RU2657065C2 - Состав для обработки скважины - Google Patents
Состав для обработки скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2657065C2 RU2657065C2 RU2016139795A RU2016139795A RU2657065C2 RU 2657065 C2 RU2657065 C2 RU 2657065C2 RU 2016139795 A RU2016139795 A RU 2016139795A RU 2016139795 A RU2016139795 A RU 2016139795A RU 2657065 C2 RU2657065 C2 RU 2657065C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fiber
- composition
- proppant
- carrier fluid
- well
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 144
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 81
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims abstract description 41
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 32
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 23
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 18
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 17
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 7
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 claims description 4
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 4
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims description 3
- VSSAADCISISCOY-UHFFFAOYSA-N 1-(4-furo[3,4-c]pyridin-1-ylphenyl)furo[3,4-c]pyridine Chemical compound C1=CN=CC2=COC(C=3C=CC(=CC=3)C3=C4C=CN=CC4=CO3)=C21 VSSAADCISISCOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 claims description 2
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004693 Polybenzimidazole Substances 0.000 claims description 2
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004734 Polyphenylene sulfide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- 229920001328 Polyvinylidene chloride Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 claims description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 claims description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 claims description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920002463 poly(p-dioxanone) polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002480 polybenzimidazole Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000622 polydioxanone Substances 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000069 polyphenylene sulfide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims description 2
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005033 polyvinylidene chloride Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 claims description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 7
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 4
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N L-lactic acid Chemical compound C[C@H](O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-REOHCLBHSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 229910021485 fumed silica Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229920005573 silicon-containing polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BYEAHWXPCBROCE-UHFFFAOYSA-N 1,1,1,3,3,3-hexafluoropropan-2-ol Chemical compound FC(F)(F)C(O)C(F)(F)F BYEAHWXPCBROCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N Betaine Natural products C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical class OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O N,N,N-trimethylglycinium Chemical compound C[N+](C)(C)CC(O)=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920005372 Plexiglas® Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920004935 Trevira® Polymers 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N disiloxane Chemical class [SiH3]O[SiH3] KPUWHANPEXNPJT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008394 flocculating agent Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)
- Biological Treatment Of Waste Water (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Artificial Filaments (AREA)
- Internal Circuitry In Semiconductor Integrated Circuit Devices (AREA)
- Inert Electrodes (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Chemical Or Physical Treatment Of Fibers (AREA)
- Spinning Methods And Devices For Manufacturing Artificial Fibers (AREA)
Abstract
Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий: закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированные в ней проппант и волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, и поддержание скорости закачки указанного состава для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм, причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 2 пр.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка испрашивает приоритет международной патентной заявки №PCT/RU2014/000271, поданной 15 апреля 2014 г. Раскрытие приоритетной заявки полностью включено в настоящий документ путем ссылки.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Утверждения в этом разделе содержат исходную информацию, связанную с настоящим раскрытием, и не могут представлять предшествующий уровень техники.
Волокна используются в некоторых вариантах обработки при гидроразрыве пласта (ГРП), где состав для обработки скважины с повышенной вязкостью используют для переноса проппанта и/или где обеспечиваемое волокном волоконное тампонирование является желательным, например, при отклонении потока в пределах скважины. Однако при использовании низковязких жидкостей, например, при обработках с использованием реагента на водной основе (также иногда называемого жидкостью для водного ГРП), для обеспечения гидроразрыва сланцевых или низкопроницаемых пластов, волоконное тампонирование может быть нежелательным явлением, и малые значения ширины трещины могут еще больше усиливать склонность волоконной дисперсии к волоконному тампонированию. Соответственно, существует потребность в дальнейших улучшениях в этой области технологии.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
В некоторых вариантах осуществления в соответствии с раскрытием, приведенным в настоящем документе, композиции, способы и системы, в которых используются волокна, применяют в низковязких составах для обработки для уменьшения осаждения проппанта, но при этом не проявляя склонность к волоконному тампонированию.
В вариантах осуществления описаны композиции, содержащие низковязкую несущую жидкость, проппанты и полимерные волокна, содержащие от 0,1 до 20% (масс.) силикона.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки скважины может содержать низковязкую несущую жидкость, например, имеющую вязкость менее чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. Такое волокно может присутствовать в некоторых вариантах осуществления в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, например, при проведении статического теста по осаждению суспензии проппанта или теста с длинной/большой щелью без волоконного тампонирования со значениями расхода, равными или составляющими более чем 10 см/с.
В некоторых вариантах осуществления способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, может включать в себя закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. Такое волокно может присутствовать в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, и способ может включать в себя поддержание скорости закачки для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины.
В некоторых вариантах осуществления способ уменьшения осаждения проппанта в низковязком составе для обработки, циркулирующем в стволе скважины, может включать в себя диспергирование волокна в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, и поддержание скорости циркуляции для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины.
В некоторых вариантах осуществления система для обработки пласта может включать в себя пласт, через который проходит ствол скважины; установку для закачки стадии обрабатывающей жидкости (содержит проппант в низковязкой несущей жидкости) в пласт под давлением выше давления гидроразрыва с образованием системы трещин, и установку для подачи волокна в обрабатывающую жидкость. В вариантах осуществления волокно вводят в состав для обработки в количестве, приемлемом для уменьшения осаждения проппанта, и/или стадию подачи состава для обработки осуществляют с расходом, достаточным для предотвращения волоконного тампонирования.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Эти и другие признаки и эффекты станут более понятны путем ссылки на следующее подробное описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми фигурами.
На Фиг. 1А схематически представлено испытательное устройство для оценки тампонирования в соответствии с вариантами осуществления.
На Фиг. 1В схематически представлен увеличенный подробный вид конфигурации щели в испытательном устройстве на Фиг. 1А.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Для содействия пониманию принципов раскрытия настоящим будет дана ссылка на некоторые иллюстративные варианты осуществления текущей заявки. Используемые в настоящем документе одинаковые номера позиций обозначают идентичные элементы на различных фигурах.
