RU2673089C1 - Система и способ обработки подземного пласта - Google Patents
Система и способ обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2673089C1 RU2673089C1 RU2017117263A RU2017117263A RU2673089C1 RU 2673089 C1 RU2673089 C1 RU 2673089C1 RU 2017117263 A RU2017117263 A RU 2017117263A RU 2017117263 A RU2017117263 A RU 2017117263A RU 2673089 C1 RU2673089 C1 RU 2673089C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- proppant
- fluid
- fibers
- deflecting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 69
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 213
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 190
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 92
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 70
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 56
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 24
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 21
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 17
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 15
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 13
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 claims description 13
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 12
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 claims description 11
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Chemical compound OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 claims description 10
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 claims description 7
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920000742 Cotton Polymers 0.000 claims description 4
- 239000000919 ceramic 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
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 3
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 3
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 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
- 229920002292 Nylon 6 Polymers 0.000 claims description 2
- 229920006282 Phenolic fiber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004693 Polybenzimidazole Substances 0.000 claims description 2
- 239000004734 Polyphenylene sulfide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 claims description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol 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
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 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
- 229920002480 polybenzimidazole Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000622 polydioxanone Substances 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
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 claims description 2
- 239000005033 polyvinylidene chloride Substances 0.000 claims description 2
- 210000002268 wool Anatomy 0.000 claims description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920002961 polybutylene succinate Polymers 0.000 claims 1
- 239000004631 polybutylene succinate Substances 0.000 claims 1
- 239000002964 rayon Substances 0.000 claims 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 67
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 28
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 23
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 22
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 17
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 12
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 11
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 11
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 6
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 description 5
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxypropionic acid Chemical compound OCCC(O)=O ALRHLSYJTWAHJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical class OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 4
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 4
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MYMDOKBFMTVEGE-UHFFFAOYSA-N methylsulfamic acid Chemical compound CNS(O)(=O)=O MYMDOKBFMTVEGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 4
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 4
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 3
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 229940071826 hydroxyethyl cellulose Drugs 0.000 description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N (S)-malic acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-REOHCLBHSA-N 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N Dextrotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-JCYAYHJZSA-N 0.000 description 2
- 241000282346 Meles meles Species 0.000 description 2
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical class [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N alpha-hydroxysuccinic acid Natural products OC(=O)C(O)CC(O)=O BJEPYKJPYRNKOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003831 antifriction material Substances 0.000 description 2
- WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N benzoic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1 WPYMKLBDIGXBTP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 229940071106 ethylenediaminetetraacetate Drugs 0.000 description 2
- 239000010408 film Substances 0.000 description 2
- 244000144992 flock Species 0.000 description 2
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N glycine betaine Chemical compound C[N+](C)(C)CC([O-])=O KWIUHFFTVRNATP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 2
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 2
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 2
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 2
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 2
- 239000001630 malic acid Substances 0.000 description 2
- 235000011090 malic acid Nutrition 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000005014 poly(hydroxyalkanoate) Substances 0.000 description 2
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 description 2
- 229920000903 polyhydroxyalkanoate Polymers 0.000 description 2
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 2
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 2
- 235000019422 polyvinyl alcohol Nutrition 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 235000018102 proteins Nutrition 0.000 description 2
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 2
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 2
- 239000011975 tartaric acid Substances 0.000 description 2
- 235000002906 tartaric acid Nutrition 0.000 description 2
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K trisodium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].OCCN(CC([O-])=O)CCN(CC([O-])=O)CC([O-])=O WHNXAQZPEBNFBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- KMZOJSINLAGOMV-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino) propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)ONC(=O)C=C KMZOJSINLAGOMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 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
- RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 1,4-dioxane-2,5-dione Chemical compound O=C1COC(=O)CO1 RKDVKSZUMVYZHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-N 5'-adenylyl sulfate Chemical compound C1=NC=2C(N)=NC=NC=2N1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OS(O)(=O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O IRLPACMLTUPBCL-KQYNXXCUSA-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
- 239000005711 Benzoic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 108010076119 Caseins Proteins 0.000 description 1
- 102000011632 Caseins Human genes 0.000 description 1
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 1
- 229920001634 Copolyester Polymers 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 0.000 description 1
- 108010068370 Glutens Proteins 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 229920001096 M5 fiber Polymers 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
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 208000034530 PLAA-associated neurodevelopmental disease Diseases 0.000 description 1
- 244000046052 Phaseolus vulgaris Species 0.000 description 1
- 235000010627 Phaseolus vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 description 1
- 229920004935 Trevira® Polymers 0.000 description 1
- 241000209140 Triticum Species 0.000 description 1
- 235000021307 Triticum Nutrition 0.000 description 1
- 108010046377 Whey Proteins Proteins 0.000 description 1
- 240000008042 Zea mays Species 0.000 description 1
- 235000005824 Zea mays ssp. parviglumis Nutrition 0.000 description 1
- 235000002017 Zea mays subsp mays Nutrition 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000003146 anticoagulant agent Substances 0.000 description 1
- 229940127219 anticoagulant drug Drugs 0.000 description 1
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010233 benzoic acid Nutrition 0.000 description 1
- 229960003237 betaine Drugs 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 150000001721 carbon Chemical group 0.000 description 1
- BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N casein, tech. Chemical compound NCCCCC(C(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CC(C)C)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(C(C)O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=O)N=C(O)C(COP(O)(O)=O)N=C(O)C(CCC(O)=N)N=C(O)C(N)CC1=CC=CC=C1 BECPQYXYKAMYBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000021240 caseins Nutrition 0.000 description 1
- 229940021722 caseins Drugs 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 235000005822 corn Nutrition 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 1
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 235000021312 gluten Nutrition 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000010921 in-depth analysis Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 238000004898 kneading Methods 0.000 description 1
- JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N lactide Chemical class CC1OC(=O)C(C)OC1=O JJTUDXZGHPGLLC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920002006 poly(N-vinylimidazole) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000218 poly(hydroxyvalerate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 description 1
- 229920001707 polybutylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 229920002717 polyvinylpyridine Polymers 0.000 description 1
- 229920000036 polyvinylpyrrolidone Polymers 0.000 description 1
- 239000001267 polyvinylpyrrolidone Substances 0.000 description 1
- 235000013855 polyvinylpyrrolidone Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004628 starch-based polymer Substances 0.000 description 1
- 229920003179 starch-based polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 1
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 1
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 235000021119 whey protein Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Preliminary Treatment Of Fibers (AREA)
Abstract
Предложены варианты способа обработки подземной формации. Способ по одному варианту включает в себя: введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв. Технический результат заключается в повышении эффективности обработки подземной формации. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 15 ил., 2 табл.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Перечень технологий отклонения, используемых в стволах скважин, включает в себя, помимо прочего, применение механических устройств изоляции, таких как пакеры и пробки ствола скважины, мостовые пробки, уплотнительные шары, суспендированные твердые вещества, такие как хлопьевидная бензойная кислота и удаляемые и/или разлагаемые твердые частицы. Например, гидравлический и кислотный разрыв горизонтальных скважин, а также многослойных пластов часто требует использования технологий отклонения для направления текучей среды для гидроразрыва между различными зонами.
Обработка отклонением с помощью твердых частиц может быть основана на образовании перемычки из частиц отклоняющего материала, например, за обсадной трубой, и формирование пробки за счет скопления дополнительных частиц на формируемой перемычке. С реализацией отклонения с помощью материалов из твердых частиц связаны некоторые проблемы. Одна из проблем заключается в том, что точно синхронизированная подача «гранул» относительно высокой концентрации для целей отклонения в относительно малом объеме обрабатывающей текучей среды в течение очень короткого периода времени является трудной задачей при использовании стандартного поверхностного закачивания и смесительного оборудования, которое рассчитано на подачу обычно твердых веществ низкой концентрации или расклинивающих наполнителей, подаваемых в больших объемах текучей среды при относительно высоких расходах и высоких давлениях в течение продолжительных периодов времени, для подачи расклинивающего наполнителя в отдаленные места обширной сети разрыва. Например, тонны расклинивающего наполнителя могут подаваться при концентрации 0,12-0,18 г/л, в расчете на объем текучей среды-носителя (1-1,5 ppa или pounds of proppant added per gallon of carrier fluid (расклинивающего наполнителя в фунтах на галлон текучей среды-носителя)) в течение периода в несколько часов, тогда как отклоняющая суспензия может требовать подачи в течение времени, меньшего чем она минута, на несколько порядков большего количества твердых веществ, например, около 10 г/л.
Кроме того, какое-либо прерывание непрерывного нагнетания обрабатывающей текучей среды может приводить к выпадению расклинивающего наполнителя или других твердых веществ из суспензии и возможному образованию перемычки в нежелательном месте, что приведет к невыполнению операции разрыва и преждевременному прекращению обработки гидроразрыва. Поэтому необходимо проявлять осторожность при выполнении каких-либо изменений в обрабатывающей текучей среде, чтобы избежать нежелательного прерывания закачивания обрабатывающей текучей среды в непрерывном режиме.
Следует также принимать во внимание, что разбавление отклоняющей суспензии с помощью другого скважинного флюида во время закачивания, например, посредством смешивания поверхности раздела, уменьшает возможность отклоняющей суспензии формировать перемычку и/или пробку и выполнять отклонение в другой скважинный элемент потока. Необходимость использования относительно больших количеств и/или высоких концентраций отклоняющих материалов для выполнения отклонения налагает экономические и логистические ограничения, а также создает трудности с чрезмерным отклонением в нежелательные скважинные элементы и с удалением избыточного отклоняющего материала. Слабая стабильность некоторых отклоняющих агентов во время либо закачивания и/или последующей ступени обработки может вести к низкой эффективности отклонения.
Задача может заключаться в достижении сравнительно высокого содержания отклоняющего агента в отклоняющей суспензии обрабатывающей текучей среды, который, как правило, используется для закупоривания или отклонения потока скважинного элемента с помощью твердых отклоняющих материалов для формирования временных перемычек или пробок, такого как общее количество волокон и/или других формованных частиц от примерно 2,4 г/л (20 фунтов/1000 галлонов) до примерно 180 г/л (1500 фунтов/1000 галлонов). Возможность сжато добавлять высокую концентрацию твердого вещества в непрерывном режиме в течение короткого периода времени с помощью традиционных питателей твердых веществ низкой концентрации, которые ограничены в скорости подачи, а также в том, насколько быстро может быть отрегулирована скорость подачи, является сложной задачей. Поскольку обрабатывающая текучая среда, в том числе, как текучая среда для разрыва, так и отклоняющая суспензия, должна нагнетаться с высокой скоростью, обычно, 132 л/с (50 баррель/мин) или более, и при высоком давлении, например, от 6,9 МПа (1000 psi, фунт на кв. дюйм) до 140 МПа (20000 psi, фунт на кв. дюйм) или более, скорость добавления отклоняющего агента должна быть по существу достаточной для создания потока высококонцентрированного материала твердых частиц. Материал твердых частиц может быть в виде искусственных форм, таких как хлопья, волокна и частицы. Традиционные способы добавления материала твердых частиц не могут легко достигать быстрого нагнетания высокой концентрации отклоняющего агента, чтобы достичь подходящего потока, и когда такие способы повторяются в ходе обработки скважины, ошибки могут накапливаться.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данный раздел описания приведен для представления набора принципов, которые дополнительно раскрыты в приведенном ниже подробном описании. Данное краткое описание не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения. Приведенные утверждения предназначены лишь для предоставления информации, касающейся настоящего описания, и могут описывать некоторые варианты реализации, иллюстрирующие объект настоящей заявки.
Согласно различным аспектам способы нагнетания отклоняющего состава могут включать в себя транспортирование потока разбавленной текучей среды в линию потока высокого давления, транспортирование потока с высоким наполнением в линию потока высокого давления, объединение потока разбавленной текучей среды и потока с высоким наполнением для образования отклоняющего состава, и введение отклоняющего состава в ствол скважины.
Согласно дополнительным аспектам предусмотрены системы для нагнетания отклоняющего состава. Система может содержать по меньшей мере одно устройство разбавленной текучей среды, которое транспортирует поток разбавленной текучей среды в линию потока высокого давления, и по меньшей мере одно устройство высокого наполнения, которое транспортирует поток с высоким наполнением в линию потока высокого давления. Поток разбавленной текучей среды и поток с высоким наполнением могут быть объединены для образования отклоняющего состава, и отклоняющий состав может быть введен в ствол скважины.
Согласно дополнительным аспектам раскрыты способы. Способы могут служить для закачивания отклоняющего состава. Способы могут включать в себя закачивание потока разбавленной текучей среды в линию потока высокого давления, закачивание потока с высоким наполнением в линию потока высокого давления, объединение потока разбавленной текучей среды и потока с высоким наполнением для образования отклоняющего состава, и введение отклоняющего состава в ствол скважины. Поток разбавленной текучей среды может включать в себя первое количество разлагаемых волокон, загуститель и воду. Поток с высоким наполнением может включать в себя второе количество разлагаемых волокон, частицы и воду.
Согласно другим дополнительным аспектам способы обработки могут включать в себя введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе малой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления с первый разрыв; введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для образования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.
