему изобретению могут быть особенно полезны при использовании в подземных формациях, где ствол скважины включает муфты гидроразрыва. Муфты гидроразрыва могут быть использованы, чтобы обеспечить разобщение в подземной формации без использования сложных способов разобщения пластов. Кроме того, муфты гидроразрыва могут быть использованы в качестве альтернативы цементированию для заканчивания скважины. Специалисту в данной области хорошо известно множество типов муфт гидроразрыва. Специалисту в данной области техники также известны преимущества использования муфт гидроразрыва в консолидированных формациях с низкой проницаемостью, таких как, например, плотные пески и сланцы. Как отмечалось ранее, эффективность потока жидкости в кольцевом пространстве, ограниченном муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации, может быть низкой, так что после того, как все муфты гидроразрыва были открыты и в подземной формации нарушено разобщение пластов, в связи с наличием частиц может быть затруднительным выполнить последующие операции разрыва. В связи с этим способы согласно настоящему изобретению могут решить эту проблему, известную в уровне техники, позволяя проводить последующие операции разрыва, при которых существующие разломы в законченном стволе скважины находятся позади муфт гидроразрыва.
Тип подземной формации, который можно обрабатывать в соответствии со способами согласно настоящему изобретению, обычно может варьировать без ограничений. Сланцевые формации, в частности, могут представлять собой особенно трудную техническую задачу, которая, однако, может быть легко решена с помощью способов согласно настоящему изобретению, в частности, когда присутствуют муфты гидроразрыва. Аналогичным образом, ориентация ствола скважины, подлежащей обработке в соответствии с вариантами осуществления согласно настоящему изобретению, также обычно может варьировать без ограничений. В некоторых вариантах осуществления ствол скважины может представлять собой вертикальный ствол скважины. В других вариантах ствол скважины может представлять собой горизонтальный ствол скважины.
Для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения представлены следующие примеры предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения. Следующие примеры не должны быть истолкованы как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Примеры
Пример 1: разрушаемые пробки из частиц, включающие безводный тетраборат натрия.
Безводный тетраборат натрия является примером медленно растворимого соединения. В качестве контроля образец массой 1 грамм помещали в 100 мл воды и проводили растворение. При комнатной температуре для полного растворения требовалось 72 часа, а при 180°F (82°C) для полного растворения требовалось 48 часов. Когда к воде добавили 1 моль сорбита на 1 моль тетрабората натрия, полное растворение было достигнуто всего за 2,25 ч при комнатной температуре.
Получили суспензию, содержащую 350 мл воды, 0,7 г ксантана, 7 г крахмала, 30 г безводного тетраборат натрия и один молярный эквивалент сорбита на моль тетрабората натрия. После смешивания свежеприготовленную суспензию выливали в диск с прорезями 0,05 дюйма (1,27 мм), вставленный в фильтрационную ячейку Fann HPHT Filtration Cell, при комнатной температуре. Через 15 минут испытательную ячейку закрывали, нагнетали давление 200 фунтов на квадратный дюйм (1379 кПа), и для создания фильтрующего слоя на диске открывали нижний клапан ячейки. После формирования фильтрующего слоя и прекращения потока жидкости давление поддерживали в течение 8 часов, затем ячейку разбирали. Фильтрование жидкости, оставшейся над фильтрующим слоем, показало, что она была по существу свободной от твердых частиц. Это означает, что фильтрующий слой разрушается с меньшей скоростью, чем суспензия становится свободной от частиц. Фильтрующий слой был способен удерживать давление в течение 48 часов при давлении 200 фунтов на квадратный дюйм (1379 кПа).
