RU2747957C1 - Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта - Google Patents
Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747957C1 RU2747957C1 RU2020108457A RU2020108457A RU2747957C1 RU 2747957 C1 RU2747957 C1 RU 2747957C1 RU 2020108457 A RU2020108457 A RU 2020108457A RU 2020108457 A RU2020108457 A RU 2020108457A RU 2747957 C1 RU2747957 C1 RU 2747957C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- proppant
- fracturing
- fracture
- viscosity
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 369
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 75
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 21
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 15
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims abstract description 12
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- -1 hydroxyalkyl ester Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 26
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 17
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 17
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 9
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 8
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 125000006724 (C1-C5) alkyl ester group Chemical group 0.000 claims description 6
- VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N Fumaric acid Chemical compound OC(=O)\C=C\C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-OWOJBTEDSA-N 0.000 claims description 6
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 6
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 6
- 230000007420 reactivation Effects 0.000 claims description 6
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium peroxydisulfate Substances [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000007373 indentation Methods 0.000 claims description 5
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000001124 (E)-prop-1-ene-1,2,3-tricarboxylic acid Substances 0.000 claims description 3
- JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 2-(3-fluorophenyl)-1h-imidazole Chemical compound FC1=CC=CC(C=2NC=CN=2)=C1 JAHNSTQSQJOJLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940091181 aconitic acid Drugs 0.000 claims description 3
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N cis-aconitic acid Chemical compound OC(=O)C\C(C(O)=O)=C\C(O)=O GTZCVFVGUGFEME-IWQZZHSRSA-N 0.000 claims description 3
- LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N crotonic acid Chemical compound C\C=C\C(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-NSCUHMNNSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001530 fumaric acid Substances 0.000 claims description 3
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 claims description 3
- LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N methylenebutanedioic acid Natural products OC(=O)CC(=C)C(O)=O LVHBHZANLOWSRM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N trans-aconitic acid Natural products OC(=O)CC(C(O)=O)=CC(O)=O GTZCVFVGUGFEME-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N trans-crotonic acid Natural products CC=CC(O)=O LDHQCZJRKDOVOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 2
- 125000002768 hydroxyalkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)OOS([O-])=O VAZSKTXWXKYQJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 claims 1
- 229920005604 random copolymer Polymers 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 71
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 125000006527 (C1-C5) alkyl group Chemical group 0.000 abstract 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 169
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 128
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 112
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 44
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 41
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 33
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 31
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 28
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 22
- 238000013461 design Methods 0.000 description 22
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 22
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 22
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 22
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 17
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 15
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 15
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 14
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 9
- 238000011439 discrete element method Methods 0.000 description 9
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 6
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 6
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 6
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 6
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 4
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 4
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 4
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 4
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 3
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 3
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 2
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 2
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 2
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 1
- NBNQMELBEQAZIQ-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino) octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)ONC(=O)C=C NBNQMELBEQAZIQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000000180 1,2-diols Chemical class 0.000 description 1
- 150000000185 1,3-diols Chemical class 0.000 description 1
- OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 2-(3-phenylmethoxyphenyl)-1,3-thiazole-4-carbaldehyde Chemical compound O=CC1=CSC(C=2C=C(OCC=3C=CC=CC=3)C=CC=2)=N1 OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl prop-2-enoate Chemical compound OCCOC(=O)C=C OMIGHNLMNHATMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HNNQYHFROJDYHQ-UHFFFAOYSA-N 3-(4-ethylcyclohexyl)propanoic acid 3-(3-ethylcyclopentyl)propanoic acid Chemical compound CCC1CCC(CCC(O)=O)C1.CCC1CCC(CCC(O)=O)CC1 HNNQYHFROJDYHQ-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