Согласно другим дополнительным аспектам способы обработки могут включать в себя введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон, из устройства разбавленной текучей среды в линию потока высокого давления; введение потока с высоким наполнением, содержащего смесь образующих перемычку волокон и частиц искусственной формы, из устройства текучей среды высокого наполнения в линию потока высокого давления; объединение разбавленного потока и потока с высоким наполнением для образования отклоняющей суспензии; и подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в скважинный элемент потока текучей среды для отклонения потока текучей среды от скважинного элемента потока текучей среды к другому пути потока.
Другие аспекты включают в себя способы обработки, включающие в себя нагнетание обрабатывающей текучей среды через линию потока высокого давления в подземный пласт для образования системы гидравлических разрывов, при этом обрабатывающая текучая среда содержит: текучую среду-носитель низкой вязкости, имеющую вязкость меньше, чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°C, расклинивающий наполнитель, диспергированный в текучей среде-носителе, и несущее волокно, диспергированное в текучей среде-носителе; поддержание скорости нагнетания обрабатывающей текучей среды для предотвращения образования перемычки в скважине; введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон, и, при необходимости, не содержащего расклинивающий наполнитель, в линию потока высокого давления; введение потока с высоким наполнением, содержащего смесь образующих перемычку волокон и частиц искусственной формы, в линию потока высокого давления; объединение разбавленного потока и потока с высоким наполнением для образования отклоняющей суспензии; подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в систему гидравлических разрывов для отклонения потока текучей среды от одного разрыва к другому.
Другие аспекты относятся к системам для нагнетания обрабатывающей текучей среды, содержащим по меньшей мере одно устройство разбавленной текучей среды, которое транспортирует разбавленный поток в линию потока высокого давления; по меньшей мере одно устройство высокого наполнения, которое транспортирует поток с высоким наполнением в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком, чтобы образовывать отклоняющую суспензию; и путь потока для отклоняющей суспензии в скважинный элемент.
В любом из описанных и последующих аспектов настоящего изобретения разбавленный поток содержит от 1,2 до 12 г/л несущих волокон в расчете на общий объем разбавленного потока (от 10 до 100 ppt, pounds per thousand gallons of carrier fluid (фунтов на тысячу галлонов текучей среды-носителя)).
В любом из описанных ранее и последующих аспектов настоящего изобретения поток с высоким наполнением может содержать текучую среду-носитель низкой вязкости; а отклоняющий агент может содержать от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) образующих перемычку волокон в расчете на общий объем потока с высоким наполнением, и от 1,2 до 120 г/л (от 10 до 1000 ppt) частиц искусственной формы в расчете на общий объем потока с высоким наполнением.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 приведено схематическое представление конфигурации обработки существующего уровня техники.
На фиг. 2 приведено схематическое представление конфигурации обработки согласно одному или более вариантов реализации настоящего документа.
На фиг. 3 приведена схема конфигурации обработки согласно одному или более вариантов реализации настоящего документа.
На фиг. 4 приведено графическое представление изменений давления в зависимости от времени согласно одному или более вариантов реализации настоящего документа.
На фиг. 5A схематически изображено тестовое устройство образования перемычки согласно вариантам реализации.
На фиг. 5B схематически изображен в увеличенном виде элемент щелевой конструкции в устройстве по фиг. 5A.
На фиг. 6 приведен схематический график осаждения расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с различными волокнами.
На фиг. 7 приведен схематический график влияния наполнения волокнами на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми среднетемпературными волокнами.
На фиг. 8 приведен схематический график влияния наполнения волокнами на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми низкотемпературными волокнами.
На фиг. 9 приведен схематический график влияния диаметра волокон на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми среднетемпературными волокнами.
На фиг. 10 приведен схематический график влияния диаметра волокон на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми низкотемпературными волокнами.
На фиг. 11 приведен схематический график влияния длины волокон на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми среднетемпературными волокнами.
На фиг. 12 приведен схематический график влияния длины волокон на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми низкотемпературными волокнами.
На фиг. 13 приведен схематический график влияния уровня извитости волокон на осаждение расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде с извитыми низкотемпературными волокнами.
На фиг. 14 приведен схематический график осаждения расклинивающего наполнителя в жидкости с агентами для снижения трения с различными волокнами.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Для обеспечения понимания настоящего изобретения в нижеследующем описании изложены многочисленные конкретные детали. Тем не менее, специалисту в данной области техники будет понятно, что способы по настоящему изобретению могут быть реализованы на практике без этих деталей, и что возможны многочисленные варианты или модификации описанных вариантов реализации изобретения.
Прежде всего, следует отметить, что при разработке любого такого фактического варианта реализации, для достижения конкретных целей разработчиков, таких как приведение в соответствие с системными и бизнес ограничениями, которые будут отличаться от одной реализации к другой, могут быть приняты многочисленные решения, связанные с конкретной реализацией. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и трудоемкой, но, тем не менее, благодаря этому описанию, быть рутинным делом для среднего специалиста в данной области техники. Кроме того, состав, используемый/раскрытый в настоящем документе, также может содержать некоторые компоненты, отличающиеся от изложенных. В сущности изобретения и данном подробном описании каждое числовое значение следует сначала читать как модифицированное термином "около" (если оно уже не модифицировано таким образом в явном виде), а затем читать снова как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Кроме того, в раскрытии изобретения и данном подробном описании следует понимать, что какой-либо диапазон, приведенный или описанный как полезный, подходящий и т. п., предполагает включение поддержки любого возможного поддиапазона, так что все без исключения значения в диапазоне, включая конечные точки, должны считаться заявленными. Например, «диапазон от 1 до 10» следует рассматривать, как описывающий все возможные числа в континууме между примерно 1 и примерно 10. Кроме того, одна или более точек данных в настоящих примерах могут быть объединены друг с другом, или могут быть объединены с одной из точек данных в описании для создания диапазона, и, таким образом, включают в себя каждое возможное значение или число в этом диапазоне. Таким образом, (1) даже если в явном виде указаны многочисленные конкретные точки данных в диапазоне, (2) даже если сделана ссылка на некоторые конкретные точки данных в диапазоне, или (3) даже если в явном виде не указаны точки данных в диапазоне, следует понимать, (i) что авторы изобретения предусматривают и понимают, что какие-либо возможные точки данных в диапазоне должны рассматриваться как указанные, и (ii) что авторы изобретения обладали сведениями для всего диапазона, каждого возможного поддиапазона в пределах диапазона и каждой возможной точки в диапазоне. Кроме того, объект настоящей заявки, иллюстративно раскрытый в настоящем документе, может быть соответствующим образом осуществлен на практике при отсутствии какого-либо элемента (элементов), которые конкретно не раскрыты в настоящем документе.
Следующие определения приведены для того, чтобы помочь специалистам в данной области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.
Термин «ствол скважины» означает выбуренное отверстие или буровую скважину, содержащую необсаженный участок ствола скважины, который выбурен во время обработки подземного пласта. Термин «ствол скважины» не включает в себя устье скважины или какое-либо другое устройство, расположенное над стволом скважины. Термин «обработка» относится к какой-либо подземной операции, в которой используют текучую среду, выполняющую необходимую функцию и/или предназначенный для определенной цели. Термин «обработка» не подразумевает какого-либо конкретного действия с помощью текучей среды.
Термин «нагнетание» описывает введение нового или другого элемента в первый элемент. В контексте настоящей заявки нагнетание текучей среды, твердых частиц или других составляющих может происходить в любой форме физического введения, включая, помимо прочего, закачивание.
Термин «разрыв» относится к процессу и способам разрыва геологического пласта и создания разрыва, т. е. горной породы вокруг ствола скважины, чтобы увеличить уровень отбора из углеводородной залежи. В способах разрыва в других случаях используют методы, известные в уровне техники.
Термин «матричная кислотная обработка» относится к процессу, в котором средства для обработки кислотой или другими реагирующими химическими веществами закачивают в пласт под давлением, которое меньше давления разрыва. В способах матричной кислотной обработки в других случаях используют методы, известные в уровне техники.
В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда содержит текучую среду-носитель, и при необходимости может дополнительно содержать волокна и/или смеси волокон, расклинивающий наполнитель и/или другие материалы, такие как частицы, отличающиеся от волокон или расклинивающего наполнителя, диспергированные в текучей среде-носителе. Используемый здесь термин, когда он не используется в контексте относительно текучей среды с повышенной вязкостью, текучая среда «с низкой вязкостью», например, носитель с низкой вязкостью, относится к среде, имеющей вязкость, меньшую, чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°C. Термин «твердая частица» или «частица» относится к твердому трехмерному объекту с максимальным размером, меньшим, чем 1 метр. Здесь термин «размер» объекта относится к расстоянию между двумя произвольными параллельными плоскостями, при этом каждая плоскость касается поверхности объекта по меньшей мере в одной точке.
Текучая среда-носитель может включать в себя воду, пресную воду, например, «жидкость с агентами для снижения трения», морскую воду, реликтовую воду или добываемую воду. Текучая среда-носитель может также включать в себя гидратируемые гели (такие как гуаровые смолы, полисахариды, ксантан, гидроксиэтил целлюлозу (hydroxy-ethyl-cellulose, HEC), гуар, сополимеры полиакриламида и их производные, например, акриламидометилпропансульфонатный полимер (acrylamido-methyl-propane sulfonate polymer, AMPS), или другие аналогичные гели, или вязкоэластичные системы поверхностно-активных веществ, например, бетаин или т. п.), сшитый гидратируемый гель, загущенную кислоту (такую как загущенная кислота на основе геля), эмульгированную кислоту (такую как эмульгированная кислота с масляной внешней фазой), активированную текучую среду (такую как пена на основе N2 или CO2), и текучую среду на нефтяной основе, включая огеленную, вспененную или иным образом загущенную нефть. Текучая среда-носитель может быть соляным раствором, и/или может содержать соляной раствор. Текучая среда-носитель может включать в себя соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, бифторид аммония, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, малеиновую кислоту, винную кислоту, сульфаминовую кислоту, яблочную кислоту, лимонную кислоту, метилсульфаминовую кислоту, монохлоруксусную кислоту, аминополикарбоновую кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, полиаминополикарбоновую кислоту, и/или соль любой кислоты. В вариантах реализации текучая среда-носитель включает в себя полиаминополикарбоновую кислоту, такую как тринатрий-гидроксиэтил-этилендиаминтриацетат, моноаммониевые соли гидроксил-этилен-диаминтриацетата и/или мононатриевые соли гидроксил-этилен-диаминтетрацетата или другие подобные составы. Когда полимер находится в текучей среде-носителе с низкой вязкостью, например, в некоторых вариантах реализации он может иметься при концентрации ниже 1,92 г/л (16 ppt), например, от 0,12 г/л (1 ppt) до 1,8 г/л (15 ppt). Когда вязкоупругое поверхностно-активное вещество используют в текучей среде-носителе с низкой вязкостью, например, в некоторых вариантах реализации оно может быть использовано при концентрации ниже 10 мл/л, например, от 2,5 мл/л до 5 мл/л.
Термин «разбавленный поток (или текучая среда)» в одном смысле, в контексте концентрации или наполнения материалом (материалами) или типа (типов) материала (материалов) относительно другого потока, при этом другой поток может, но не обязательно, упоминаться как «поток с высоким наполнением», где наполнение сравниваемых потоков может быть указано или не указано, относится к одному из потоков, имеющему меньшее наполнение рассматриваемым материалом. В другом смысле, если контекст не указывает, что подразумевается относительное наполнение, термин «разбавленный поток» относится к потоку, содержащему 4,8 г/л (40 фунтов/1000 галлонов) или меньше материала (материалов) или типа (типов) материала (материалов), например, несущих волокон, в расчете на общий объем разбавленного потока (текучая среда плюс объем твердых частиц). В некоторых вариантах реализации разбавленный поток может содержать или состоять, по существу, из волокон, которые удерживают расклинивающий наполнитель во взвешенном состоянии и/или не образуют перемычку.
Аналогично, термин «поток (или текучая среда) с высоким наполнением» в контексте концентрации или наполнения материалом (материалами) или типа (типов) материала (материалов) относительно другого потока, при этом другой поток может, но не обязательно, упоминаться как «разбавленный поток», где наполнение сравниваемых потоков может быть указано или не указано, относится к одному из потоков, имеющему более высокое наполнение рассматриваемым материалом. В другом смысле, если контекст не указывает, что подразумевается относительное наполнение, термин «поток с высоким наполнением» относится к потоку, содержащему более, чем 4,8 г/л (40 фунтов/1000 галлонов) материала (материалов) или типа (типов) материала (материалов), например, смесь волокон и других частиц, при необходимости, содержащих расклинивающий наполнитель, в расчете на общий объем потока с высоким наполнением (текучая среда плюс объем твердых частиц).