Следовательно, настоящее изобретение хорошо подходит для достижения результатов и преимуществ, указанных в настоящем документе, а также других результатов и преимуществ, которые ему присущи. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, исходя из настоящего раскрытия. Кроме того, описанные в настоящем документе детали конструкций или инженерных решений не должны быть ограничены каким-либо иным образом, кроме как описано в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные примеры вариантов осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы, и все такие изменения находятся в пределах объема и сущности настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно описанное в настоящем документе, может быть соответствующим образом осуществлено в отсутствие любого элемента, специально не раскрытого в настоящем документе и/или любого необязательного элемента, раскрытого в настоящем документе. Хотя композиции и способы описаны в терминах «содержат», «содержащие» или «включающие» по отношению к различным компонентам или стадиям, композиции и способы могут также «состоять по существу из» или «состоять из» различных компонентов и стадий. Все числа и диапазоны, раскрытые выше, могут варьировать на некоторое значение. Когда в документе раскрыт численный диапазон, имеющий нижний предел и верхний предел, любое количество и любой поддиапазон, попадающие в указанный диапазон, также специально раскрыты в настоящем документе. В частности, каждый диапазон значений (вида «от около А до около В», или, что эквивалентно, «примерно от А до В», или, что эквивалентно, «примерно А-В»), раскрытый в настоящем документе, следует понимать как раскрытие каждого числа и диапазона, охватываемых более широким диапазоном значений. Кроме того, термины, использованные в формуле изобретения, имеют свой общепринятый, обычный смысл, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, употребление терминов в единственном числе в формуле изобретения в настоящем документе означает один элемент или более чем один элемент, указанный таким образом. Если существует конфликт в применении слова или термина между данным описанием и одним или несколькими патентами или другими документами, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, должны быть приняты определения, которые согласуются с настоящим описанием.
Claims (21)
1. Способ инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, содержащем разломы, включающий:
введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом;
герметизацию существующего разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации, тем самым формируя разрушаемую пробку из частиц;
разрушение любых разрушаемых частиц для герметизации, оставшихся в жидкости для обработки, после герметизации, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой; и
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
введение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации, в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом;
герметизацию существующего разлома по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации, тем самым формируя разрушаемую пробку из частиц;
разрушение любых разрушаемых частиц для герметизации, оставшихся в жидкости для обработки, после герметизации, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой; и
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий разрушение разрушаемой пробки из частиц после разрыва пласта.
3. Способ по п. 2, дополнительно включающий введение добавки в ствол скважины, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц.
4. Способ по п. 1, в котором жидкость для обработки дополнительно содержит добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации.
5. Способ по п. 4, в котором добавка содержит по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы, состоящей из кислоты, основания, окислителя, растворителя, нефти, хелатирующего агента, фермента, азосоединения, буфера, катализатора, соединения, усиливающего растворимость, поверхностно-активного вещества, вещества, образующего кислоту, и любую их комбинации.
6. Способ по п. 1, в котором законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации.
7. Способ по п. 1, в котором разрушаемые частицы для герметизации содержат по меньшей мере одно разрушаемое вещество, выбранное из группы,
состоящей из органической соли, неорганической соли, полилактида, полимолочной кислоты, полиакриламида, полиакрилата, поливинилового спирта, обезвоженного бората, сложного поли(ортоэфира), соединения, растворимого в кислоте, соединения, растворимого в основаниях, соединения, разрушаемого под действием окисления, ферментативно разрушаемого соединения, разрушаемого полимера, соединения, растворимого в нефти, полимера, растворимого в нефти, простого полиэфира, сложного полиэфира, простого полиэфирамида, сложного полиэфирамида, полиэтилен оксида, многоатомного спирта, полиамида, полиацеталя, поликетона, поликарбоната, полиангидрида, полиуретана, сложного полиэфируретана, поликарбонат уретана, поликапролактон уретана, воска, гидрогенизированного соевого масла, полисиликона, полисахарида, ксантана, этилцеллюлозы, ацетилированной гуаровой смолы, метилцеллюлозы, ацетилированного полисахарида, пропилированного полисахарида, крахмала, дериватизированного крахмала, хитозана, хитина, и любой их комбинации.
состоящей из органической соли, неорганической соли, полилактида, полимолочной кислоты, полиакриламида, полиакрилата, поливинилового спирта, обезвоженного бората, сложного поли(ортоэфира), соединения, растворимого в кислоте, соединения, растворимого в основаниях, соединения, разрушаемого под действием окисления, ферментативно разрушаемого соединения, разрушаемого полимера, соединения, растворимого в нефти, полимера, растворимого в нефти, простого полиэфира, сложного полиэфира, простого полиэфирамида, сложного полиэфирамида, полиэтилен оксида, многоатомного спирта, полиамида, полиацеталя, поликетона, поликарбоната, полиангидрида, полиуретана, сложного полиэфируретана, поликарбонат уретана, поликапролактон уретана, воска, гидрогенизированного соевого масла, полисиликона, полисахарида, ксантана, этилцеллюлозы, ацетилированной гуаровой смолы, метилцеллюлозы, ацетилированного полисахарида, пропилированного полисахарида, крахмала, дериватизированного крахмала, хитозана, хитина, и любой их комбинации.
8. Способ по п. 1, в котором подземная формация включает сланцевую формацию.