- 239000004604 Blowing Agent Substances 0.000 description 1
- 241001416152 Bos frontalis Species 0.000 description 1
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001012508 Carpiodes cyprinus Species 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- 101000805941 Homo sapiens Usherin Proteins 0.000 description 1
- VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N Methyl methacrylate Chemical compound COC(=O)C(C)=C VVQNEPGJFQJSBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019482 Palm oil Nutrition 0.000 description 1
- 244000046052 Phaseolus vulgaris Species 0.000 description 1
- 235000010627 Phaseolus vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 101000725027 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) 60S ribosomal protein L11-A Proteins 0.000 description 1
- 101000725541 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) 60S ribosomal protein L11-B Proteins 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100037930 Usherin Human genes 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052787 antimony Inorganic materials 0.000 description 1
- WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N antimony atom Chemical compound [Sb] WATWJIUSRGPENY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000002051 biphasic effect Effects 0.000 description 1
- 229940063013 borate ion Drugs 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N butyl acrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C=C CQEYYJKEWSMYFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 235000011089 carbon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 1
- 239000005018 casein Substances 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
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000000254 damaging effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000001212 derivatisation Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000416 hydrocolloid Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000797 iron chelating agent Substances 0.000 description 1
- 229940075525 iron chelating agent Drugs 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003278 mimic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 239000003002 pH adjusting agent Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000002540 palm oil Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000007639 printing Methods 0.000 description 1
- HJWLCRVIBGQPNF-UHFFFAOYSA-N prop-2-enylbenzene Chemical compound C=CCC1=CC=CC=C1 HJWLCRVIBGQPNF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101150112803 prpL gene Proteins 0.000 description 1
- 238000010526 radical polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- VSZWPYCFIRKVQL-UHFFFAOYSA-N selanylidenegallium;selenium Chemical compound [Se].[Se]=[Ga].[Se]=[Ga] VSZWPYCFIRKVQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 241000894007 species Species 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002994 synthetic fiber Polymers 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
- 238000003911 water pollution Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—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
- C09K8/62—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
- C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Polymerisation Methods In General (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к способам и составам для гидравлического разрыва подземных пластов. Технический результат - способность переноса проппанта системой гидроразрыва, оптимизация образования трещин, предупреждение нежелательного роста высоты трещин. Система гидроразрыва содержит базовую несущую текучую среду; загуститель, добавленный в базовую несущую текучую среду, и проппант, суспендированный в базовой несущей текучей среде, содержащей загуститель. Загуститель содержит сополимер, полимеризованный с использованием двух разных мономеров, причем первый из двух разных мономеров представляет собой мономер акриловой кислоты, и второй из двух разных мономеров выбран из группы, состоящей из: a) мономера карбоновой кислоты, b) C1-C5-алкилового сложного эфира и/или C1-C5-гидроксиалкилового сложного эфира акриловой кислоты или метакриловой кислоты, c) сшивающего мономера. Базовая текучая среда имеет вязкость от 20 сП до 150 сП и способность переноса проппанта в концентрации от 0,1 фунта на галлон до 20 фунтов на галлон. Способ гидравлического разрыва пласта содержит этапы, на которых суспендируют проппант в указанной выше текучей среде для гидроразрыва, содержащей указанный выше загуститель, закачивают текучую среду для гидроразрыва, содержащую загуститель и суспендированный проппант, в пласт в ходе операции гидроразрыва. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 3 табл., 24 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ: Настоящая заявка представляет собой заявку по параграфу 371 по заявке на патент PCT/US2018/043295, поданной 23 июля 2018 года, которая является продолжением заявки на патент США № 15/666322, поданной 01 августа 2017 года.
ЗАЯВЛЕНИЕ О ФЕДЕРАЛЬНОМ ФИНАНСИРОВАНИИ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЛИ РАЗРАБОТКИ: Не приложено
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Область техники, к которой относится изобретение.
[0001] Настоящее изобретение в общем относится к способам и составам для гидравлического разрыва подземных пластов. В частности, оно относится к системе гидроразрыва, которая использует текучие среды, способные суспендировать расклинивающие материалы без необходимости высокой мощности закачки.
2. Описание известного уровня техники, включающее в себя информацию, раскрытую согласно 37 CFR 1.97 и 1.98.
Текучие среды для гидроразрыва и добавки
[0002] Текучие среды для гидроразрыва закачиваются в скважину для создания проводящих трещин и прохождения околоскважинного повреждения в углеводородсодержащих зонах. Конечным результатом является увеличение продуктивной площади устья пласта по сравнению с неразрывным пластом. Для придания текучей среде предсказуемого набора свойств, включая вязкость, сопротивление трению, совместимость с пластом, и для регулирования потери текучей среды, подбирается ряд химических добавок.