В настоящем документе «варианты осуществления» относятся к не имеющим ограничительного характера примерам заявки, раскрытой в настоящем документе, независимо от указания в формуле, которые могут использоваться или присутствовать отдельно или в любой комбинации или перестановке с одним или более другими вариантами осуществления. Каждый вариант осуществления, раскрытый в настоящем документе, должен рассматриваться как дополнительный признак, который должен использоваться с одним или более другими вариантами осуществления, так и как альтернатива, которая должна использоваться отдельно или вместо одного или более других вариантов осуществления. Таким образом, следует понимать, что отсутствует намерение ограничить объем заявленного технического решения, любые изменения и дополнительные модификации в проиллюстрированных вариантах осуществления; кроме того, в настоящем документе предусмотрены любые дополнительные варианты применения принципов заявки, как проиллюстрировано в них, как это стало бы понятно специалисту в данной области техники, к которой относится раскрытие.
Более того, схематические иллюстрации и описания, предложенные в настоящем документе, следует понимать как примеры, и компоненты и операции можно комбинировать или разделять, добавлять или удалять, а также изменять порядок в целом или частично, если иное явно не указано в настоящем документе. Некоторые проиллюстрированные операции могут быть реализованы посредством исполнения на компьютере компьютерного программного продукта на машиночитаемом носителе, где компьютерный программный продукт содержит инструкции, которые приводят к тому, что компьютер исполняет одну или более операций или подает команды на другие устройства для исполнения одной или более операций.
Следует понимать, что, несмотря на то что существенная часть подробного описания ниже может быть представлена в контексте операций гидроразрыва пласта на нефтяном месторождении, результаты текущего раскрытия также могут использоваться в других операциях на нефтяном месторождении, таких как цементирование, гравийная набивка и т.д., или даже операции по обработке скважины, доступной не на нефтяном месторождении.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую низкую вязкость, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. В настоящем документе «низковязкая» жидкость относится к жидкости, имеющей вязкость менее чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С. В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит частицы проппанта и волокна, диспергированные в несущей жидкости.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит от 0,01 до 1 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 0,1 до 8,3 рра (фунтов добавленного проппанта на галлон несущей жидкости)), например, от 0,048 до 0,6 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 0,4 до 5 рра) или от 0,12 до 0,48 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 1 до 4 рра). В настоящем документе загрузка проппанта указана в виде веса проппанта, добавленного на объем несущей жидкости, например, кг/л (рра = фунтов добавленного проппанта на галлон несущей жидкости). Примеры проппантов включают в себя керамический проппант, песок, боксит, стеклянные гранулы, раздробленную ореховую скорлупу, полимерный проппант, проппант в виде стержней и их смеси.
В некоторых вариантах осуществления волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта. В некоторых вариантах осуществления это уменьшение осаждения можно наблюдать, например, при проведении статического теста по осаждению суспензии проппанта при 25°С в течение 90 минут. В некоторых вариантах осуществления тест по осаждению проппанта включает в себя размещение жидкости в сосуде, таком как мерный цилиндр, и регистрацию верхнего уровня диспергированного проппанта в жидкости. Верхний уровень диспергированного проппанта регистрируют с периодическими интервалами времени, одновременно поддерживая условия осаждения. Долю осажденнного проппанта рассчитывают следующим образом:
Волокно уменьшает осаждение проппанта, если доля осажденного проппанта для жидкости, содержащей проппант и волокно, имеет долю осаждения проппанта ниже, чем эта же жидкость без волокна и с проппантом. В некоторых вариантах осуществления доля осажденного проппанта в составе для обработки через 90 минут статического теста по осаждению суспензии проппанта составляет менее чем 50%, например, менее чем 40%.
В некоторых вариантах осуществления волокно диспергируют в несущей жидкости в количестве, недостаточном для волоконного тампонирования, например, как определено в тесте с малой щелью, которое включает закачивание состава для обработки, содержащего несущую жидкость и волокно без проппанта (при 25°С) через испытательное устройство для оценки тампонирования, такое как показано на Фиг. 1А и 1В, содержащее малую/короткую щель шириной 1,0-2,0 мм, поперечной длиной 15-16 мм и длиной 65 мм при расходе, равном 15 см/с, или при расходе, равном 10 см/с.
В некоторых вариантах осуществления волокно диспергируют в несущей жидкости как в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, при этом это количество недостаточно для волоконного тампонирования, причем осаждение и волоконное тампонирование определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении гидравлического теста с узкой трещиной, который включает в себя закачивание состава для обработки при 25°С через длинную/большую щель 1-2 мм, имеющую длину 3 м и высоту 0,5 м, в течение 60 секунд при скорости потока 30 см/с или при скорости потока 15 см/с, относительно эталонной жидкости, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна. В гидравлическом тесте с узкой трещиной, проточная щель представляет собой совокупность панелей с прозрачными окнами для наблюдения за осаждением проппанта в нижней части панелей. Осаждение проппанта уменьшается, если тестирование жидкости с проппантом и волокном приводит к измеримо меньшему осаждению проппанта, чем при использовании той же жидкости и смеси проппанта без волокна при таких же условиях тестирования. Аналогичным образом, в гидравлическом тесте с узкой трещиной наблюдают волоконное тампонирование, если имеет место снижение скорости потока жидкости, что также приводит к накоплению проппанта в пространстве панелей.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит от 1,2 до 12 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (от 10 до 100 ppt (фунтов на тысячу галлонов несущей жидкости)), например, менее чем 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (менее чем 40 ppt) или от 1,2 или 2,4 до 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (от 10 или 20 до 40 ppt).
В некоторых вариантах осуществления волокна представляют собой гофрированные нарубленные волокна. В некоторых вариантах осуществления гофрированные волокна содержат от 1 до 10 волн/см длины, угол гофрирования от 45 до 160 градусов, среднюю длину волокна в растянутом состоянии от 4 до 15 мм и/или средний диаметр от 8 до 40 микрон, или от 8 до 12, или от 8 до 10, или их комбинацию. В некоторых вариантах осуществления волокна имеют низкую гофрированность, равную или составляющую менее чем 5 волн/см длины волокна, например, 1-5 волн/см.
В зависимости от температуры, при которой используют состав для обработки, особенно в условиях ствола скважины, волокна можно выбирать в зависимости от их устойчивости или способности к разложению при предполагаемой температуре. В настоящем раскрытии термины «низкотемпературные волокна», «среднетемпературные волокна» и «высокотемпературные волокна» могут использоваться для указания на температуры, при которых можно использовать волокна с задержанным разложением, например, посредством гидролиза, в условиях ствола скважины. Низкие температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 60°С (140°F) до приблизительно 93°С (200°F); средние температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 94°С (201°F) до приблизительно 149°С (300°F), а высокие температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 149,5°С (301°F) и выше или от приблизительно 149,5°С (301°F) до приблизительно 204°С (400°F).