9. Способ по п. 1, дополнительно включающий добавление жидкости для разрыва, содержащей расклинивающий наполнитель, для завершения разрыва.
10. Способ по п. 1, дополнительно включающий добычу текучего вещества из подземной формации.
11. Способ инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, содержащем разломы, включающий:
обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации и добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации;
введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, так что существующий разлом герметизируется по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с образованием разрушаемой пробки из частиц;
обеспечение достаточного времени для разрушения любых разрушаемых частиц для герметизации, остающихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой; и
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации и добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации;
введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую существующий разлом, так что существующий разлом герметизируется по меньшей мере частью разрушаемых частиц для герметизации с образованием разрушаемой пробки из частиц;
обеспечение достаточного времени для разрушения любых разрушаемых частиц для герметизации, остающихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой; и
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее по меньшей мере один новый разлом.
12. Способ по п. 11, дополнительно включающий разрушение разрушаемой пробки из частиц после разрыва пласта.
13. Способ по п. 12, дополнительно включающий введение добавки в ствол скважины, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц.
14. Способ по п. 11, в котором добавка содержит по меньшей мере одно вещество, выбранное из группы, состоящей из кислоты, основания, окислителя, растворителя, нефти, хелатирующего агента, фермента, азосоединения, буфера, катализатора, соединения, усиливающего растворимость, поверхностно-активного вещества, вещества, образующего кислоту, и любой их комбинации.
15. Способ по п. 11, в котором законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации.
16. Способ по п. 11, в котором разрушаемые частицы для герметизации содержат по меньшей мере одно разрушаемое вещество, выбранное из группы, состоящей из органической соли, неорганической соли, полилактида, полимолочной кислоты, полиакриламида, полиакрилата, поливинилового спирта, обезвоженного бората, сложного поли(ортоэфира), соединения, растворимого в кислоте, соединения, растворимого в основаниях, соединения, разрушаемого под действием окисления, ферментативно разрушаемого соединения, разрушаемого полимера, соединения, растворимого в нефти, полимера, растворимого в нефти, простого полиэфира, сложного полиэфира, простого полиэфирамида, сложного полиэфирамида, полиэтилен оксида, многоатомного спирта, полиамида, полиацеталя, поликетона, поликарбоната, полиангидрида, полиуретана, сложного полиэфируретана, поликарбонат уретана, поликапролактон уретана, воска, гидрогенизированного соевого масла, полисиликона, полисахарида, ксантана, этилцеллюлозы, ацетилированной гуаровой смолы, метилцеллюлозы, ацетилированного полисахарида, пропилированного полисахарида, крахмала, дериватизированного крахмала, хитозана, хитина, и любой их комбинации.
17. Способ по п. 11, в котором подземная формация включает сланцевую формацию.
18. Способ инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, содержащем разломы, включающий:
обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации;
введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую первое множество разломов, так что в первое множество разломов проникает по меньшей мере часть разрушаемых частиц для герметизации с образованием в них разрушаемой пробки из частиц;
где законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации;
обеспечение достаточного времени для разрушения любых разрушаемых частиц для герметизации, остающихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой;
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее второе множество разломов; и
разрушение разрушаемой пробки из частиц после разрыва пласта.
обеспечение жидкости для обработки, содержащей множество разрушаемых частиц для герметизации;
введение жидкости для обработки в законченный ствол скважины, проникающий через подземную формацию, имеющую первое множество разломов, так что в первое множество разломов проникает по меньшей мере часть разрушаемых частиц для герметизации с образованием в них разрушаемой пробки из частиц;
где законченный ствол скважины включает кольцевое пространство, ограниченное муфтой гидроразрыва и поверхностью подземной формации;
обеспечение достаточного времени для разрушения любых разрушаемых частиц для герметизации, остающихся в жидкости для обработки, так что жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, в то время как указанная разрушаемая пробка из частиц является целой;
после того, как жидкость для обработки становится по существу свободной от частиц, разрыв подземной формации, чтобы ввести в нее второе множество разломов; и
разрушение разрушаемой пробки из частиц после разрыва пласта.
19. Способ по п. 18, в котором жидкость для обработки дополнительно содержит добавку, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемых частиц для герметизации.
20. Способ по п. 18, дополнительно включающий введение добавки в ствол скважины после разрыва, которая увеличивает скорость разрушения разрушаемой пробки из частиц.