Согласно некоторым вариантам реализации настоящего изобретения, при разных наполнениях по выбору могут быть использованы различные типы волокон, чтобы обеспечить различные функциональные возможности, которые необязательно могут быть взаимоисключающими, для конкретного состава или потока для обработки. Например, термин «несущие волокна» относится к волокнам, которые подходят при соответствующем наполнении для помощи в транспортировании расклинивающего наполнителя в разрыв, например, либо в ходе инициирования, распространения, или ветвления волокна, тогда как термин «не образующие перемычку волокна» относится к волокнам, которые подходят для использования в текучей среде-носителе в конкретных условиях и наполнениях, главным образом, без формирования перемычки в представляющем интерес пути потока. Например, несущие волокна могут быть образующими перемычку или не образующими перемычку. Термин «волокна, образующие перемычку» относится к волокнам, которые не имеют свойства не образования перемычки и/или к волокнам, не образующим перемычку, используемым при скоростях наполнения, вызывающих образование перемычки.
В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда содержит от 1,2 до 12 г/л несущих волокон в расчете на общий объем текучей среды-носителя (от 10 до 100 ppt, pounds per thousand gallons of carrier fluid (фунтов на тысячу галлонов текучей среды-носителя)), например, равное или меньшее, чем 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем текучей среды-носителя (равное или меньшее, чем 40 ppt) или от 1,2 или 2,4 до 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем текучей среды-носителя (от 10 или 20 до 40 ppt).
В некоторых вариантах реализации несущие волокна, которые могут быть удерживающими расклинивающий наполнитель во взвешенном состоянии и/или не образующими перемычку, представляют собой извитые штапельные волокна. В некоторых вариантах реализации извитые волокна содержат от 1 до 10 извилин/см длины, угол извитости от 45 до 160 градусов, среднюю длину вытянутого волокна 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 сочетание. В некоторых вариантах реализации несущие волокна содержат малое количество извилин, равное или меньшее, чем 5 извилин/см длины волокна, например, 1-5 извилин/см.
В зависимости от температуры, с которой будет сталкиваться обрабатывающая текучая среда, особенно в скважинных условиях, несущие волокна могут быть выбраны в зависимости от их стойкости или разлагаемости при предполагаемой температуре. В настоящем изобретении термин «низкотемпературные волокна», «среднетемпературные волокна» и «высокотемпературные волокна» может быть использован для указания температуры, при которой могут быть использованы волокна, за счет замедленного разложения, например, за счет гидролиза, в скважинных условиях. Низкие температуры обычно находятся в диапазоне от примерно 60°C (140 °F) до примерно 93°C (200 °F); средние температуры обычно от примерно 94°C (201 °F) до примерно 149°C (300 °F); и высокие температуры обычно примерно 149,5°C (301 °F) и выше, или от примерно 149,5°C (301 °F) до примерно 204°C (400 °F).
В некоторых вариантах реализации несущее волокно содержит полиэфир. В некоторых вариантах реализации полиэфир подвергают гидролизу при низкой температуре, меньшей, чем примерно 93 °C, как определено путем медленного нагревания 10 г волокон в 1 л деионизованной воды, до тех пор, пока кислотное число pH воды не будет меньше, чем 3, и в некоторых вариантах реализации полиэфир подвергают гидролизу при умеренной температуре, примерно между 93°C и 149 °C, как определено путем медленного нагревания 10 г волокон в 1 л деионизованной воды, до тех пор, пока кислотное число pH воды не будет меньше, чем 3, а в некоторых вариантах реализации полиэфир подвергают гидролизу при высокой температуре, большей, чем 149 °C, например, примерно между 149,5°C и 204 °C. В некоторых вариантах реализации полиэфир выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты, сополимеров молочной и гликолевой кислоты, и их сочетания.
В некоторых вариантах осуществления несущие волокна, удерживающие расклинивающий наполнитель во взвешенном состоянии и/или не образующие перемычку, выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты (polylactic acid, PLA), полигликолевой кислоты (polyglycolic acid, PGA), полиэтилентерефталата (polyethylene terephthalate, PET), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, поли(бутилен) сукцината, полидиоксанона, нейлона, стекла, керамики, углерода (включая соединения на основе углерода), элементов в металлической форме, сплавов металлов, шерсти, базальта, акрила, полиэтилена, полипропилена, новолоидной смолы, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинон-диимидазопиридина, поли(п-фенилен-2,6-бензобисоксазола), вискозы, хлопка, целлюлозы или других натуральных волокон, резины или их сочетания.
В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда, например, разбавленный поток, когда расклинивающий наполнитель присутствует, как при инициировании, распространении так и другой операции создания разрыва, содержит от 0,01 до 1 кг/л расклинивающего наполнителя, в расчете на общий объем текучей среды-носителя в потоке для обработки (от 0,1 до 8,3 ppa, pounds proppant added per gallon of carrier fluid (фунтов расклинивающего наполнителя, добавленного на галлон текучей среды-носителя)), например, от 0,048 до 0,6 кг/л расклинивающего наполнителя, в расчете на общий объем текучей среды-носителя в разбавленном потоке (от 0,4 до 5 ppa), или от 0,12 до 0,48 кг/л расклинивающего наполнителя, в расчете на общий объем текучей среды-носителя в разбавленном потоке (от 1 до 4 ppa), или от 0,12 до 0,18 кг/л расклинивающего наполнителя, в расчете на общий объем текучей среды-носителя в разбавленном потоке (от 1 до 1.5 ppa). Используемый в настоящем документе термин «наполнение расклинивающим наполнителем» указан в виде массы расклинивающего наполнителя, добавленного на объем другого вещества для обработки, например, кг/л (ppa=pounds of proppant added per gallon of carrier fluid (фунтов расклинивающего наполнителя, добавленного на галлон текучей среды-носителя)). Другие материалы в обрабатывающей текучей среде, как правило, выражены в терминах г/л в расчете на общий объем обрабатывающей текучей среды (ppt=pounds of material per thousand gallons of treatment fluid (фунтов материала на тысячу галлонов обрабатывающей текучей среды)). Иллюстративные расклинивающие наполнители включают в себя керамический расклинивающий наполнитель, песок, боксит, стеклянную дробь, измельченную ореховую скорлупу, полимерный расклинивающий наполнитель, расклинивающий наполнитель стержневидной формы и их смеси.
В некоторых вариантах реализации подходящее несущее волокно может быть диспергировано в носителе, в количестве, действенном для замедления осаждения расклинивающего наполнителя, когда расклинивающий наполнитель имеется. Такое замедление осаждения может быть доказано в некоторых вариантах реализации, например, в статическом испытании на осаждение расклинивающего наполнителя при 25°C в течение 90 минут. Испытания на осаждение расклинивающего наполнителя в некоторых вариантах реализации включают в себя размещение текучей среды в контейнере, таком как градуированный цилиндр, и регистрацию верхнего уровня диспергированного расклинивающего наполнителя в текучей среде. Верхний уровень диспергированного расклинивающего наполнителя регистрируется с периодическими интервалами времени, пока поддерживаются условия осаждения (статические). Доля осадка расклинивающего наполнителя рассчитывается по следующей формуле:
Осадок расклинивающего наполнителя=( [начальный уровень расклинивающего наполнителя (t=0)] -[верхний уровень расклинивающего наполнителя в момент времени n] ) /
( [начальный уровень расклинивающего наполнителя (t=0)] -[конечный уровень расклинивающего наполнителя (t=∞)] )
Несущее волокно замедляет осаждение расклинивающего наполнителя, если доля осадка расклинивающего наполнителя для текучей среды, содержащей расклинивающий наполнитель и несущее волокно, имеет меньшую долю осадка расклинивающего наполнителя, чем та же текучая среда без несущего волокна, а только с расклинивающим наполнителем. В некоторых вариантах реализации разбавленного потока, содержащего расклинивающий наполнитель, доля осадка расклинивающего наполнителя разбавленного потока в статических испытаниях на осаждение расклинивающего наполнителя через 90 минут составляет меньше, чем 50%, например, меньше, чем 40%.
В некоторых вариантах реализации несущее волокно диспергировано в разбавленном потоке в количестве, недостаточном, чтобы вызвать образование перемычки, например, как определено в испытании при малом щелевидном отверстии, включающем в себя пропускание обрабатывающей текучей среды, содержащей текучую среду-носитель и несущее волокно, без расклинивающего наполнителя, при 25 °C, через устройство образования перемычки, такое как показано на фиг. 5A и 5B, содержащее щелевидное отверстие 1,0 1,8 мм, то есть 15-16 мм шириной и 65 мм длиной при скорости потока 15 см/с, или при скорости потока 10 см/с.
В некоторых вариантах реализации несущее волокно диспергировано в разбавленном потоке, содержащем расклинивающий наполнитель как в количестве, действенном для замедления осаждения расклинивающего наполнителя, так и в количестве, недостаточном, чтобы вызвать образование перемычки, при этом осаждение и образование перемычки определяют путем сравнения накопления расклинивающего наполнителя в испытаниях потока в узком разрыве, включающих в себя закачивание обрабатывающей текучей среды при 25°C через 2 мм щелевое отверстие с размерами 3 м в длину на 0,5 м в высоту в течение 60 секунд при скорости потока 65 см/с, или при скорости потока 20 см/с, по сравнению с эталонной текучей средой, содержащей только текучую среду-носитель и расклинивающий наполнитель, без несущего волокна. В испытаниях на поток в узком разрыве, щелевое отверстие может быть сформировано из проточных кювет с прозрачными окнами для наблюдения за осаждением расклинивающего наполнителя на дно кювет. Осаждение расклинивающего наполнителя замедляется, если испытания текучей среды с расклинивающим наполнителем и несущем волокном приводят к заметно меньшему осаждению расклинивающего наполнителя, чем в смеси текучей среды и расклинивающего наполнителя без несущего волокна в тех же условиях испытаний. Аналогично, образование перемычки наблюдается в испытаниях потока в узком разрыве, поскольку области, демонстрирующие уменьшение потока текучей среды также приводят к накоплению расклинивающего наполнителя в проточных кюветах.
В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда, содержащая разбавленный поток, может содержать агент для регулирования потерь текучей среды, например, мелкодисперсные твердые частицы, меньшие, чем 10 микрон, или ультрамелкие твердые частицы, меньшие, чем 1 микрон, или от 30 нм до 1 микрона. Согласно некоторым вариантам реализации мелкодисперсные твердые частицы являются агентами для регулирования потерь текучей среды, такими как γ-окись алюминия, коллоидный диоксид кремния, CaCO3, SiO2, бентонит и т. п.; и могут содержать частицы с различными формами, такие как стекловолокно, хлопья, чешуйки, пленки; и какие-либо их сочетания и т. п. Коллоидный диоксид кремния, например, может действовать как ультрамелкий агент, регулирующий потери твердого вещества, в зависимости от размера микропор в пласте, а также как огеливающий агент и/или загуститель в какой-либо связанной жидкой или вспененной фазе.
В некоторых вариантах реализации, например, когда разбавленный поток используют для переноса расклинивающего наполнителя или иным образом в создании разрыва с расклинивающим наполнителем или без него, текучая среда-носитель содержит солевой раствор, например, хлорид натрия, бромид калия, хлорид аммония, хлорид калия, тетраметил аммония хлорид и т. п., включая их сочетания. В некоторых вариантах реализации разбавленный поток может содержать нефть, в том числе, синтетические масла, например, в нефтяной текучей среде или текучей среде обращенной эмульсии.
В некоторых вариантах реализации, например, когда разбавленный поток используют для переноса расклинивающего наполнителя или иным образом в создании разрыва с расклинивающим наполнителем или без него, текучая среда-носитель содержит вещество, понижающее трение, например, водорастворимый полимер. Разбавленный поток может дополнительно или альтернативно содержать, помимо прочего, антикоагулянт глин, биоциды, сшивающие агенты, разжижители, ингибиторы коррозии, термостабилизаторы, поверхностно-активные вещества, и/или добавки, регулирующие обратный приток расклинивающего наполнителя. Разбавленный поток может дополнительно содержать продукт, образованный вследствие разложения, гидролиза, гидратации, химической реакции или другого процесса, который происходит в ходе подготовки или операции.
В некоторых вариантах реализации способ обработки подземного пласта, в котором пробурена скважина, включает в себя нагнетание описанной в настоящем документе обрабатывающей текучей среды, например, разбавленного потока, в подземный пласт для образования системы гидравлических разрывов, и поддержание скорости нагнетания для предотвращения образования перемычки в стволе скважины, например, как определено в устройстве для испытаний на образование перемычки без расклинивающего наполнителя.
В некоторых вариантах реализации способ может включать в себя нагнетание ступени состава для разрыва без расклинивающего наполнителя, состава для разрыва, заключительного состава или промывочного состава или их сочетания, которое может быть, например, разбавленным потоком, описанным в настоящем документе. В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда, используемая в других аспектах способа, содержит описанный в настоящем документе разбавленный поток, при необходимости, содержащий расклинивающий наполнитель и/или другие добавки, описанные в настоящем документе, в любом сочетании.
Разбавленный поток может быть получен с использованием смесителей, миксеров и т. п., как показано на фиг. 1-3, описанных более подробно ниже, с использованием стандартного оборудования для подготовки обрабатывающей текучей среды и оборудование для циркуляции и/или для нагнетания в скважину. В некоторых вариантах реализации представлен способ для замедления осаждения расклинивающего наполнителя в обрабатывающей текучей среде, циркулирующем в стволе скважины, при этом разбавленный поток содержит расклинивающий наполнитель, диспергированный в текучей среде-носителе низкой вязкости. Способ включает в себя диспергированное несущее волокно в текучей среде-носителе в количестве, действенном для замедления осаждения расклинивающего наполнителя, например такого, как определено в испытаниях при малом щелевидном отверстии, и поддержание скорости циркуляции для предотвращения образования перемычки в скважине, например, как определено в устройстве для испытаний на образование перемычки, без расклинивающего наполнителя и/или в испытаниях потока в узком разрыве. В некоторых вариантах реализации обрабатывающая текучая среда дополнительно содержит вещество, понижающее трение.