В некоторых вариантах осуществления волокна содержат полиэфир. В некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при низкой температуре менее чем 93°С, что определяется путем медленного нагрева 10 г волокон в 1 л деионизированной воды до достижения рН воды менее чем 3, и в некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при умеренной температуре в диапазоне от 93°С до 149°С, что определяется путем медленного нагрева 10 г волокон в 1 л деионизированной воды до достижения рН воды менее чем 3, и в некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при высокой температуре выше 149°С, например, в диапазоне от 149,5°С до 204°С. В некоторых вариантах осуществления полиэфир выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров молочной и гликолевой кислот и их комбинаций.
В некоторых вариантах осуществления волокно выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты (PLA), полигликолевой кислоты (PGA), полиэтилентерефталата (ПЭТФ), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, поли(бутилен)сукцината, полидиоксанона, нейлона, стекла, керамики, углерода (включая соединения на основе углерода), элементов в металлической форме, металлических сплавов, шерсти, базальта, акриловых, полиэтиленовых, полипропиленовых, новолоидной смолы, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинондиимидазопиридина, поли(р-фенилена-2,6-бензобисоксазола), вискозной нити, хлопка, целлюлозы и других натуральных волокон, каучука и их комбинаций.
Может использоваться любой тип PLA. В вариантах осуществления при использовании PLA указанная PLA может представлять собой поли-D, поли-L или поли-D, L молочную кислоту или стереокомплекс полимолочной кислоты (sc-PLA) и их смеси. В варианте осуществления PLA может иметь молекулярный вес (Mw) от приблизительно 750 г/моль до приблизительно 5000000 г/моль, или от 5000 г/моль до 1000000 г/моль, или от 10000 г/моль до 500000 г/моль, или от 30000 г/моль до 500000 г/моль. Полидисперсность этих полимеров может находиться в диапазоне от 1,5 до 5.
Характеристическая вязкость полимера PLA, которую можно использовать, при измерении в растворенном виде в гексафтор-2-пропаноле при 30°С с концентрацией полимера 0,1% может составлять от приблизительно 1,0 дл/г до приблизительно 2,6 дл/г или от 1,3 дл/г до 2,3 дл/г.
В вариантах осуществления PLA может иметь температуру стеклования (Tg) более чем приблизительно 20°С, или более 25°С, или более 30°С, или от 35°С до 55°С. В вариантах осуществления PLA может иметь температуру плавления (Тm) ниже приблизительно 140°С, или приблизительно 160°С, или приблизительно 180°С, или от приблизительно 220°С до приблизительно 230°С.
В некоторых вариантах осуществления волокна содержат силикон. Без стремления к ограничению какой-либо теорией предполагается, что волокна, содержащие от 0,1 до 20% (масс.) или от 0,1 до 5% (масс.) силикона, проявляют более высокую способность к диспергированию, одновременно также имея более высокую способность противостоять волоконному тампонированию.
В вариантах осуществления волокно, содержащее полиэфир и силикон, может иметь форму двойного компонента с оболочкой и ядром. В этой конфигурации по меньшей мере оболочка или ядро содержит полиэфир, и один из компонентов или оба содержат от 0,1 до 20% (масс.) силикона. Два компонента могут иметь разную скорость разложения в зависимости от условий.
Силикон может присутствовать в волокне в количестве от 0,1 до 20% (масс.), или от 0,1 до 5% (масс.), или от 0,1 до 3% (масс.), или от 0,5 до 3% (масс). Волокна, содержащие силикон, в настоящем контексте следует понимать, как полимерные волокна, такие как полиэфир, содержащий диспергированную фазу силикона. Этот тип волокон можно получить, например, путем смешивания расплавленного силикона и расплавленных полимеров, а затем совместной экструзии смеси с равномерным распределением силиконового материала. В вариантах осуществления волокна можно получать путем экструзии из гранул термопластичного материала, содержащего силикон и PLA.
В настоящем контексте силикон можно понимать в широком смысле. Силикон, используемый в раскрытии, находится в твердой форме при комнатной температуре (25°С). Как было упомянуто ранее, перед плавлением часть полимера и часть силикона можно, как правило, смешивать как твердые вещества при комнатной температуре так, чтобы можно было получить однородное распределение по волокну полимера. В вариантах осуществления, силикон получают из силиката, например, из кремнезема, или пирогенного диоксида кремния. Если используют пирогенный диоксид кремния, он может иметь удельную площадь поверхности (BET) более приблизительно 30 м2/г или более 50 м2/г. В вариантах осуществления используемый силикон получают из полимера, содержащего силоксан и органические радикалы.
Силиконовые полимеры могут представлять собой циклические полисилоксаны, линейные полисилоксаны, разветвленные полисилоксаны, сшитые полисилоксаны и их смеси.
Линейные полисилоксаны, которые можно использовать, представляют собой те, которые имеют формулу:
Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.
В вариантах осуществления можно использовать циклические полисилоксаны со следующей формулой:
Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.
n может представлять собой целое число, равное, по меньшей мере, 4, 5 или 6.
В вариантах осуществления можно использовать разветвленный полисилоксан со следующей формулой:
Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.
n может быть таким же или отличным для числа от 10 до 10000.
В вариантах осуществления можно использовать сшитые полисилоксаны со следующей формулой:
Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.
В вариантах осуществления используемый силикон представляет собой линейный силикон. В варианте осуществления такой линейный силикон имеет молекулярный вес (Mw) по меньшей мере приблизительно 100000 г/моль, или по меньшей мере 150000 г/моль, или по меньшей мере 200000 г/моль, и до приблизительно 900000 г/моль, или до 700000 г/моль, или до 650000 г/моль, или до 600000 г/моль. В вариантах осуществления используемые несшитые линейные силиконовые полимеры с большим молекулярным весом могут иметь плотность при 25°С от 0,76 до 1,07 г/см3, или от 0,9 до 1,07 г/см3, или от 0,95 до 1,07 г/см3.