21. Способ по п. 18, дополнительно включающий добычу текучего вещества из подземной формации.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/307,790 | 2011-11-30 | ||
| US13/307,790 US8720556B2 (en) | 2011-11-30 | 2011-11-30 | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
| PCT/US2012/059277 WO2013081727A1 (en) | 2011-11-30 | 2012-10-09 | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present therein |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2578696C1 true RU2578696C1 (ru) | 2016-03-27 |
Family
ID=47116390
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014118558/03A RU2578696C1 (ru) | 2011-11-30 | 2012-10-09 | Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8720556B2 (ru) |
| EP (1) | EP2785813A1 (ru) |
| CN (1) | CN103930515A (ru) |
| AU (1) | AU2012346468B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014012559A2 (ru) |
| CA (1) | CA2853629C (ru) |
| CO (1) | CO7030952A2 (ru) |
| MX (1) | MX358433B (ru) |
| RU (1) | RU2578696C1 (ru) |
| WO (1) | WO2013081727A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685516C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8720556B2 (en) | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
| AU2014376378B2 (en) * | 2014-01-09 | 2016-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation |
| MX2016015593A (es) * | 2014-07-07 | 2017-06-26 | Halliburton Energy Services Inc | Herramientas del interior del pozo que comprenden elementos de cierre hermetico degradables en fluido acuoso. |
| JP6451160B2 (ja) * | 2014-09-09 | 2019-01-16 | 東洋製罐グループホールディングス株式会社 | 加水分解性樹脂粒子からなる粉体 |
| US9995120B2 (en) * | 2014-11-13 | 2018-06-12 | Saudi Arabian Oil Company | Flowing fracturing fluids to subterranean zones |
| CA2970650C (en) * | 2015-01-23 | 2019-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates |
| EP3350280A1 (en) | 2015-09-17 | 2018-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Chemical imbibition by gels containing surfactants for fractured carbonate reservoirs |
| CN105482799B (zh) * | 2015-11-30 | 2018-09-14 | 长江大学 | 一种自降解水力压裂暂堵转向剂及其制备方法 |
| NL2016185B1 (en) * | 2016-01-29 | 2017-08-10 | Halpa Intellectual Properties B V | Method for counteracting land subsidence in the vicinity of an underground reservoir. |
| US10301903B2 (en) | 2016-05-16 | 2019-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| CN108531152B (zh) * | 2017-03-01 | 2020-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低密度、高强度可降解暂堵剂及其制备方法 |
| US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
| US11746282B2 (en) | 2018-06-08 | 2023-09-05 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| US11274243B2 (en) | 2018-06-08 | 2022-03-15 | Sunita Hydrocolloids Inc. | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
| CN109233773A (zh) * | 2018-11-06 | 2019-01-18 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种段内多簇压裂改造非线性自降解暂堵剂及制备方法 |
| CA3112252C (en) * | 2018-11-30 | 2023-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore treatment fluids comprising composite diverting particulates |
| US11827849B2 (en) | 2019-08-13 | 2023-11-28 | Xpand Oil & Gas Solutions, Llc | Gas generating compositions and uses |
| CN111058817B (zh) * | 2019-11-12 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种多段射孔压裂水平井井筒完整性恢复方法 |
| CN111621272A (zh) * | 2020-04-30 | 2020-09-04 | 中国石油大学(华东) | 一种自清洁可降解压裂暂堵剂、制备方法及其应用 |
| CN112064091B (zh) * | 2020-08-21 | 2021-10-26 | 广东机电职业技术学院 | 一种微弧氧化膜层的封孔方法 |
| CN114958323B (zh) * | 2022-05-26 | 2023-06-09 | 长江大学 | 一种用于储层堵漏的自降解凝胶及其制备方法 |
| CN116396741B (zh) * | 2023-04-11 | 2024-04-30 | 四川川庆井下科技有限公司 | 一种抗菌可降解助排剂及其制备方法 |
| CN116425970A (zh) * | 2023-04-20 | 2023-07-14 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | 一种自降解暂堵剂及其制备方法和应用 |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2838116A (en) * | 1956-10-22 | 1958-06-10 | Pan American Petroleum Corp | Producing multiple fractures in a formation penetrated by a well |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4107057A (en) | 1977-01-19 | 1978-08-15 | Halliburton Company | Method of preparing and using acidizing and fracturing compositions, and fluid loss additives for use therein |
| US5680900A (en) | 1996-07-23 | 1997-10-28 | Halliburton Energy Services Inc. | Method for enhancing fluid loss control in subterranean formation |
| US7036587B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting treating fluids in subterranean zones and degradable diverting materials |
| US7066265B2 (en) * | 2003-09-24 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of production enhancement and completion of a well |