Согласно некоторым вариантам реализации ступень (ступени) расклинивающего наполнителя может нагнетаться в систему трещин, используя какой-либо из доступных способов размещения расклинивающего наполнителя, включая способы размещения неоднородного расклинивающего наполнителя, при этом здесь используется обрабатывающая текучая среда низкой вязкости, вместо или в дополнение к какой-либо обрабатывающей текучей среде, содержащей расклинивающий наполнитель, например, как раскрыто в источниках 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; и статьях SPE 68854: Field Test of a Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills Fields, California; и SPE 91434: A Mechanical Methodology of Improved Proppant Transport in Low-Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas; каждый из которых включен в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме.
Термин «отклоняющий агент» относится к химическому или твердофазному веществу, используемому самостоятельно или с другим отклоняющим агентом (агентами), используемым при обработке скважин, например обработках стимулирования, по меньшей мере для временного регулирования расхода обрабатывающей текучей среды, например, уменьшения или прекращения расхода, в обрабатываемом скважинном элементе, и может (и обычно должен), но необязательно, инициировать, поддерживать или увеличивать расход той же или другой обрабатывающей текучей среды в другом скважинном элементе. Отклоняющие агенты, также называемые химическими или твердофазными отклоняющими агентами, действуют за счет создания временного эффекта блокирования, например, перемычки или пробки, которая может быть убрана при следующей обработке, т. е., для отклонения или для временной зональной изоляции, как раскрыто в опубликованной заявке на патент США № 2012/0285692 авторов Potapenko и др., которая включена в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме. Термин «отклоняющий состав» относится к составу, содержащему отклоняющий агент и текучую среду-носитель; а термин «отклоняющая суспензия» относится к отклоняющему агенту, диспергированному с возможностью течения в текучей среде, такой как газ, жидкость, пена или активированная текучая среда. Термин «скважинный элемент» относится к какому-либо элементу, без ограничения, через который может течь или проходить текучая среда, включая, помимо прочего, матрицу пласта, фильтр или другие пористые среды, или их поверхность, разрыв, пустоту пласта, каверну, флокен, зону потерь текучей среды, камеру, перфорационное отверстие, клапан, отверстие или линию, насосно-компрессорную трубу или аналогичные каналы потока, такие как обсадная труба, трубы (включая гибкие трубы), бурильная колонна, и включая любые кольцевые зазоры или пространство между любыми из подобных структур, и любые их сочетания и т. п.
Отклоняющий состав может быть изготовлен, например, из смесей твердых частиц или смесей твердых частиц и хлопьев. Например, отклоняющий состав может содержать не образующее перемычку волокно, либо самостоятельно с концентрацией, образующей перемычку, либо в сочетании с другим специальным образующим перемычку волокном и/или твердыми частицами. Размеры наибольших частиц или хлопьев в смесях согласно варианту реализации могут быть немного меньше, чем диаметр перфорированных отверстий в зоне или другом скважинном элементе для изоляции или отклонения.
Согласно вариантам реализации размеры твердых частиц или хлопьев могут быть больше, чем средняя ширина пустоты, предназначенной для закрывания или временной изоляции. Средняя ширина пустоты может быть наименьшей шириной пустоты после отверстия перфорации или другого входа в такую пустоту, около 10 см, около 20 см, около 30 см, около 50 см или около 500 см (при продвижении в пласт от ствола скважины). Пустота может представлять собой перфорированный туннель, гидравлический разрыв или флокен. В некоторых вариантах реализации отношение между твердыми частицами и хлопьями в смесях может понижать проницаемость формируемых пробок.
В некоторых вариантах реализации отклоняющий агент содержит удаляемые отклоняющие материалы, которые могут быть разлагаемым материалом и/или растворимым материалом. Разлагаемый материал относится к материалу, который будет по меньшей мере частично разлагаться (например, за счет распада химической связи) в течение необходимого периода времени, вследствие чего для удаления пробки дополнительные меры не используются. Например, по меньшей мере 30% удаляемого материала может разлагаться, например, по меньшей мере 50%, или по меньшей мере 75%. В некоторых вариантах реализации может разлагаться 100% удаляемого материала. Разложение удаляемого материала может инициироваться посредством изменения температуры и/или химической реакции между удаляемым материалом и другим реагентом. Разложение может включать в себя растворение удаляемого материала.
Удаляемые материалы для использования в качестве отклоняющего агента могут иметь любую подходящую форму: например, порошок, твердые частицы, дробь, крошка или волокна. Когда удаляемый материал имеет форму волокон, волокна могут иметь длину от примерно 2 до примерно 25 мм, например, от примерно 3 мм до примерно 20 мм. В некоторых вариантах реализации волокна могут иметь линейную массу приблизительно от 0,111 дтекс до 22,2 дтекс (приблизительно от 0,1 до 20 денье), например, приблизительно от 0,167 до 6,67 дтекс (приблизительно от 0,15 до 6 денье). Подходящие волокна могут разлагаться в скважинных условиях, которые могут включать в себя температуры, например, доходящие до приблизительно 180°C (приблизительно 350°F) или более, и давления, например, доходящие до 137,9 МПа (приблизительно 20 000 фунт на кв. дюйм) или более, в течение времени, которое подходит для выбранной операции, от минимальной продолжительности приблизительно 0,5, приблизительно 1, приблизительно 2 или приблизительно 3 часа до максимальной продолжительности приблизительно 24, приблизительно 12, приблизительно 10, приблизительно 8 или приблизительно 6 часов, или в диапазоне от какой-либо минимальной до какой-либо максимальной продолжительности.
Удаляемые материалы могут быть чувствительными к окружающей среде, поэтому при выборе соответствующего удаляемого материала должны учитываться характеристики разбавления и выделения. Удаляемый материал, используемый в качестве уплотнителя, может сохраняться в пласте или стволе скважины в течение достаточно продолжительного времени (например, приблизительно от 3 до 6 часов). Продолжительность должна быть достаточной длительной, чтобы операции на каротажном кабеле успели перфорировать следующий продуктивный пласт, был завершен последующий гидравлический разрыв(ы) пласта, и чтобы разрыв не успел закрыться на расклинивающем наполнителе до того, как он полностью осядет, обеспечивая улучшенную проводимость разрыва.
Дополнительные подходящие удаляемые материалы и способы их использования включают описанные в заявках на патент США №№ 2006/0113077, 2008/0093073 и 2012/0181034, раскрытие которых включено в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме. Такие материалы включают в себя неорганические волокна, например, из известняка или стекла, но чаще представляют собой полимеры или сополимеры эфиров, амидов или других подобных материалов. Они могут быть частично гидролизованными в не магистральных точках. Какие-либо подобные материалы, являющиеся удаляемыми (частично вследствие того, что материалы могут, например, разлагаться и/или растворяться) в соответствующее время при встречающихся условиях, также могут быть применены в способах согласно настоящему изобретению. Например, могут быть использованы полиолы, содержащие три или более гидроксильных групп. Подходящие полиолы включают в себя полимерные полиолы, обладающие возможностью повышения растворимости при нагревании, деминерализации или их сочетания, и содержат гидроксилзамещенные атомы углерода в полимерной цепочке, отделенной от соседних гидроксилзамещенных атомов углерода по меньшей мере одним атомом углерода в полимерной цепочке. Полиолы могут не содержать соседние замещающие гидроксильные группы. В некоторых вариантах реализации полиолы имеют среднемассовую молекулярную массу от приблизительно 5000 до приблизительно 500 000 дальтон или более, например, от приблизительно 10 000 до приблизительно 200 000 дальтон.
Следующие примеры удаляемых материалов включают в себя полигидроксиалканоаты, полиамиды, поликапролактоны, полигидроксибутираты, полиэтилентерефталаты, поливиниловые спирты, полиэтиленоксид (полиэтиленгликоль), поливинилацетат, частично гидролизованный поливинилацетат и сополимеры этих материалов. Полимеры или сополимеры сложных эфиров, например, содержат замещенный и незамещенный лактид, гликолид, полимолочную кислоту и полигликолевую кислоту. Например, подходящие удаляемые материалы для использования в качестве отклоняющих агентов включают в себя полимолочную кислоту; поликапролактон; полигидроксибутират; полигидроксивалерат; полиэтилен; полигидроксиалканоаты, такие как поли[R-3-гидроксибутират], поли[R-3-гидроксибутират-со-3-гидроксивалерат], поли[R-3-гидроксибутират-со-4-гидроксивалерат] полимеры на основе крахмала; полимолочную кислоту и сополиэфиры; полигликолевую кислоту и сополимеры; алифатические ароматические сложные полиэфиры, такие как поли(ε-капролактон), полиэтилентерефталат, полибутилентерефталат и т. п.; поливинилпирролидон; полисахариды; поливинилимидазол; полиметакриловая кислота; поливиниламин; поливинилпиридин; и белки, такие как желатин, пшеничный и кукурузный глютен, хлопковая мука, сывороточные белки, миофибриллярные белки, казеины и т. п. Полимеры или сополимеры амидов, например, могут включать в себя полиакриламиды.
Удаляемые материалы, такие как, например, разлагаемые и/или растворимые материалы, могут быть использованы в отклоняющем агенте при высоких концентрациях (таких как от приблизительно 20 фунтов/1000 галлонов до приблизительно 1000 фунтов/1000 галлонов, или от приблизительно 40 фунтов/1000 галлонов до приблизительно 750 фунтов/1000 галлонов) для образования временных пробок или перемычек. Удаляемый материал также может быть использован при концентрациях по меньшей мере 4,8 г/л (40 фунтов/1000 галлонов), по меньшей мере 6 г/л (50 фунтов/1000 галлонов) или по меньшей мере 7,2 г/л (60 фунтов/1000 галлонов). Максимальные концентрации этих материалов могут быть использованы в зависимости от имеющегося на поверхности оборудования для добавления и смешивания.
Подходящие удаляемые отклоняющие агенты также включают в себя растворимые материалы и плавкие материалы (оба из которых также могут обладать возможностью разложения). Плавкий материал представляет собой материал, который будет переходить из твердой фазы в жидкую фазу при соответствующем воздействии, которым, как правило, является температура. Растворимый материал (в отличие от разлагаемого материала, который, например, может быть материалом, могущим (в определенных условиях) разрушаться на меньшие части вследствие химического процесса, приводящего к распаду химических связей, такого как гидролиз) представляет собой материал, который будет переходить из твердой фазы в жидкую фазу, будучи подверженным воздействию соответствующего растворителя или системы растворителей (то есть, является растворимым в одном или более растворителей). Растворитель может быть текучей средой-носителем, используемой для разрыва скважины, или добытым флюидом (углеводородами) или другой текучей средой, используемой во время обработки скважины. В некоторых вариантах реализации оба процесса, растворения и разложения, могут быть использованы для удаления отклоняющего агента.
Такие удаляемые материалы, например, растворимые, плавкие и/или разлагаемые материалы, могут иметь какую-либо форму: например, порошок, твердые частицы, дробь, крошка или волокна. Когда такой материал имеет форму волокон, волокна могут иметь длину от примерно 2 до примерно 25 мм, например, от примерно 3 мм до примерно 20 мм. Волокна могут иметь какое-либо подходящее значение в денье, например, от приблизительно 0,1 до приблизительно 20, или от приблизительно 0,15 до приблизительно 6 денье.
Примеры подходящих удаляемых волокнистых материалов включают в себя волокна полимолочной кислоты (polylactic acid, PLA) и полигликолида (polyglycolide, PGA), стекловолокно, волокна полиэтилентерефталата (polyethylene terephthalate, PET) и т. п.
В некоторых вариантах реализации содержимое отклоняющего агента может включать в себя предварительно обработанные волокнистые хлопья, которые представляют собой твердые частицы, удерживаемые внутри сети волокон.
Поток с высоким наполнением может иметь более высокое наполнение материалами, чем разбавленный поток, и, таким образом, отклоняющая суспензия будет иметь наполнение, пропорциональное количеству материалов и расходов от каждого объединяемого потока. В отклоняющей суспензии, например, наполнение каким-либо одним или всеми несущими волокнами, образующими перемычку волокнами, расклинивающим наполнителем и другими твердыми частицами, при наличии каждого, в некоторых вариантах реализации может находиться в диапазоне приблизительно от 2,4 г/л (20 фунтов/1000 галлонов) до 120 г/л (1000 фунтов/1000 галлонов), или от приблизительно 4,8 г/л (40 фунтов/1000 галлонов) до приблизительно 90 г/л (750 фунтов/1000 галлонов), например, концентрации по меньшей мере 4,8 г/л (40 фунтов/1000 галлонов), по меньшей мере 6 г/л (50 фунтов/1000 галлонов) или по меньшей мере 7,2 г/л (60 фунтов/1000 галлонов).