Содержащие силикон волокна обеспечивают улучшенный перенос проппанта и уменьшенное осаждение, снижая потребность в объемах закаченной воды (более высокая загрузка проппанта), пониженной потребностью в проппанте (лучше размещение проппанта) и пониженной потребностью в мощности насосов (низкая вязкость жидкости и меньший перепад давления). Волокна могут улучшают перенос проппанта в низковязкой жидкости. После размещения в пласте волокна могут иметь способность к разложению.
Волокна можно использовать при гибридных обработках, например, в таких рабочих режимах, как неоднородное размещение проппанта, и/или импульсное размещение проппанта, и/или закачка волокна. В некоторых вариантах осуществления можно применять график закачки в соответствии с технологией чередования порций проппант-нагруженных порций жидкости, раскрытой в публикации заявки на патент США №US 2008/0135242, которая полностью включена в настоящий документ путем ссылки. В этой конфигурации состав для обработки закачивают на стадиях с высоким содержанием проппанта между стадиями с низким содержанием проппанта. Например, сначала жидкость может представлять собой реагент на водной основе с последующим импульсом (или стадией) закачки проппанта, непосредственно после чего следует еще одна стадия с низким содержанием проппанта. В этой конфигурации модифицированные силиконом волокна могут присутствовать на стадии с низким содержанием проппанта или могут закачиваться непрерывно, что позволяет осуществлять закачку проппантного материала в промежутках между множеством интервалов.
В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость может представлять собой реагент на водной основе или может представлять собой соляной раствор. В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость может содержать линейный гель, например, водорастворимые полимеры, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС), гуар, сополимеры полиакриламида и их производные, например, полимер акриламидометилпропан сульфоната (AMPS), или систему вязкоэластичного сурфактанта, например, бетаина, или т.п. При наличии полимера, его концентрация может быть менее 1,92 г/л (16 ppt), например, от 0,12 г/л (1 ppt) до 1,8 г/л (15 ppt). При использовании вязкоэластичного сурфактанта его концентрация может составлять менее 10 мл/л, например, от 2,5 мл/л до 5 мл/л.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки может включать в себя снижающую фильтрацию добавку, например, мелкие твердые частицы с размером менее чем 10 микрон или сверхтонкие твердые частицы с размером менее чем 1 микрон, или от 30 нм до 1 микрона. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления мелкие твердые частицы представляют собой снижающие фильтрацию добавки, такие как γ-модификация окиси алюминия, коллоидный кремнезем, СаСО3, SiO2, бентонит и т.д., и могут содержать частицы с разными формами, такими как стекловолокно, флокулянты, хлопья, пленки и любые их комбинации или т.п. Коллоидный кремнезем, например, может функционировать как сверхтонкий предотвращающий потерю жидкости агент в зависимости от размера микропор в пласте, а также как загуститель и/или наполнитель в любой сопутствующей жидкости или пенной фазе.
В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость содержит соляной раствор, например, хлорид натрия, бромид калия, хлорид аммония, хлорид калия, хлорид тетраметиламмония и т.п., включая их комбинации. В некоторых вариантах осуществления жидкость может содержать масло, включая синтетические масла, например, в виде обращенной эмульсии или жидкости на масляной основе.
В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит полимерный понизитель трения, например, водорастворимый полимер. Состав для обработки может дополнительно или альтернативно включать в себя, без ограничений, стабилизаторы глин, биоциды, сшиватели, раскрепители, ингибиторы коррозии, стабилизаторы температуры, сурфактанты и/или добавки для предотвращения выноса проппанта. Состав для обработки может дополнительно включать в себя продукт, сформированный в результате разложения, гидролиза, гидратации, химической реакции или другого процесса, который возникает во время получения или эксплуатации.
В некоторых вариантах осуществления способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включает в себя закачку состава для обработки, описанного в настоящем документе, в пласт с образованием системы гидроразрыва и поддержание скорости закачки для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины, такой как, например, полученной в испытательном устройстве для оценки тампонирования без проппанта.
В некоторых вариантах осуществления способ может включать в себя закачку предварительной стадии, стадии без проппанта, завершающей или промывочной стадии или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления предварительная стадия, стадия без проппанта, завершающая или промывочная стадия могут содержать модифицированные силиконом волокна.
Состав для обработки можно получать с использованием блендеров, смесителей и т.п. с помощью стандартного оборудования для получения состава для обработки и оборудования циркуляции и/или закачки в скважину. В некоторых вариантах осуществления предложен способ уменьшения осаждения проппанта в циркулирующем в стволе скважины составе для обработки, причем состав для обработки содержит проппант, диспергированный в низковязкой несущей жидкости.
Способ включает в себя диспергирование волокна в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, таком как, например, измеренное при проведении теста с малой щелью, и поддержание скорости циркуляции для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины, такой как, например, определяемая в испытательном устройстве для оценки тампонирования без проппанта и/или в гидравлическом тесте с узкой трещиной. В некоторых вариантах осуществления состав для обработки дополнительно содержит полимерный понизитель трения.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления стадию (-и) с проппантом можно закачивать в систему трещин с использованием любой из доступных методик размещения проппанта, включая технологию неоднородного размещения проппанта, причем низковязкий состав для обработки в настоящем документе используют вместо или в дополнение к любому содержащему проппант составу для обработки, такому как, например, те, которые раскрыты в US 3,850,247; US 5,330,005; US 7,044,220; US 7,275,596; US 7,281,581; US 7,325,608; US 7,380,601; US 7,581,590; US 7,833,950; US 8 061 424; US 8,066,068; US 8,167,043; US 8,230,925; US 8 372 787; US 2008/0236832; US 2010/0263870; US 2010/0288495; US 2011/0240293; US 2012/0067581; US 2013/0134088; EP 1556458; WO 2007/086771; публикация SPE 68854: «Field Test of a Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills Fields, California)), и публикация SPE 91434: «A Mechanical Methodology of Improved Proppant Transport in Low-Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas»; полное содержание каждого из которых включено в настоящий документ путем ссылки.
ПРИМЕРЫ
В примерах реагент на водной основе и низковязкие жидкости, загущенные несшитым гуаром, получены на основе водопроводной воды. В реагенте на водной основе (жидкость А) содержалось 1 мл/л (1 gpt) концентрированного раствора полимерного понизителя трения и 2 мл/л (2 gpt) стабилизатора глин. В жидкости В содержался линейный гуаровый гель с концентрацией 2,4 г/л (20 ppt).