| US7185703B2 (en) * | 2004-06-18 | 2007-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole completion system and method for completing a well |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7775278B2 (en) | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US20070281870A1 (en) | 2006-06-02 | 2007-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimuli-degradable gels |
| US7934556B2 (en) * | 2006-06-28 | 2011-05-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for treating a subterranean formation using diversion |
| CN101553552A (zh) * | 2006-10-24 | 2009-10-07 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 可降解材料辅助转向 |
| US7565929B2 (en) | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US20080217011A1 (en) | 2007-03-06 | 2008-09-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a treatment fluid containing a gelling agent and subsequently breaking the gel with an oxidizer |
| US8109335B2 (en) * | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable diverting agents and associated methods |
| US8720556B2 (en) | 2011-11-30 | 2014-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for initiating new fractures in a completed wellbore having existing fractures present |
-
2011
- 2011-11-30 US US13/307,790 patent/US8720556B2/en active Active
-
2012
- 2012-10-09 CA CA2853629A patent/CA2853629C/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-10-09 WO PCT/US2012/059277 patent/WO2013081727A1/en active Application Filing
- 2012-10-09 EP EP12780965.5A patent/EP2785813A1/en not_active Withdrawn
- 2012-10-09 RU RU2014118558/03A patent/RU2578696C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-10-09 BR BR112014012559A patent/BR112014012559A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-10-09 AU AU2012346468A patent/AU2012346468B2/en not_active Ceased
- 2012-10-09 MX MX2014005521A patent/MX358433B/es active IP Right Grant
- 2012-10-09 CN CN201280055791.7A patent/CN103930515A/zh active Pending
-
2014
- 2014-05-09 CO CO14100071A patent/CO7030952A2/es unknown
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2838116A (en) * | 1956-10-22 | 1958-06-10 | Pan American Petroleum Corp | Producing multiple fractures in a formation penetrated by a well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685516C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112014012559A2 (pt) | 2017-06-13 |
| US8720556B2 (en) | 2014-05-13 |
| US20130133887A1 (en) | 2013-05-30 |
| CO7030952A2 (es) | 2014-08-21 |
| EP2785813A1 (en) | 2014-10-08 |
| AU2012346468A1 (en) | 2014-05-15 |
| WO2013081727A1 (en) | 2013-06-06 |
| CA2853629C (en) | 2016-11-29 |
| CN103930515A (zh) | 2014-07-16 |
| MX358433B (es) | 2018-08-06 |
| MX2014005521A (es) | 2014-07-11 |
| AU2012346468B2 (en) | 2014-12-11 |
| CA2853629A1 (en) | 2013-06-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578696C1 (ru) | Способы инициирования новых разломов в законченном стволе скважины, уже содержащем разломы | |
| US7784541B2 (en) | System and method for low damage fracturing | |
| US7829507B2 (en) | Subterranean treatment fluids comprising a degradable bridging agent and methods of treating subterranean formations | |
| US6818594B1 (en) | Method for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use | |
| EP1814959B1 (en) | Method of drilling a well bore in a subterranean formation and the use of a well drill-in fluid to establish a filter cake in at least a portion of a well bore. | |
| US9410075B2 (en) | Far field diversion technique for treating subterranean formation | |
| US7080688B2 (en) | Compositions and methods for degrading filter cake | |
| US7553800B2 (en) | In-situ filter cake degradation compositions and methods of use in subterranean formations | |
| CA2390647C (en) | Method and composition for the triggered release of polymer-degrading agents for oil field use | |
| EP2185792B1 (en) | Delayed breaker | |
| CA2595980A1 (en) | Methods and compositions relating to the hydrolysis of water-hydrolysable materials | |
| EA008140B1 (ru) | Саморазрушающаяся фильтрационная корка | |
| BRPI0806243A2 (pt) | método para estimular uma porção de uma formação subterránea | |
| BRPI0509306B1 (pt) | processos para desintegrar a torta do filtro em uma formação subterránea, e para impedir o dano às telas e outro equipamento subterráneo durante a colocação em uma formação subterránea, tela ou outro equipamento subterráneo, e, uso de um polìmero sólido. | |
| AU2011372058A1 (en) | Breaker fluids for wellbore fluids and methods of use | |
| WO2016115344A1 (en) | Internal breaker for water-based fluid and fluid loss control pill |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201010 |