Как показано на фиг. 1, система для закачивания текучей среды может содержать систему 200 насосов для закачивания текучей среды с поверхности 118 скважины 120 в ствол скважины 122 во время промысловой операции. Операция может быть операцией гидравлического разрыва, и текучая среда может быть жидкостью для гидроразрыва. Система 200 насосов содержит множество водяных цистерн 221, которые подают воду в установку 223 для создания геля. Для образования геля в установке 223 для создания геля вода из водяных цистерн 221 соединяется с гелеобразующим веществом. Затем гель направляют в смеситель 225, где его смешивают с расклинивающим наполнителем из транспортного средства 227 расклинивающего наполнителя для образования жидкости для гидроразрыва.
Затем жидкость для гидроразрыва закачивают при низком давлении (таком как 0,41-0,82 МПа (60-120 фунтов на кв. дюйм, pounds per square inch, psi)) из смесителя 225 в плунжерные насосы 201 по линии 212. Каждый плунжерный насос 201 получает жидкость для гидроразрыва при низком давлении и выпускает ее в общий коллектор 210 (иногда называемый метательным трейлером или снарядом) при высоком давлении, как показано, по отводящим линиям 214. Общий коллектор 210 затем направляет жидкость для гидроразрыва из плунжерных насосов 201 в ствол скважины 122 по линии 215. Для управления всей системой 200 насосов во время операции может использоваться компьютеризованная система 229 управления.
В такой системе каждый из насосов 201 может подвергаться воздействию абразивного расклинивающего наполнителя жидкости для гидроразрыва. Согласно вариантам реализации для обеспечения закачивания состава для гидроразрыва в ствол скважины может применяться конфигурация с разделенным потоком.
В конфигурации с разделенным потоком, как раскрыто в патенте США № 7 845 413 авторов Shampine и др., который включен в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме, система насосов может быть управляемой, благодаря чему текучая среда, закачиваемая с поверхности скважины в ствол скважины, разделена на чистую сторону, содержащую, главным образом, воду, а также грязную сторону, содержащую твердые частицы в текучей среде-носителе. В операции гидроразрыва грязная сторона может содержать расклинивающий наполнитель в текучей среде-носителе, а чистая сторона не будет подвергаться воздействию абразивных текучих сред.
В некоторых вариантах реализации конфигурация разделенного потока предназначена, в конечном итоге, для транспортирования отклоняющего состава, который может быть отклоняющей суспензией, в ствол скважины. Отклоняющий состав может быть использован в некоторое время в ходе операции обработки, включая операцию гидравлического разрыва или кислотного разрыва. Отклоняющий состав может нагнетаться в частично или полностью закрытый разрыв в подземном пласте так, чтобы выполнять операцию отклонения.
В некоторых вариантах реализации способ для нагнетания отклоняющего состава в подземный пласт может включать в себя конфигурацию с разделенным потоком. Как показано на фиг. 2, отклоняющий состав может быть сформирован в точке перед нагнетанием в ствол скважины.
На фиг. 2 показана нагнетающая система 300 для нагнетания отклоняющей текучей среды с поверхности 118 скважины 120 в ствол скважины 122 во время промысловой операции. Нагнетание может происходить с помощью закачивания или с помощью другого вида введения. Операция может проводиться для обработки отклонения, выполняемой в некоторой точке в ходе разрыва, или другой обработки. Нагнетающая система 300 содержит множество водяных цистерн 321, которые подают воду вниз по потоку. Нагнетающая система 300 также содержит цистерну 323, которая подает загуститель в смеситель 325, где он может быть смешан с некоторым количеством расклинивающего наполнителя из цистерны 327 расклинивающего наполнителя и некоторым количеством твердых частиц для формирования разбавленного потока. В некоторых вариантах реализации твердые частицы могут иметь вид искусственных форм, которые могут включать в себя разлагаемые волокна, частицы или их сочетание.
Затем разбавленный поток закачивают при низком давлении (таком как 0,41-0,82 МПа (60-120 фунтов на кв. дюйм)) из смесителя 325 в плунжерные насосы 301 по линии разбавленного потока DL. Каждый плунжерный насос 301 получает отклоняющую текучую среду при низком давлении и выпускает ее в общий коллектор 310.
Кроме того, некоторое количество воды из водяных цистерн 321 может быть объединено с гелеобразующим веществом, подаваемым из цистерны 323, таким образом, формируя гель. Отклоняющий агент может быть объединен с гелем в станции 313 отклоняющего агента таким образом, чтобы формировать поток с высоким наполнением. В некоторых вариантах реализации отклоняющий агент может содержать некоторое количество искусственных форм, которые могут иметь вид волокон, частиц или хлопьев. Смесь искусственных форм и геля может возникать в процессе, таком как замес в отдельной емкости. Полученная смесь, сформированная как поток с высоким наполнением, может иметь форму суспензии.
Поток с высоким наполнением может проходить через линию потока с высоким наполнением HL и достигать насосов 301', благодаря чему поток с высоким наполнением будет смешиваться, а затем закачиваться в общий коллектор 310, который может содержать линию потока высокого давления или может быть напрямую или не напрямую связан с ней. Насосы 301' могут быть насосами высокого наполнения. В общем коллекторе поток с высоким наполнением и разбавленный поток затем могут быть смешаны для образования отклоняющего состава. Общий коллектор 310 затем может направлять отклоняющий состав из плунжерных насосов 201 в ствол скважины 122 по линии 315. В вариантах реализации поток с высоким наполнением и разбавленный поток могут быть объединены за пределами общего коллектора 310, например, ниже по потоку от коллектора, что может быть выполнено посредством соединительной колодки или посредством подсоединения потоков с высоким наполнением и разбавленного потока в устье скважины.
Для управления всей системой 300 насосов во время операции может использоваться компьютеризованная система 329 управления.
В вариантах реализации насосы 301' могут быть насосами высокого давления, такими как объемные насосы, многоступенчатыми центробежными насосами или их сочетанием. В некоторых вариантах реализации насосы 301' могут быть устройствами, обладающими возможностью нагнетания отклоняющего агента в форме шаров. Так, насосы 301' могут быть инжекторами для сброса шаров, как описано в заявке WO 2013/085410 авторов Lecerf и др., которая включена в настоящий документ посредством ссылки в полном объеме. В вариантах реализации, в которых насосы 301' представляют собой инжекторы для сброса шаров, поток с высоким наполнением будет содержать отклоняющий агент в виде шаров. Насосы 301' также могут подходить для нагнетания разрушаемых контейнеров или контейнеров, несущих текучую среду и рассчитанных на то, чтобы механически или иным путем разрушаться в некоторой точке во время или после нагнетания в ствол скважины.
Следующее описание относится к потоку с высоким наполнением.
В вариантах реализации компоненты потока с высоким наполнением, отличные от отклоняющего агента, представляют собой компоненты текучей среды-носителя. Текучая среда-носитель может включать в себя воду, пресную воду, морскую воду, реликтовую воду или добываемую воду. Текучая среда-носитель может также включать в себя гидратируемые гели (такие как гуаровые смолы, полисахариды, ксантан, гидроксиэтил целлюлозу или другие аналогичные гели), сшитый гидратируемый гель, загущенную кислоту (такую как загущенная кислота на основе геля), эмульгированную кислоту (такую как эмульгированная кислота с масляной внешней фазой), активированную текучую среду (такую как пена на основе N2 или CO2), и текучую среду на нефтяной основе, включая огеленную, вспененную или иным образом загущенную нефть.
Текучая среда-носитель может быть соляным раствором, и/или может содержать соляной раствор. Текучая среда-носитель может включать в себя соляную кислоту, фтористоводородную кислоту, бифторид аммония, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, малеиновую кислоту, винную кислоту, сульфаминовую кислоту, яблочную кислоту, лимонную кислоту, метилсульфаминовую кислоту, монохлоруксусную кислоту, аминополикарбоновую кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, полиаминополикарбоновую кислоту, и/или соль любой кислоты. В вариантах реализации текучая среда-носитель включает в себя полиаминополикарбоновую кислоту, такую как тринатрий-гидроксиэтил-этилендиаминтриацетат, моноаммониевые соли гидроксил-этилен-диаминтриацетата и/или мононатриевые соли гидроксил-этилен-диаминтетрацетата или другие подобные составы.
Поток с высоким наполнением также содержит отклоняющий агент, который может содержать разлагаемые волокна или искусственные формы при высоком наполнении, главным образом, более чем 100 фунтов/1000 галлонов.
В вариантах реализации искусственные формы, которые могут быть использованы, могут представлять собой круглые частицы, такие как, например, частицы, имеющие соотношение размеров, меньшее чем приблизительно 5, или меньшее, чем приблизительно 3. Частицы могут иметь размеры, которые оптимизированы для закупоривания или отклонения, как описано в источнике Potapenko и др. Хотя некоторые частицы в некоторых вариантах реализации могут быть круглыми, частицы не обязательно являются круглыми. Частицы могут включать в себя некоторое количество круглых частиц и некоторое количество частиц других форм, или могут вовсе не содержать круглых частиц. В вариантах реализации, в которых частицы содержат круглые частицы и другие формы, частицы других форм могут быть кубами, тетраэдрами, октаэдрами, пластинчатыми формами (хлопья), овальной формы и т. п.
Кроме того, частицы могут включать в себя песок, различные типы керамики, используемые для получения расклинивающего наполнителя, а также алюмосиликаты, такие как белая слюда. Кроме того, отклоняющий агент может включать в себя смеси волокон, песка, твердых частиц, пленок или других подобных компонентов.
В вариантах реализации, в которых в поток с высоким наполнением включены волокна, волокна могут быть какими-либо неорганическими или органическими волокнистыми материалами, и могут быть либо разлагаемыми, либо устойчивыми в условиях забоя скважины. Варианты реализации могут включать в себя волокнистые материала, такие как волокна PLA и PGA, стекловолокно или волокна PET. В вариантах реализации могут быть включены предварительно обработанные волокнистые хлопья, представляющие собой твердые частицы, удерживаемые внутри сети волокон.
Отклоняющий агент может содержать искусственные формы, которые могут быть изготовлены из набухающего материала. Набухающие материалы могут быть какими-либо материалами, которые набухают в присутствии углеводородов, воды или их смесей. В вариантах реализации сюда могут быть включены эластомеры, набухающие смолы, набухающие полимеры или глины. Материалы могут быть одним или более из x-связанных полиакриламидов и производных полиакриловой кислоты, сукновальной глины, бентонита, нефтенабухающего каучука, водонабухающих эластомеров и их смесей.
Набухающие материалы могут быть любой формы и размера, в том числе, гранул, сфер, волокон, формованных твердых частиц, дроби и шаров. Набухающие материалы могут также быть разлагаемыми или растворимыми в присутствии кислот, гидроокисей, аминов или других реагентов. Время набухания частиц также может быть регулируемым с помощью медленно растворяемых покрытий, добавок в основную текучую среду или в состав набухающего материала, а также с помощью изменения температуры.
В вариантах реализации отклоняющий агент содержит волокна, а набухающие материалы могут быть взвешены в текучей среде-носителе.
В вариантах реализации набухающие материалы могут набухать в пробке, таким образом, чтобы происходило снижение проводимости пробки, что, следовательно, может уменьшать скорость проникновения текучей среды в изолируемую зону. Регулирование проницаемости пробки может быть выполнено путем замещения текучей среды, окружающей пробку, текучей средой, вызывающей сокращение набухших частиц. В вариантах реализации, в которых в качестве набухающего компонента используют полиакриламидные частицы, и начальное набухание происходит в текучей среде на основе воды, сокращение набухших частиц может быть вызвано путем воздействия органических растворителей или соляных растворов с высокой минерализацией. Чтобы вызвать сокращение набухших бентонитовых гранул, также могут быть использованы углеводороды.
Другие набухающие частицы могут представлять собой модифицированные расклинивающие наполнители, содержащие частицы расклинивающего наполнителя и покрытие из гидрогеля. Покрытие из гидрогеля наносят на поверхность частиц расклинивающего наполнителя и располагают на поверхности для получения модифицированного расклинивающего наполнителя.
В некоторых вариантах реализации отклоняющий агент может содержать частицы полимолочной смолы. Полимолочная смола может быть сформована с различными формами и размерами.
К разбавленному потоку относятся следующие характеристики.
Разбавленный поток может содержать текучую среду-носитель. Текучая среда-носитель может быть той же, или может отличаться от текучей среды-носителя в потоке с высоким наполнением. В вариантах реализации разбавленный поток может содержать текучую среду с более низкой вязкостью, чем текучая среда в потоке с высоким наполнением, что может быть получено путем использования того же гелеобразующего агента, что и в потоке с высоким наполнением, но в меньшем количестве.
Разбавленный поток может содержать искусственные формы, или может не нести никаких искусственных форм. В вариантах реализации, в которые включены искусственные формы, такие формы могут быть теми же, что и в потоке с высоким наполнением. В таких вариантах реализации формы могут быть включены при более низком наполнении (например, более низкой концентрации), чем формы в потоке с высоким наполнением. Кроме того, искусственные формы в разбавленном потоке могут быть формой с меньшими размерами, чем искусственные формы в потоке с высоким наполнением.