Волокна, используемые в примерах ниже, представляли собой волокна полимолочной кислоты, содержащие 0,9% силикона, которые были получены в компании Trevira GmbH (Германия). Использовали волокна со средней и низкой термостойкостью, причем волокна со средней термостойкостью по существу можно использовать при обработках с температурой пласта в диапазоне 94-149°С, а волокна с низкой термостойкостью - при 60-93°С. Волокна были прямыми (негофрированными), с малой гофрированностью (4-5 волн/см) или с большой гофрированностью (>5 волн/см, например, 8-15 волн/см). Среди волокон, оценку которых выполняли в этих примерах, волокна с малой гофрированностью хорошо проявили себя с точки зрения устойчивости к волоконному тампонированию и уменьшения осаждения проппанта при пониженных загрузках волокон.
Пример 1. Диспергирование волокна в реагенте на водной основе. В этом примере диспергировали два типа волокон в жидкости А с концентрацией волокна 4,8 г/л (40 ppt). После перемешивания мешалкой с верхним приводом суспензию помещали в прозрачную щель из оргстекла с шириной 10 мм и получали изображения жидкостей для сравнения поведения различных волокон при диспергировании.
В образце А содержалось PLA волокно без модификации силиконом. Полученное для образца А изображение показало количество пучков не диспергированного волокна, которое могут вызывать риск волоконного тампонирования в узкой щели.
В образце В содержалось аналогичное волокно PLA с 0,9% органополисилоксанов. Полученное для образца В изображение показало равномерное диспергирование без видимых пучков недиспергированных волокон. Равномерное диспергирование приводит к подавлению волоконного тампонирования материалом волокна.
Пример 2. Волоконное тампонирование на основе низковязкой гуаровой жидкости. В этом примере использовали жидкость, содержащую жидкость, загущенную несшитым гуаром, 2,4 г/л (20 ppt) гуара с добавкой 4,8 г/л (40 ppt) волокон без проппанта. Сравнили немодифицированное PLA волокно (без силиконового материала) и содержащие силикон волокна (органополисилоксан -ОПС).
Испытательное устройство, используемое для проверки на волоконное тампонирование, показано на Фиг. 1А и 1В. Тестовую жидкость прокачивали через испытательное устройство с расходом 10-800 мл/мин в течение периода по меньшей мере 30 секунд (в конце периода времени общий объем закачанной жидкости составлял 500 мл). На формирование в щели пробки из волокон (1-2 мм) указывало повышение давления. Испытания на волоконное тампонирование с использованием испытательного устройства с Фиг. 1А-1В проводили без проппанта. Жидкость для обработки считалась неспособной к тампонированию, если закупоривания потока в щели не достигалось.
Для более глубокого анализа поведения обрабатывающей жидкости, использовали устройство для гидравлического теста с узкой трещиной. В устройстве для гидравлического теста с узкой трещиной применяли параллельные стеклянные панели длиной 3 м, высотой 0,5 м и шириной 1-2 мм для визуализации жидкости и проппанта при расходе до 50 л/мин. Гидравлические тесты с узкой трещиной проводили с ориентацией щели в форме букв «L», «Т» и «X».
Результаты испытания на волоконное тампонирование в щели шириной 1 мм представлены в таблице 1.
Представленные выше данные показывают, что модифицированные силиконом волокна улучшают способность к сопротивлению волоконному тампонированию в низковязких жидкостях. Затем можно наблюдать, что диаметр диспергированных волокон также можно использовать для повышения эффективности сопротивления волоконному тампонированию.
Несмотря на то что варианты осуществления были проиллюстрированы и подробно описаны на рисунках и в предшествующем описании, их также необходимо рассматривать как иллюстративные и не имеющие ограничительного характера. Следует понимать, что показаны и описаны некоторые варианты осуществления, а также что все изменения и модификации, которые вносятся в соответствии с сущностью вариантов осуществления, желательно должны иметь защиту. Следует понимать, что, хотя использование таких слов, как «идеально», «желательно», «предпочтительный», «предпочтительно», «преимущественный», «более предпочтительный» или «примерный» в описании выше указывает на то, что описанный таким образом признак может быть более желательным или характерным, тем не менее, оно может быть необязательным, и не имеющие его варианты осуществления могут рассматриваться как подпадающие под объем раскрытия, причем объем определяется формулой изобретения, которая приведена ниже. При изучении пунктов формулы изобретения предполагается, что если используются слова «один», «по меньшей мере» или «по меньшей мере часть», то их не следует рассматривать как ограничение формулы изобретения одним пунктом, если другое конкретно не указано в формуле изобретения. Если в тексте используются выражения «по меньшей мере часть» и/или «часть», пункт может включать в себя часть и/или весь предмет, если другое конкретно не указано.
Claims (36)
1. Состав для обработки скважины, содержащий: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант; и
диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона,
причем состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.
2. Состав для обработки по п. 1, в котором несущая жидкость представляет собой реагент на водной основе или линейный гель.
3. Состав для обработки по п. 1, в котором несущая жидкость содержит соляной раствор.
4. Состав для обработки по п. 1, содержащий от 0,06 до 1 кг/л (от 0,5 до 8,3 рра) проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости.
5. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта в несущей жидкости.
6. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, причем достаточное количество определяют путем проведения статического теста по осаждению при 25°С в течение 90 мин.
7. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, и недостаточном для волоконного тампонирования, что определяют путем проведения теста с малой щелью, который включает пропускание состава для обработки, содержащего несущую жидкость и волокно без проппанта при 25°С через испытательное устройство для оценки тампонирования, которое содержит щель шириной 1-2 мм, поперечной длиной 15-16 мм и длиной 65 мм, и при расходе жидкости равном 15 см/с.
8. Состав для обработки по п. 1, в котором количество волокна, достаточное для уменьшения осаждения проппанта, определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении теста с длинной щелью, который включает закачивание состава для обработки скважины при 25°С через щель шириной 1-2 мм, длиной 3 м и высотой 0,5 м в течение 60 с при скорости потока 30 см/с по сравнению с эталонной жидкостью, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна.
9. Состав для обработки по п. 1, содержащий от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.
10. Состав для обработки по п. 1, содержащий менее чем 4,8 г/л (менее чем 40 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.
11. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно.
12. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно, имеющее гофрированность от 1 до 10 волн/см длины волокна, угол гофрированности от 45 до 160°, среднюю длину волокна в растянутом состоянии от 3 до 15 мм, средний диаметр волокна от 8 до 40 мкм.
13. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно, имеющее гофрированность, равную или менее чем 5 волн/см длины волокна.
14. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир.
15. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир, причем полиэфир подвергают гидролизу при температуре менее 93°С, что определяют по нагреву 10 г волокна в 1 л деионизированной воды и по достижении рН воды менее чем 3.
16. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир, причем полиэфир подвергают гидролизу при температуре от 93 до 149°С, что определяют по нагреву 10 г волокна в 1 л деионизированной воды и по достижении рН воды менее чем 3.
17. Состав для обработки по п. 1, в котором материал волокна содержит полиэфир, причем полиэфир выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной и полигликолевой кислоты и их комбинаций.
18. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно выбирают из группы, состоящей из волокон полимолочной кислоты (PLA), полигликолевой кислоты (PGA), полиэтилентерефталата (ПЭТФ), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, поли(бутилен)сукцината, полидиоксанона, стекла, керамики, углерода, включая углеродные соединения, элементов в металлической форме, металлических сплавов, шерсти, базальта, акриловых, полиэтиленовых, полипропиленовых, новолоидных смол, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинондиимидазопиридина, поли(р-фенилена-2,6-бензобисоксазола), а также вискозной нити, хлопка, целлюлозы и других натуральных волокон, каучука и их комбинаций.
19. Состав для обработки по п. 1, дополнительно содержащий полимерный понизитель трения.
20. Состав для обработки по п. 1, в котором содержащее силикон волокно получают путем экструзии расплава.
21. Состав для обработки по п. 1, в котором силикон представляет собой линейный полисилоксан.
22. Состав для обработки по п. 1, в котором силикон имеет средний молекулярный вес от приблизительно 100000 до приблизительно 900000 г/моль.
23. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий:
закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит:
низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С,
диспергированный в несущей жидкости проппант,
диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона; и
поддержание скорости закачки состава для обработки скважины для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм,
причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки.
24. Способ по п. 23, дополнительно содержащий закачку предварительной стадии, стадии без проппанта, завершающей или промывочной стадии или их комбинации.
25. Способ по п. 25, в котором состав для обработки скважины содержит от 0,06 до 1 кг/л (от 0,5 до 8,3 рра) проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости.
26. Способ по п. 25, в котором состав для обработки скважины содержит менее чем 4,8 г/л (менее чем 40 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.
27. Способ по п. 23, в котором волокно присутствует в составе для обработки скважины в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, что определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении теста с длинной щелью, который включает закачивание состава для обработки скважины при 25°С через щель шириной 1-2 мм, длиной 3 м и высотой 0,5 м в течение 60 с при скорости потока 30 см/с по сравнению с эталонной жидкостью, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна.
28. Способ по п. 23, в котором закачку состава для обработки скважины выполняют неоднородно путем чередования импульсов с проппантом и импульсов с низким содержанием проппанта.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RUPCT/RU2014/000271 | 2014-04-15 | ||
| PCT/RU2014/000271 WO2015160275A1 (en) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Treatment fluid |
| PCT/RU2014/000837 WO2015160277A1 (en) | 2014-04-15 | 2014-11-06 | Treatment fluid |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016139795A RU2016139795A (ru) | 2018-05-16 |
| RU2016139795A3 RU2016139795A3 (ru) | 2018-05-16 |
| RU2657065C2 true RU2657065C2 (ru) | 2018-06-08 |
Family
ID=54324353
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016139793A RU2016139793A (ru) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Состав для обработки скважины |
| RU2016139795A RU2657065C2 (ru) | 2014-04-15 | 2014-11-06 | Состав для обработки скважины |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016139793A RU2016139793A (ru) | 2014-04-15 | 2014-04-15 | Состав для обработки скважины |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10221350B2 (ru) |
| AR (2) | AR100088A1 (ru) |
| AU (2) | AU2014391162B2 (ru) |
| CA (2) | CA2945479C (ru) |
| MX (2) | MX2016013503A (ru) |
| RU (2) | RU2016139793A (ru) |
| SA (1) | SA516380074B1 (ru) |
| WO (2) | WO2015160275A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721616C1 (ru) * | 2019-11-15 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Состав для герметизации пустот в породе |
| RU2737605C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для гидравлического разрыва пласта |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
| WO2016072877A1 (en) | 2014-11-06 | 2016-05-12 | Schlumberger Canada Limited | Fractures treatment |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| EP3371368B1 (en) | 2015-11-03 | 2021-03-17 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Paper tissue with high bulk and low lint |
| US20170167222A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fracture geometry |
| WO2017171811A1 (en) * | 2016-03-31 | 2017-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing proppant performance |
| WO2018022693A1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-02-01 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for fracturing using a buoyant additive for proppant transport and suspension |
| WO2018026294A1 (ru) | 2016-08-01 | 2018-02-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Жидкость для обработки пласта |
| WO2018026301A1 (ru) * | 2016-08-05 | 2018-02-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ обработки скважины с применением полимерных волокон |
| WO2018026302A1 (ru) * | 2016-08-05 | 2018-02-08 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ обработки скважины с применением полимерных волокон |
| US20180291260A1 (en) * | 2017-04-11 | 2018-10-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Crosslinker modified filament and fabric for placement of proppant anti-settling agents in hydraulic fractures |