В вариантах реализации поток с высоким наполнением может содержать большие разлагаемые частицы с диаметром от 4 меш до 10 меш или более. Разбавленный поток может содержать сравнительно меньшие разлагаемые частицы, такие, диаметр которых составляет от 10 меш до 100 меш или меньше. В вариантах реализации размер частиц и дисперсия частиц будет оптимизироваться, когда поток с высоким наполнением и разбавленный поток сходятся.
В вариантах реализации разбавленный поток может содержать материал с формой, отличающейся от формы в потоке с высоким наполнением. Разбавленный поток может содержать формы волокон, тогда как поток с высоким наполнением может содержать формы в виде частиц, или наоборот. В вариантах реализации поток с высоким наполнением может содержать разнообразные формы, тогда как разбавленный поток содержит меньшее разнообразие форм. В некоторых вариантах реализации поток с высоким наполнением может содержать как волокна, так и частицы, тогда как разбавленный поток содержит волокна. Разбавленный поток еще будет содержать меньшее наполнение искусственными формами, чем поток с высоким наполнением, при выражении в массе формованных частиц на объем потока.
В вариантах реализации поток с высоким наполнением и разбавленный поток нагнетают в общий коллектор с отдельными скоростями. Поток с высоким наполнением может нагнетаться со скоростью от приблизительно 1 до приблизительно 20 баррелей/мин (0,159-3,18 м3/мин), или от приблизительно 5 до приблизительно 10 баррелей/мин (0,795-1,59 м3/мин), или приблизительно 7 баррелей/мин (1,113 м3/мин). Разбавленный поток может нагнетаться со скоростью от приблизительно 1 до приблизительно 100 баррелей/мин (0,159-15,9 м3/мин), или от приблизительно 25 до приблизительно 100 баррелей/мин (3,975-15,9 м3/мин), или от приблизительно 25 до приблизительно 65 баррелей/мин (3,975-10,33 м3/мин), или приблизительно 43 баррелей/мин (6,836 м3/мин). Таким образом, общая скорость нагнетания в коллекторе, а затем в стволе скважины будет составлять от приблизительно 2 до приблизительно 120 баррелей/мин (0,318-19,08 м3/мин), или от 30 до 100 баррелей/мин (4,77-15,9 м3/мин), или от приблизительно 30 до 75 приблизительно баррелей/мин (4,77-11,92 м3/мин), или приблизительно 50 баррелей/мин (7,949 м3/мин).
Затем для завершения операции может быть выполнена операция очистки. Она может включать в себя закачивание некоторого количества волокон для очистки линий, затем прекращение закачивания волокон, а затем, после того как последняя порция расклинивающего наполнителя прошла через перфорационные отверстия, снижение скорости нагнетания при выдавливании частиц через перфорации.
В следующем примере описана обработка с использованием отклоняющего состава и способа согласно одному или более вариантов реализации.
Горизонтальная скважина разбита на участки, причем участки, ограничены посредством мостовых пробок. Каждый участок имеет длину 91,4 м (300 футов) и имеет 6 кластеров перфорационных отверстий по 0,305 м (1 фут), отстоящих на 15,2 м (50 футов). Каждый кластер перфорационных отверстий содержит шесть перфорационных отверстий. Участки обработаны с помощью двух ступеней по 36 300 кг (80 000 фунтов) расклинивающего наполнителя, и каждая ступень отделена за счет нагнетания отклоняющего агента, представляющего собой смесь искусственных форм. Формы включают в себя частицы и дробь различных размеров, и волокна.
Отклоняющий агент (также называемый закупоривающей или отклоняющей пачкой) в данном примере содержит 22,7 кг (50 фунтов) частиц и содержит 3,8 кг (8,4 фунтов) волокон в 795 л (5 баррелей) линейного геля 3 г/л (25 ppt). Это соответствует 11,3 г/л (238 ppt) частиц и 0,48 г/л (40 ppt) образующего перемычку волокна. Поток с высоким наполнением нагнетали в линию, связывающую коллектор с устьем скважины (т. е., ниже по потоку от коллектора, указанную как линия 315 на фиг. 2) со скоростью приблизительно 1100-1300 л/мин (приблизительно 7-8 баррелей/мин), тогда как разбавленный поток нагнетали со скоростью приблизительно 6700-6800 л/мин (42-43 баррелей/мин), что приводит к общей скорости нагнетания до 7950 л/мин (50 баррелей/мин). Отклоняющая суспензия, полученная в результате объединения потока с высоким наполнением и разбавленного потока, имеет объем 1500 л (36 баррелей), наполнение частицами 4 г/л (33,3 ppt), и общее наполнение волокнами (несущими и образующими перемычку) 6 г/л (50 ppt).
Поток с высоким наполнением подготавливали в смесительной ванне смешивания цемента/поплавка смесителя. За тридцать минут до поступления последней порции расклинивающего наполнителя в ствол скважины в порционный миксер добавляли отклоняющий материал. Конкретно, смесительная ванна была наполнена 795 л (5 баррелей) воды, огеленной с помощью 11,3 кг (25 фунтов) линейного геля. Этот состав смешивали с 3,8 кг (8,4 фунтов) волокна. Затем для достижения необходимой концентрации добавляли 22,7 кг (50 фунтов) смеси частиц, и затем поток перемешивали.
Для закачивания отклоняющего агента в поток с высоким наполнением, после того как последняя порция расклинивающего наполнителя прошла насос, расклинивающий наполнитель отсекали, и нагнетали 3180 л (20 баррелей) сшитой текучей среды. Затем сшивающий агент отсекали и нагнетали 3180 л (20 баррелей) линейного геля.
Для подготовки разбавленного потока, в смесителе состава для разрыва (который расположен на стороне низкого давления разбавленного потока), питатель сухой добавки может быть установлен на 22,7 кг (50 фунтов) волокна/3785 л (1000 галлонов) линейного геля 0,24 г/л (20 ppt). Скорость разбавленного потока задана как 6700-6800 л/мин (42-43 баррелей/мин), так что общая скорость отклоняющей суспензии (потока с высоким наполнением и разбавленного потока) равна 7950 л/мин (50 баррелей/мин).
Как показано на фиг. 3, разбавленный поток закачивался со скоростью 6800 л/мин (43 баррелей/мин), тогда как поток с высоким наполнением, смешанный в отдельной емкости, закачивался со скоростью 1100 л/мин (7 баррелей/мин). Общая скорость закачивания составляет 7900 л (50 баррелей/мин) после того как потоки объединены для образования отклоняющего состава или суспензии.
Для смешивания потока с высоким наполнением с разбавленным потоком, поток с высоким наполнением закачивается как можно быстро отдельным насосом, или может подаваться в один из насосов, который в противном случае используется для разбавленного потока, в то же время, поддерживая скорость других насосов для разрыва.
После смешивания потока с высоким наполнением с разбавленным потоком выполняют операцию очистки, включающую в себя закачивание по меньшей мере 795 л (5 баррелей) или по меньшей мере 1590 л (10 баррелей) линейного геля для очистки линий, которые были использованы для закачивания потока с высоким наполнением. Затем закачивание волокна через линии потока с высоким наполнением прекращается, и как только последняя порция расклинивающего наполнителя прошла перфорационные отверстия, скорость нагнетания снижается до 3180 л/мин (20 баррелей/мин) при выдавливании частиц через перфорационные отверстия.
Как показано на фиг. 4, отклоняющий состав или суспензия, согласно вариантам реализации, описанным в настоящем документе, позволяет соблюдать давление, когда отклоняющий состав соударяется с перфорационными отверстиями, в диапазоне от 3,1 до 21,4 МПа (от 450 до 3100 фунт на кв. дюйм). На ступени № 10, когда увеличение давления достигает амплитуды 24,1 МПа (3500 фунт на кв. дюйм), давление резко снижают и стабилизируют на приросте по давлению около 15 МПа (2180 фунт на кв. дюйм). Это показывает, что давление увеличилось на 24,1 МПа (3500 фунт на кв. дюйм), когда отклоняющий агент соударяется с перфорационными отверстиями. Давление резко понизилось позже, но все еще оставалось очень высоким. В целом, усиление в давлении обработки показывает, что кластеры перфорационных отверстий были эффективно закупорены с использованием отклоняющего состава.
В следующих примерах, относящихся к волокнам, не образующим перемычку и/или несущим расклинивающий наполнитель, жидкость с агентами для снижения трения и текучие среды низкой вязкости на основе линейного гуара были подготовлены из водопроводной воды. Жидкость с агентами для снижения трения содержала 1 мл/л (1 г/т) концентрированного раствора, понижающего трение. Затем, в зависимости от испытаний, были подготовлены два типа текучих сред на основе линейного гуара:
В модельных статических испытаниях на осаждение в цилиндре, использованном в примере 1, была использована текучая среда A, она содержала текучую среду на основе линейного гуара, содержащую 5,4 г/л (45 ppt) гуара, и было использовано 0,48 кг/л (4 ppa) расклинивающего наполнителя 12/18 меш, этот расклинивающий наполнитель был получен на основании продукта CARBOPROPTM компании Carboceramics (Хьюстон, штат Техас, США);
В испытаниях на осаждение в узком щелевидном отверстии, использованном в примере 2, была использована текучая среда B, она содержала линейный гель, содержащий 2,4 г/л (20 ppt) гуара, и было использовано от 0,12 до 0,24 кг/л (2 ppa) расклинивающего наполнителя 40/70 меш, этот расклинивающий наполнитель представлял собой песок BADGERTM компании Badger Mining Corporation (Берлин, штат Висконсин, США).
Волокна, использованные в следующих примерах, представляли собой волокна полимолочной кислоты, поставленные Trevira GmbH (Германия). Были использованы устойчивые как к средней, так и к низкой температуре волокна, среднетемпературные волокна, главным образом, полезные при обработках с температурой пласта в диапазоне 94-149 °C, и устойчивые к низкой температуре волокна при 60-93 °C, которые были испытаны в данных примерах. Волокна были прямыми (не извитыми) или слабо извитыми (4-5 извилин/см), или сильно извитыми (> 5 извилин/см, например, 8-15 извилин/см). В волокнах, оцениваемых в данных примерах, волокна с низкой извитостью хорошо проявили себя в отношении устойчивости к образованию перемычек и замедления осаждения расклинивающего наполнителя при более низком наполнении волокнами. Оценивались волокна с диаметрами от 8 до 13 микрон и длинами от 3 до 12 мм, и из тех, которые были испытаны в данных примерах, волокна с диаметром 8-9,5 микрон и длиной 6 мм хорошо проявили себя в отношении устойчивости к образованию перемычек и замедлению осаждения расклинивающего наполнителя при низком наполнении волокнами. Характеристики использованных волокон и другие примеры подходящих волокон в некоторых вариантах реализации указаны в таблице 1.
| Таблица 1. Волокна, используемые в экспериментальных испытаниях, и другие примеры волокон. | ||||
| Идентификатор волокна | Диапазон температур гидролиза | Кол-во извилин/см | Диаметр, микрон | Длина, мм |
| NF1 | Средний | 0 | 13 | 6 |
| NF2 | Низкий | 0 | 12 | 6 |
| CF1 | Средний | Низкое | 10 | 4 |
| CF2 | Средний | Низкое | 10 | 6 |
| CF3 | Средний | Низкое | 10 | 8 |
| CF4 | Средний | Низкое | 10 | 12 |
| CF5 | Средний | Низкое | 12 | 4 |
| CF6 | Средний | Низкое | 12 | 6 |
| CF7 | Средний | Низкое | 12 | 8 |
| CF8 | Средний | Низкое | 12 | 12 |
| CF9 | Низкий | Низкое | 10 | 4 |
| CF10 | Низкий | Низкое | 10 | 6 |
| CF11 | Низкий | Низкое | 10 | 8 |
| CF12 | Низкий | Низкое | 10 | 12 |
| CF13 | Низкий | Высокое | 10 | 4 |
| CF14 | Низкий | Высокое | 10 | 6 |
| CF15 | Низкий | Высокое | 10 | 8 |
| CF16 | Низкий | Высокое | 10 | 12 |
| CF17 | Низкий | Низкое | 12 | 4 |
| CF18 | Низкий | Низкое | 12 | 6 |
| CF19 | Низкий | Низкое | 12 | 8 |
| CF20 | Низкий | Низкое | 12 | 12 |
| CF21 | Низкий | Высокое | 12 | 4 |
| CF22 | Низкий | Высокое | 12 | 6 |
| CF23 | Низкий | Высокое | 12 | 8 |
| CF24 | Низкий | Высокое | 12 | 12 |
На фиг. 6-13 приведены результаты испытаний, полученные в испытаниях на осаждение расклинивающего наполнителя в цилиндре.