| RU2733957C1 (ru) | 2017-11-29 | 2020-10-08 | Кимберли-Кларк Ворлдвайд, Инк. | Волокнистый лист с улучшенными свойствами |
| US11732179B2 (en) | 2018-04-03 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Proppant-fiber schedule for far field diversion |
| KR102299453B1 (ko) | 2018-07-25 | 2021-09-08 | 킴벌리-클라크 월드와이드, 인크. | 3차원 폼-레이드 부직포 제조 공정 |
| US11810373B2 (en) * | 2019-09-19 | 2023-11-07 | Mitsubishi Electric Corporation | Cognitive function estimation device, learning device, and cognitive function estimation method |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4406850A (en) * | 1981-09-24 | 1983-09-27 | Hills Research & Development, Inc. | Spin pack and method for producing conjugate fibers |
| US5082720A (en) * | 1988-05-06 | 1992-01-21 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Melt-bondable fibers for use in nonwoven web |
| US5501275A (en) * | 1993-04-05 | 1996-03-26 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US20080070810A1 (en) * | 2005-02-02 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
| US20100288500A1 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-18 | 3M Innovative Properties Company | Fiber aggregate |
| US20110240293A1 (en) * | 2006-12-08 | 2011-10-06 | Timothy Lesko | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| WO2014039216A1 (en) * | 2012-09-05 | 2014-03-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment methods and systems |
Family Cites Families (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3850247A (en) | 1973-08-27 | 1974-11-26 | Halliburton Co | Placing zones of solids in a subterranean fracture |
| US5468555A (en) | 1989-05-16 | 1995-11-21 | Akzo N.V. | Yarn formed from core-sheath filaments and production thereof |
| US5330005A (en) | 1993-04-05 | 1994-07-19 | Dowell Schlumberger Incorporated | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US5518996A (en) | 1994-04-11 | 1996-05-21 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Fluids for oilfield use having high-solids content |
| US5905468A (en) | 1995-08-23 | 1999-05-18 | Asahi Glass Company Ltd. | Glass antenna device for vehicles |
| US20020007169A1 (en) * | 1996-12-06 | 2002-01-17 | Weyerhaeuser Company | Absorbent composite having improved surface dryness |
| US6419019B1 (en) | 1998-11-19 | 2002-07-16 | Schlumberger Technology Corporation | Method to remove particulate matter from a wellbore using translocating fibers and/or platelets |
| US6929070B2 (en) | 2001-12-21 | 2005-08-16 | Schlumberger Technology Corporation | Compositions and methods for treating a subterranean formation |
| ATE350428T1 (de) | 2002-10-28 | 2007-01-15 | Schlumberger Technology Bv | Selbstzerst render filterkuchen |
| US20040228890A1 (en) | 2003-02-25 | 2004-11-18 | Xavier Blin | Two-coat cosmetic product, its uses, and makeup kit including the product |
| US7044220B2 (en) | 2003-06-27 | 2006-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well |
| DE10330287A1 (de) | 2003-07-04 | 2004-02-26 | Wacker-Chemie Gmbh | Organopolysiloxangranulat |
| US7380600B2 (en) | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US8227026B2 (en) | 2004-09-20 | 2012-07-24 | Momentive Specialty Chemicals Inc. | Particles for use as proppants or in gravel packs, methods for making and using the same |
| US7281581B2 (en) | 2004-12-01 | 2007-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| US7325608B2 (en) | 2004-12-01 | 2008-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations |
| RU2404359C2 (ru) | 2006-01-27 | 2010-11-20 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты) |
| RU2309971C1 (ru) | 2006-05-02 | 2007-11-10 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Форэс" | Проппант |
| US7510011B2 (en) | 2006-07-06 | 2009-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Well servicing methods and systems employing a triggerable filter medium sealing composition |
| US9085727B2 (en) | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| US7581590B2 (en) | 2006-12-08 | 2009-09-01 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US8412500B2 (en) * | 2007-01-29 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
| US20080236832A1 (en) | 2007-03-26 | 2008-10-02 | Diankui Fu | Method for Treating Subterranean Formation |
| RU2484243C2 (ru) | 2007-07-03 | 2013-06-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя |
| US7784541B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage fracturing |
| US8490698B2 (en) | 2007-07-25 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content methods and slurries |
| US7789146B2 (en) | 2007-07-25 | 2010-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for low damage gravel packing |
| US20120305254A1 (en) | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Yiyan Chen | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| US9040468B2 (en) | 2007-07-25 | 2015-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods |
| US20120111563A1 (en) | 2010-11-08 | 2012-05-10 | Carlos Abad | Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries |
| US8119574B2 (en) | 2007-07-25 | 2012-02-21 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries and methods |
| JP5336510B2 (ja) | 2007-12-14 | 2013-11-06 | スリーエム イノベイティブ プロパティズ カンパニー | 多成分繊維 |
| CA2708220C (en) | 2007-12-14 | 2016-04-12 | 3M Innovative Properties Company | Methods of treating subterranean wells using changeable additives |
| BRPI0821121A2 (pt) | 2007-12-14 | 2016-06-14 | 3M Innovative Properties Co | método de contatar uma formação subterrânea, e método de reduzir a migração de sólidos |
| US8234072B2 (en) | 2008-02-20 | 2012-07-31 | Carbo Ceramics, Inc | Methods of identifying high neutron capture cross section doped proppant in induced subterranean formation fractures |
| EP2113546A1 (en) | 2008-04-28 | 2009-11-04 | Schlumberger Holdings Limited | Swellable compositions for borehole applications |
| US8372787B2 (en) | 2008-06-20 | 2013-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electrically and/or magnetically active coated fibres for wellbore operations |
| WO2010075248A1 (en) | 2008-12-23 | 2010-07-01 | 3M Innovative Properties Company | Curable fiber and compositions comprising the same; method of trating a subterranean formation |
| US9845427B2 (en) | 2009-10-20 | 2017-12-19 | Self-Suspending Proppant Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
| US8389426B2 (en) | 2010-01-04 | 2013-03-05 | Trevira Gmbh | Bicomponent fiber |
| US8505628B2 (en) | 2010-06-30 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | High solids content slurries, systems and methods |
| US8448706B2 (en) | 2010-08-25 | 2013-05-28 | Schlumberger Technology Corporation | Delivery of particulate material below ground |
| US20120067581A1 (en) | 2010-09-17 | 2012-03-22 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanism for treating subteranean formations with embedded additives |
| CA2815077A1 (en) | 2010-10-20 | 2012-04-26 | Schlumberger Canada Limited | Degradable latex and method |
| US9133387B2 (en) | 2011-06-06 | 2015-09-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods to improve stability of high solid content fluid |
| EP2594620A1 (en) | 2011-08-31 | 2013-05-22 | Services Pétroliers Schlumberger | Compositions and methods for servicing subterranean wells |
| MX2014006713A (es) | 2011-12-09 | 2014-07-24 | Schlumberger Technology Bv | Tratamiento de pozo con fluidos con alto contenido de sólidos. |
| US9803457B2 (en) | 2012-03-08 | 2017-10-31 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivering treatment fluid |
| US9631468B2 (en) * | 2013-09-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| AU2014391162B2 (en) | 2014-04-15 | 2019-05-02 | Schlumberger, Technology B.V. | Treatment fluid |
| US20160215604A1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
-
2014
- 2014-04-15 AU AU2014391162A patent/AU2014391162B2/en active Active
- 2014-04-15 RU RU2016139793A patent/RU2016139793A/ru unknown
- 2014-04-15 WO PCT/RU2014/000271 patent/WO2015160275A1/en active Application Filing
- 2014-04-15 CA CA2945479A patent/CA2945479C/en active Active
- 2014-04-15 MX MX2016013503A patent/MX2016013503A/es unknown
- 2014-04-15 US US15/304,079 patent/US10221350B2/en active Active
- 2014-11-06 WO PCT/RU2014/000837 patent/WO2015160277A1/en active Application Filing
- 2014-11-06 AU AU2014391164A patent/AU2014391164A1/en not_active Abandoned
- 2014-11-06 US US15/304,511 patent/US20170037306A1/en not_active Abandoned
- 2014-11-06 MX MX2016013651A patent/MX2016013651A/es unknown
- 2014-11-06 CA CA2945481A patent/CA2945481A1/en not_active Abandoned
- 2014-11-06 RU RU2016139795A patent/RU2657065C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-04-15 AR ARP150101140A patent/AR100088A1/es active IP Right Grant
- 2015-04-15 AR ARP150101141A patent/AR100089A1/es unknown
-
2016
- 2016-10-13 SA SA516380074A patent/SA516380074B1/ar unknown
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4406850A (en) * | 1981-09-24 | 1983-09-27 | Hills Research & Development, Inc. | Spin pack and method for producing conjugate fibers |
| US5082720A (en) * | 1988-05-06 | 1992-01-21 | Minnesota Mining And Manufacturing Company | Melt-bondable fibers for use in nonwoven web |
| US5501275A (en) * | 1993-04-05 | 1996-03-26 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US20080070810A1 (en) * | 2005-02-02 | 2008-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preparing degradable materials and methods of use in subterranean formations |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US20110240293A1 (en) * | 2006-12-08 | 2011-10-06 | Timothy Lesko | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill |
| US20080196896A1 (en) * | 2007-02-15 | 2008-08-21 | Oscar Bustos | Methods and apparatus for fiber-based diversion |
| US20100288500A1 (en) * | 2007-12-14 | 2010-11-18 | 3M Innovative Properties Company | Fiber aggregate |
| WO2014039216A1 (en) * | 2012-09-05 | 2014-03-13 | Schlumberger Canada Limited | Well treatment methods and systems |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПРОХОРОВ А.М. и др. Энциклопедия полимеров. М.: Советская энциклопедия, 1972, т. 1, с. 1151. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721616C1 (ru) * | 2019-11-15 | 2020-05-21 | Общество с ограниченной ответственностью "МИРРИКО" | Состав для герметизации пустот в породе |
| RU2737605C1 (ru) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Состав для гидравлического разрыва пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR100089A1 (es) | 2016-09-07 |
| WO2015160275A1 (en) | 2015-10-22 |
| RU2016139793A (ru) | 2018-05-16 |
| WO2015160277A1 (en) | 2015-10-22 |
| MX2016013503A (es) | 2017-01-23 |
| MX2016013651A (es) | 2017-01-23 |
| US10221350B2 (en) | 2019-03-05 |
| AR100088A1 (es) | 2016-09-07 |
| RU2016139795A (ru) | 2018-05-16 |
| US20170037306A1 (en) | 2017-02-09 |
| AU2014391162B2 (en) | 2019-05-02 |
| CA2945479A1 (en) | 2015-10-22 |
| SA516380074B1 (ar) | 2021-11-30 |
| AU2014391164A1 (en) | 2016-10-27 |
| CA2945479C (en) | 2021-04-27 |
| RU2016139793A3 (ru) | 2018-05-16 |
| AU2014391162A1 (en) | 2016-10-27 |
| US20170037305A1 (en) | 2017-02-09 |
| CA2945481A1 (en) | 2015-10-22 |
| RU2016139795A3 (ru) | 2018-05-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2657065C2 (ru) | Состав для обработки скважины | |
| US10144866B2 (en) | High temperature crosslinked fracturing fluids | |
| Nasr-El-Din et al. | Impact of acid additives on the rheological properties of a viscoelastic surfactant and their influence on field application | |
| US9845670B2 (en) | Immiscible fluid systems and methods of use for placing proppant in subterranean formations | |
| Zhao et al. | Viscous slickwater as enabler for improved hydraulic fracturing design in unconventional reservoirs | |
| RU2569386C2 (ru) | Способ улучшения волоконного тампонирования | |
| US20100032160A1 (en) | Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations | |
| CA2972424A1 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
| CN105229112A (zh) | 包含丙烯酰胺聚合物和硅聚醚的减阻剂组合物 | |
| US20130000916A1 (en) | Recyclable cleanout fluids | |
| WO2014078143A1 (en) | Methods for generating highly conductive channels in propped fractures | |
| EP3240854A1 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| WO2017100222A1 (en) | Method and composition for controlling fracture geometry | |
| US11345847B2 (en) | Treatment fluid, method for formation treatment, method for reducing the proppant settling rate in the formation treatment fluid | |
| Al‐Hashmi et al. | Mechanical stability of high‐molecular‐weight polyacrylamides and an (acrylamido tert‐butyl sulfonic acid)–acrylamide copolymer used in enhanced oil recovery | |
| BR112015022108B1 (pt) | Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento | |
| RU2664987C2 (ru) | Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе | |
| US20190352559A1 (en) | Forming proppant-free channels in a proppant pack | |
| Prakash et al. | Evaluation of fracturing fluid for extreme temperature applications | |
| WO2018226737A1 (en) | Hydraulic fracturing fluid | |
| Prakash et al. | Successful Application of Seawater-Based Clean Fracturing Fluid | |
| US11466199B1 (en) | Synergistic enhancement of slickwater fracturing fluids | |
| Zahirovic et al. | Laboratory Testing of Nanosilica-Reinforced Silicate and Polyacrylamide Gels | |
| Bang | Self-diverting Nanoparticle Based In-situ Gelled Acids for Stimulation of Carbonate Formations | |
| WO2019236961A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191107 |