Модельные испытания на осаждение расклинивающего наполнителя включали в себя размещение текучей среды в градуированном цилиндре и регистрацию верхнего уровня диспергированного расклинивающего наполнителя в текучей среде. Верхний уровень диспергированного расклинивающего наполнителя регистрировался с периодическими интервалами времени, например, 0, 10, 30, 60, 90 и 120 минут при сохранении условий осаждения. Доля осадка расклинивающего наполнителя рассчитывалась по такой формуле:
Осадок расклинивающего наполнителя=( [начальный уровень расклинивающего наполнителя (t=0)] -[верхний уровень расклинивающего наполнителя в момент времени n]) /
( [начальный уровень расклинивающего наполнителя (t=0)] -[конечный уровень расклинивающего наполнителя (t=∞)] )
Устройство, относящееся к тестовым испытаниям на образование перемычки, показано на фиг. 5A и 5B. Испытываемая текучая среда закачивалась через устройство при расходе 10-500 мл/мин в течение периода по меньшей мере 1 минуты (в конце периода времени общий объем закачанной текучей среды составлял 500 мл). Образование пробки из волокна в щелевом отверстии (1-2 мм) было отмечено повышением давления. Испытания на образование перемычки с использованием устройства по фиг. 5A и 5B проводились без расклинивающего наполнителя, если не указано иное. Если пробка не формировалась, текучая среда регистрировалась как не склонная к образованию перемычки.
Для углубленного анализа также использовалось устройство для испытаний потока в узком разрыве. В устройстве для испытаний потока в узком разрыве использовались параллельные стеклянные панели с длиной 3 м, высотой 0,5 м и шириной 2 мм для визуализации текучей среды и расклинивающего наполнителя при расходе до 50 л/мин. Испытания потока в узком разрыве проводились при L-, T- и X-образной форме ориентации щелевого отверстия.
Пример 1: Осаждение расклинивающего наполнителя. В данном примере была использована текучая среда A. Испытания выполнялись для сравнения одного волокна с другим и для оценки поведения какого-либо нового волокна в качестве замедлителя осаждения расклинивающего наполнителя. Испытания выполнялись в линейном геле, поскольку испытания на осаждение в текучей среде типа жидкости с агентами для снижения трения могли оказаться не показательными, так как осаждение может происходить мгновенно.
Подготавливалась текучая среда с содержанием 0,48 г/л волокон NF1-NF2 и CF1-CF24 с расклинивающим наполнителем 0,48 кг/л (4 ppa). Данные, приведенные на фиг. 6, показывают, что извитые волокна замедляли осаждение расклинивающего наполнителя лучше, чем не извитые волокна.
Качественные результаты на фиг. 7 и 8 показывают, что среднетемпературное волокно CF2 (10 микрон/6 мм) и низкотемпературное волокно CF10 (10 микрон/6 мм) показывают, что наполнение волокнами было понижено на 25% при использовании извитых волокон вместо не извитых волокон NF1 и NF2, соответственно. Результаты, показанные на фиг. 9 и 10, показывают, что волокна диаметром 10 микрон замедляют замедленное осаждение расклинивающего наполнителя в большей степени, чем волокна диаметром 12 микрон. Результаты, показанные на фиг. 11 и 12, показывают, что волокна длинной 6 мм обеспечивают большее или эквивалентное замедление осаждения расклинивающего наполнителя по сравнению с волокнами длиной 4, 8 и 12 мм. Результаты на фиг. 13 показывают, что слабо извитые волокна обеспечивают лучшее замедление осаждения расклинивающего наполнителя, чем сильно извитые волокна. Данные в целом показывают, что волокна CF2 и CF10 (10 микрон, 6 мм, низкая извитость) имеют лучшие характеристики замедления осаждения.
Из-за трудности применения статических испытаний на осаждение расклинивающего наполнителя в цилиндре, для жидкости с агентами для снижения трения вследствие мгновенного осаждения, эксперименты на осаждение расклинивающего наполнителя в узком щелевидном отверстии на данном оборудовании не проводились, однако, эксперименты с текучей средой B, имеющей более низкую вязкость, проводились для подтверждения обнаруженных доказательств из испытаний в цилиндре с линейным гелем A. Результаты приведены на фиг. 14 и подтверждают наблюдаемые тенденции.
Пример 2: Образование перемычки волокнами в текучей среде гуара низкой вязкости. В данном примере подготавливали текучую среду B, она содержит текучую среду линейного гуара, 2,4 г/л (20 ppt) гуара, при 4,8 г/л (40 ppt) волокон NF1, CF10 и CF14 без расклинивающего наполнителя. Результаты тестовых испытаний на образование перемычки представлены в таблице 2.
| Таблица 2: Тестовые испытания на образование перемычки | ||||
| Расход, мл/мин | Линейная скорость, см/с | Волокно NF1 (не извитое) | Волокно CF10 (низкая извитость) | Волокно CF14 (высокая извитость) |
| 10 | 0,57 | Образует перемычки | Образует перемычки | Образует перемычки |
| 50 | 2,86 | Образует перемычки | Образует перемычки | Образует перемычки |
| 75 | 4,29 | Образует перемычки | Образует перемычки | Образует перемычки |
| 100 | 5,72 | Образует перемычки | Образует перемычки | Образует перемычки |
| 150 | 8,59 | Образует перемычки | Не образует перемычки | Образует перемычки |
| 200 | 11,4 | Образует перемычки | Не образует перемычки | Не образует перемычки |
| 250 | 14,3 | Образует перемычки | Не образует перемычки | Не образует перемычки |
| 300 | 17,2 | Образует перемычки | Не образует перемычки | Не образует перемычки |
| 350 | 20,0 | Не образует перемычки | Не образует перемычки | Не образует перемычки |
Приведенные данные показывают, что при обработках разрыва могут быть применены волокна, использующие жидкость с агентами для снижения трения и линейные гели, имеющие низкую вязкость. При соответствующем выборе волокна могут быть применимы температуры забоя скважины около 60-204°C (140-400 °F). Волокна обеспечивают лучший перенос расклинивающего наполнителя и понижают осаждение при пониженной потребности в воде (более высокое наполнение расклинивающим наполнителем), пониженной потребности в расклинивающем наполнителе (лучшее размещение расклинивающего наполнителя) и пониженной потребности в мощности (пониженная вязкость текучей среды и меньшее падение давления). Волокна могут увеличивать перенос расклинивающего наполнителя в текучей среде низкой вязкости. Волокна могут быть разлагаемыми после размещения в пласте. Волокна могут быть использованы в гибридных обработках, таких как режимы операций размещения неоднородного расклинивающего наполнителя и/или пульсирующего расклинивающего наполнителя, и/или закачивания волокна.
Хотя предшествующее описание выло приведено в настоящем документе со ссылками на конкретные средства, материалы и варианты реализации, оно не должно быть ограничено раскрытыми здесь деталями, наоборот, оно распространяется на все функционально эквивалентные структуры, способы и применения, которые находятся в рамках прилагаемой формулы изобретения.
Claims (51)
1. Способ обработки подземной формации, включающий в себя:
введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления;
добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока;
нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв;
введение потока с высоким наполнением, содержащего отклоняющий агент, в линию потока высокого давления для объединения с разбавленным потоком для формирования отклоняющей суспензии;
подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в первый разрыв для отклонения потока текучей среды во второй разрыв; и
нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления во второй разрыв.
2. Способ по п.1, в котором разбавленный поток содержит от 1,2 до 12 г/л несущих волокон в расчете на общий объем разбавленного потока (от 10 до 100 фунтов на тысячу галлонов текучей среды-носителя).
3. Способ по п.1, в котором поток с высоким наполнением содержит текучую среду-носитель низкой вязкости, а отклоняющий агент содержит от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) образующих перемычку волокон в расчете на общий объем потока с высоким наполнением, и от 1,2 до 180 г/л (от 10 до 1500 ppt) частиц искусственной формы в расчете на общий объем потока с высоким наполнением.
4. Способ по п.1, включающий в себя прекращение добавления расклинивающего наполнителя в разбавленный поток во время введения потока с высоким наполнением в линию потока высокого давления и подачу отклоняющей суспензии для отклонения во второй разрыв.
5. Способ по п.1, включающий в себя прерывание добавления расклинивающего наполнителя в разбавленный поток во время подачи отклоняющей суспензии в первый разрыв и возобновление добавления расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для нагнетания потока, наполненного расклинивающим наполнителем, во второй разрыв.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя поддержание непрерывного потока текучей среды разбавленного потока в линию потока высокого давления от прекращения нагнетания потока, наполненного расклинивающим наполнителем, в первый разрыв, с помощью подачи отклоняющей суспензии, и до инициирования нагнетания потока, наполненного расклинивающим наполнителем, в первый разрыв.
7. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя нагнетание одной или более разделительных ступеней для отделения потока, наполненного расклинивающим наполнителем, нагнетаемого в первый разрыв, от отклоняющей суспензии, для отделения отклоняющей суспензии от потока, наполненного расклинивающим наполнителем, нагнетаемого во второй разрыв, или обоих из них.
8. Способ по п.1, в котором потоки, наполненные расклинивающим наполнителем, представляют собой жидкость с агентами для снижения трения.
9. Способ по п.1, в котором несущее волокно диспергируют в разбавленном потоке в количестве, действенном для замедления осаждения расклинивающего наполнителя в потоках, наполненных расклинивающим наполнителем.
10. Способ по п.1, в котором разбавленный поток содержит количество несущих волокон, равное или меньшее чем 4,8 г/л, в расчете на общий объем разбавленного потока (менее чем 40 ppt).
11. Способ по п.1, в котором несущие волокна представляют собой извитые штапельные волокна.
12. Способ по п.1, в котором несущие волокна представляют собой извитые штапельные волокна, содержащие от 1 до 10 извилин/см длины, угол извитости от 45 до 160 градусов, среднюю длину вытянутого волокна от 3 до 15 мм, средний диаметр от 8 до 40 микрон, или их сочетание.
13. Способ по п.1, в котором несущие волокна представляют собой извитые штапельные волокна, содержащие извилины в количестве, равном или меньшем чем 5 извилин/см длины волокна.
14. Способ по п.1, в котором несущие волокна содержат полиэфир.
15. Способ по п.1, в котором несущие волокна содержат полиэфир, при этом полиэфир подвержен гидролизу при низкой температуре, меньшей чем 93°C, что определено нагреванием 10 г волокон в 1 л деионизованной воды, до тех пор, пока pH воды не станет меньше чем 3.
16. Способ по п.1, в котором несущие волокна содержат полиэфир, при этом полиэфир подвержен гидролизу при умеренной температуре, между 93°C и 149°C, что определено нагреванием 10 г волокон в 1 л деионизованной воды, до тех пор, пока pH воды не станет меньше чем 3.
17. Способ по п.1, в котором несущие волокна содержат полиэфир, при этом полиэфир выбран из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров молочной и гликолевой кислоты и их сочетания.
18. Способ по п.1, в котором несущие волокна выбраны из группы, состоящей из полимолочной кислоты (polylactic acid, PLA), полигликолевой кислоты (polyglycolic acid, PGA), полиэтилентерефталата (polyethylene terephthalate, PET), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, полибутилен сукцината, полидиоксанона, стекла, керамики, углерода (включая соединения на основе углерода), элементов в металлической форме, сплавов металлов, шерсти, базальта, акрила, полиэтилена, полипропилена, новолоидной смолы, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинон-димидазопиридина, поли(п-фенилен-2,6-бензобисоксазола), вискозы, хлопка, целлюлозы и других натуральных волокон, резины и их сочетания.
19. Способ по п.1, в котором поток с высоким наполнением вводят в линию потока высокого давления при скорости от приблизительно 5 до приблизительно 10 баррелей/мин (0,795-1,59 м3/мин).
20. Способ по п.1, в котором разбавленный поток вводят в линию потока высокого давления при скорости от приблизительно 25 до приблизительно 100 баррелей/мин (3,975-15,9 м3/мин).
21. Способ по п.1, в котором отклоняющую суспензию подают в первый разрыв при скорости от приблизительно 30 до приблизительно 100 баррелей/мин (4,77-15,9 м3/мин).
22. Способ обработки подземной формации, включающий в себя:
введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон, от устройства разбавленной текучей среды в линию потока высокого давления;
введение потока с высоким наполнением, содержащего смесь волокон, образующих перемычку, и частиц искусственной формы, от устройства текучей среды с высоким наполнением в линию потока высокого давления;
объединение разбавленного потока и потока с высоким наполнением для формирования отклоняющей суспензии;
подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в скважинный элемент потока текучей среды, для отклонения потока текучей среды из скважинного элемента потока текучей среды к альтернативному пути потока.
23. Способ по п.22, в котором разбавленный поток содержит текучую среду-носитель низкой вязкости, имеющую вязкость, меньшую чем 50 мПа-с, при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25 °C, и от 1,2 до 12 г/л несущих волокон в расчете на общий объем разбавленного потока (от 10 до 100 фунтов на тысячу галлонов текучей среды-носителя).
24. Способ по п.22, в котором поток с высоким наполнением содержит текучую среду-носитель, имеющую вязкость, меньшую чем 50 мПа-с, при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25 °C; от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) образующих перемычку волокон в расчете на общий объем потока с высоким наполнением и от 1,2 до 180 г/л (от 10 до 1500 ppt) частиц искусственной формы в расчете на общий объем потока с высоким наполнением.
25. Способ по п.22, в котором отклоняющая суспензия содержит текучую среду-носитель, имеющую вязкость, меньшую чем 50 мПа-с, при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25 °C, от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) всего объединенного носителя и образующих перемычку волокон в расчете на общий объем потока с высоким наполнением и от 1,2 до 60 г/л (от 10 до 500 ppt) частиц искусственной формы в расчете на общий объем отклоняющей суспензии.
26. Способ по п.22, включающий в себя образование перемычки из отклоняющей суспензии для образования перемычки через скважинный элемент.
27. Способ по п.22, включающий в себя образование пробки из отклоняющей суспензии для закупоривания скважинного элемента.
28. Способ по п.22, дополнительно включающий в себя установление течения разбавленного потока в скважинный элемент перед подачей отклоняющей суспензии и чередование течения разбавленного потока и отклоняющей суспензии.
29. Способ по п.22, дополнительно включающий в себя поддержание непрерывного потока текучей среды, включающее в себя установление предварительного потока по меньшей мере части разбавленного потока в скважинный элемент перед подачей отклоняющей суспензии, чередование течения разбавленного потока и отклоняющей суспензии, образование перемычки или закупоривание скважинного элемента с помощью отклоняющей суспензии, чередование отклоняющей суспензии и последующего течения разбавленного потока и установление или увеличение потока текучей среды к альтернативному пути потока.
30. Способ по п.22, в котором устройство разбавленной текучей среды и устройство высокого наполнения оба представляют собой насосы.
31. Способ по п.22, в котором устройство высокого наполнения представляет собой инжектор для сброса шаров.
32. Способ обработки подземной формации, включающий в себя:
нагнетание обрабатывающей текучей среды через линию потока высокого давления в подземный пласт для образования системы гидравлических разрывов, при этом обрабатывающая текучая среда содержит:
текучую среду-носитель низкой вязкости, имеющую вязкость, меньшую чем 50 мПа-с, при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25 °C;
расклинивающий наполнитель, диспергированный в текучей среде-носителе, и
несущее волокно, диспергированное в текучей среде-носителе;
поддержание скорости нагнетания обрабатывающей текучей среды для предотвращения образования перемычки в стволе скважины;
введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон и, при необходимости, не содержащего расклинивающий наполнитель, в линию потока высокого давления;
введение потока с высоким наполнением, содержащего смесь волокон, образующих перемычку, и частиц искусственной формы, в линию потока высокого давления;
объединение разбавленного потока и потока с высоким наполнением для формирования отклоняющей суспензии;
подачу отклоняющей суспензии из линии потока высокого давления в систему гидравлического разрыва для отклонения потока текучей среды из одного разрыва в другой.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US14/518,611 | 2014-10-20 | ||
| US14/518,611 US20160108713A1 (en) | 2014-10-20 | 2014-10-20 | System and method of treating a subterranean formation |
| PCT/US2015/054802 WO2016064593A1 (en) | 2014-10-20 | 2015-10-09 | System and method of treating a subterranean formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2673089C1 true RU2673089C1 (ru) | 2018-11-22 |
Family
ID=55748636
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017117263A RU2673089C1 (ru) | 2014-10-20 | 2015-10-09 | Система и способ обработки подземного пласта |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20160108713A1 (ru) |
| AR (1) | AR102370A1 (ru) |
| CA (1) | CA2964380A1 (ru) |
| MX (1) | MX2017004995A (ru) |
| RU (1) | RU2673089C1 (ru) |
| WO (1) | WO2016064593A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Families Citing this family (56)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20150204177A1 (en) * | 2012-08-07 | 2015-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole heterogeneous proppant |
| US10012069B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-07-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treatment design and optimization of sequenced fracturing technique |
| US20160145483A1 (en) * | 2014-11-26 | 2016-05-26 | Schlumberger Technology Corporation | Well treatment |
| US20170167222A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and composition for controlling fracture geometry |
| 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 |
| US11286760B2 (en) | 2016-09-07 | 2022-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for injecting fluids into high pressure injector line |
| EP3526305A4 (en) | 2016-10-11 | 2020-05-27 | Eastman Chemical Company | FIBER CONFIGURATIONS FOR WELLBORE TREATMENT COMPOSITIONS |
| US11136872B2 (en) | 2016-12-09 | 2021-10-05 | Cameron International Corporation | Apparatus and method of disbursing materials into a wellbore |
| CA3048404A1 (en) * | 2016-12-29 | 2018-07-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Fracturing a formation with mortar slurry |
| US11624326B2 (en) | 2017-05-21 | 2023-04-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
| WO2019108415A1 (en) | 2017-11-28 | 2019-06-06 | Ecolab Usa Inc. | Fluid diversion composition in well stimulation |
| WO2020060755A1 (en) | 2018-09-21 | 2020-03-26 | Conocophillips Company | Leak-off control in acid stimulation using dissolvable material |
| US10781658B1 (en) * | 2019-03-19 | 2020-09-22 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Controlled disintegration of passage restriction |
| US11560845B2 (en) | 2019-05-15 | 2023-01-24 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
| EP3981853A4 (en) | 2019-06-07 | 2023-06-07 | Akita University | DRILLING MUD, DRILLING PROCEDURES AND DRILLING MUD ADDITIVE |
| US11306572B2 (en) | 2019-07-12 | 2022-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing modelling and control |
| US11377943B2 (en) | 2019-07-12 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore hydraulic fracturing through a common pumping source |
| US10989180B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-04-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
| US11015536B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| US11015594B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and method for use of single mass flywheel alongside torsional vibration damper assembly for single acting reciprocating pump |
| CA3092829C (en) | 2019-09-13 | 2023-08-15 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for supplying fuel to gas turbine engines |
| US10815764B1 (en) | 2019-09-13 | 2020-10-27 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods and systems for operating a fleet of pumps |
| US11002189B2 (en) | 2019-09-13 | 2021-05-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Mobile gas turbine inlet air conditioning system and associated methods |
| US11604113B2 (en) | 2019-09-13 | 2023-03-14 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
| CA3092865C (en) | 2019-09-13 | 2023-07-04 | Bj Energy Solutions, Llc | Power sources and transmission networks for auxiliary equipment onboard hydraulic fracturing units and associated methods |
| US12065968B2 (en) | 2019-09-13 | 2024-08-20 | BJ Energy Solutions, Inc. | Systems and methods for hydraulic fracturing |
| CA3092868A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Turbine engine exhaust duct system and methods for noise dampening and attenuation |
| CA3197583A1 (en) | 2019-09-13 | 2021-03-13 | Bj Energy Solutions, Llc | Fuel, communications, and power connection systems and related methods |
| US10895202B1 (en) | 2019-09-13 | 2021-01-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Direct drive unit removal system and associated methods |
| US11124700B2 (en) | 2019-09-26 | 2021-09-21 | Oil Field Packaging Llc | Use of micro-particle amorphous silicate in well stimulation |
| US12078060B2 (en) | 2020-01-24 | 2024-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing control |
| RU2743123C1 (ru) * | 2020-02-10 | 2021-02-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
| US11708829B2 (en) | 2020-05-12 | 2023-07-25 | Bj Energy Solutions, Llc | Cover for fluid systems and related methods |
| US10968837B1 (en) | 2020-05-14 | 2021-04-06 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods utilizing turbine compressor discharge for hydrostatic manifold purge |
| US11428165B2 (en) | 2020-05-15 | 2022-08-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Onboard heater of auxiliary systems using exhaust gases and associated methods |
| US11208880B2 (en) | 2020-05-28 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Bi-fuel reciprocating engine to power direct drive turbine fracturing pumps onboard auxiliary systems and related methods |
| US11109508B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-08-31 | Bj Energy Solutions, Llc | Enclosure assembly for enhanced cooling of direct drive unit and related methods |
| US10961908B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-03-30 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
| US11208953B1 (en) | 2020-06-05 | 2021-12-28 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to enhance intake air flow to a gas turbine engine of a hydraulic fracturing unit |
| US11111768B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-09-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Drive equipment and methods for mobile fracturing transportation platforms |
| US10954770B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-03-23 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for exchanging fracturing components of a hydraulic fracturing unit |
| US11066915B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-07-20 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods for detection and mitigation of well screen out |
| US11022526B1 (en) | 2020-06-09 | 2021-06-01 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods for monitoring a condition of a fracturing component section of a hydraulic fracturing unit |
| US11939853B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-26 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods providing a configurable staged rate increase function to operate hydraulic fracturing units |
| US11125066B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-09-21 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate a dual-shaft gas turbine engine for hydraulic fracturing |
| US11933153B2 (en) | 2020-06-22 | 2024-03-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to operate hydraulic fracturing units using automatic flow rate and/or pressure control |
| US11028677B1 (en) | 2020-06-22 | 2021-06-08 | Bj Energy Solutions, Llc | Stage profiles for operations of hydraulic systems and associated methods |
| US11466680B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods of utilization of a hydraulic fracturing unit profile to operate hydraulic fracturing units |
| US11473413B2 (en) | 2020-06-23 | 2022-10-18 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems and methods to autonomously operate hydraulic fracturing units |
| US11220895B1 (en) | 2020-06-24 | 2022-01-11 | Bj Energy Solutions, Llc | Automated diagnostics of electronic instrumentation in a system for fracturing a well and associated methods |
| US11149533B1 (en) | 2020-06-24 | 2021-10-19 | Bj Energy Solutions, Llc | Systems to monitor, detect, and/or intervene relative to cavitation and pulsation events during a hydraulic fracturing operation |
| US11193360B1 (en) | 2020-07-17 | 2021-12-07 | Bj Energy Solutions, Llc | Methods, systems, and devices to enhance fracturing fluid delivery to subsurface formations during high-pressure fracturing operations |
| WO2022118964A1 (ja) * | 2020-12-04 | 2022-06-09 | 国立大学法人秋田大学 | 掘削流体、掘削方法及び掘削流体用添加剤 |
| US11639654B2 (en) | 2021-05-24 | 2023-05-02 | Bj Energy Solutions, Llc | Hydraulic fracturing pumps to enhance flow of fracturing fluid into wellheads and related methods |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
| US20100089581A1 (en) * | 2008-10-14 | 2010-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation by introducing a treatment fluid containing a proppant and a swellable particulate and subsequently degrading the swellable particulate |
| RU2411349C2 (ru) * | 2004-03-27 | 2011-02-10 | Клинсорб Лимитед | Способ обработки подземных пластов |
| US20130233545A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-09-12 | Soane Energy, Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| RU2496977C2 (ru) * | 2008-02-27 | 2013-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину |
| RU2527988C2 (ru) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Улучшенные способы размещения и отклонения текучих сред в подземных пластах |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US9057014B2 (en) * | 2007-12-11 | 2015-06-16 | Aquasmart Enterprises, Llc | Hydraulic fracture composition and method |
| US8936085B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
-
2014
- 2014-10-20 US US14/518,611 patent/US20160108713A1/en not_active Abandoned
-
2015
- 2015-10-09 WO PCT/US2015/054802 patent/WO2016064593A1/en active Application Filing
- 2015-10-09 RU RU2017117263A patent/RU2673089C1/ru active
- 2015-10-09 CA CA2964380A patent/CA2964380A1/en not_active Abandoned
- 2015-10-09 MX MX2017004995A patent/MX2017004995A/es unknown
- 2015-10-20 AR ARP150103390A patent/AR102370A1/es unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2411349C2 (ru) * | 2004-03-27 | 2011-02-10 | Клинсорб Лимитед | Способ обработки подземных пластов |
| US20090176667A1 (en) * | 2008-01-03 | 2009-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable particulates and methods of their use in subterranean formations |
| RU2496977C2 (ru) * | 2008-02-27 | 2013-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину |
| US20100089581A1 (en) * | 2008-10-14 | 2010-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation by introducing a treatment fluid containing a proppant and a swellable particulate and subsequently degrading the swellable particulate |
| RU2527988C2 (ru) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Улучшенные способы размещения и отклонения текучих сред в подземных пластах |
| US20130233545A1 (en) * | 2011-08-31 | 2013-09-12 | Soane Energy, Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2760115C1 (ru) * | 2020-11-06 | 2021-11-22 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR102370A1 (es) | 2017-02-22 |
| US20160108713A1 (en) | 2016-04-21 |
| WO2016064593A1 (en) | 2016-04-28 |
| MX2017004995A (es) | 2017-12-07 |
| CA2964380A1 (en) | 2016-04-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2673089C1 (ru) | Система и способ обработки подземного пласта | |
| US12060761B2 (en) | System and method of treating a subterranean formation with a diverting composition | |
| US9783727B2 (en) | Fluid loss control package for use in subterranean formation operations | |
| US10851283B2 (en) | Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles | |
| US9771785B2 (en) | Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement | |
| RU2569386C2 (ru) | Способ улучшения волоконного тампонирования | |
| AU2014262292B2 (en) | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments | |
| US10138415B2 (en) | Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations | |
| AU2013399663B2 (en) | Fracturing fluids comprising fibers treated with crosslinkable, hydratable polymers and related methods | |
| RU2513568C2 (ru) | Способ консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе для закачивания в скважину | |
| US10066145B2 (en) | Polymer brushes in diverting agents for use in subterranean formations | |
| US11933154B2 (en) | High-pressure manifold for well stimulation material delivery | |
| PL227550B1 (pl) | Sposób obróbki formacji podziemnej oraz minimalizacji nadmiernego wypierania podsadzki z formacji podziemnej |