[0003] Для создания трещины текучая среда закачивается в ствол скважины с высокой скоростью для увеличения давления в стволе скважины в перфорационных каналах до значения, превышающего давление разрыва пласта. Давление разрыва, как правило, считается как сумма напряжения на месте и прочности на разрыв горной породы. После того, как пласт разорван и трещина создана, трещина может быть расширена при давлении, называемом давлением распространения трещины. Давление распространения трещины равно сумме:
Напряжения на месте
Перепада эффективного давления
Перепада давления в околоскважинной зоне
[0004] Перепад эффективного давления равен перепаду давления вдоль трещины в результате течения вязкой текучей среды в трещине плюс любое повышение давления, вызванное краевыми эффектами. Перепад давления в околоскважинной зоне может быть совокупностью перепада давления вязкой текучей среды, протекающей через перфорационные каналы, и/или перепада давления, получающегося в результате отклонения между стволом скважины и распространяющейся трещиной. Таким образом, свойства текучей среды для гидроразрыва очень важны при создании и распространении трещины.
[0005] Идеальная текучая среда для гидроразрыва должна:
Быть способна перемещать расклинивающий агент в трещину
Быть совместимой с горной породой и текучей средой пласта
Создавать достаточный перепад давления вдоль трещины для создания широкой трещины
Минимизировать потери давления на трение во время закачки
Быть изготовлена с использованием химических добавок, которые одобрены местными экологическими нормами
Разрушаться до текучей среды с низкой вязкостью для очистки после обработки
Быть экономически эффективной.
[0006] Вязкость текучей среды для гидроразрыва является важной точкой дифференциации как в отношении выполнения гидроразрыва, так и в отношении ожидаемой геометрии трещин. Во многих современных методах, обычно называемых обработкой с использованием «скользкой воды», используют текучие среды с низкой вязкостью, закачиваемые с высокой скоростью для создания удлиненных, хорошо удерживаемых и сложных трещин, с низкой концентрацией расклинивающего агента (0,2-5 фунтов проппанта на галлон жидкости (РРА)). Для минимизации риска преждевременного осаждения, скорость закачки должна быть достаточно высокой, чтобы проппант перемещался на большие расстояния (часто по горизонтальным стволам скважин) перед входом в трещину. Для сравнения: для классических широких трещин несущая текучая среда должна быть достаточно вязкой (обычно от 50 до 1000 сП при скорости сдвига 40-100 с-1) для перемещения проппанта при более высокой концентрации (1-10 РРА на галлон). Такие смеси часто закачивают при более низкой скорости, и они могут создавать более широкие трещины (обычно от 0,2 до 1 дюйма) с аномальным ростом высоты и удержанием.
[0007] Плотность несущей текучей среды также важна. Плотность текучей среды влияет на давление закачки в устье скважины и на способность текучей среды вытекать обратно после обработки. Текучие среды на водной основе обычно имеют плотность около 8,4 фунтов на галлон. Плотность текучей среды на углеводородной основе составляет от 70 до 80% от плотности текучей среды на водной основе. Плотность вспененной текучей среды может быть существенно ниже плотности текучей среды на водной основе. В пластах с низким давлением для улучшения очистки могут быть использованы текучие среды с низкой плотностью, такие как пена. С другой стороны, в некоторых глубоких пластах (включая гидроразрыв с применением проппанта на шельфе) существует потребность в текучих средах для гидроразрыва с более высокой плотностью, плотность которых может превышать 12 фунтов на галлон.
[0008] Фундаментальный принцип, используемый во всех моделях образования трещин, заключается в том, что «объем трещины равен общему объему закаченной текучей среды минус объем текучей среды, которая вытекает в пласт». Эффективность текучей среды представляет собой процентное содержание текучей среды, которая все еще находится в трещине в любой момент времени, по сравнению с общим объемом, закаченным в тот же момент времени. Для определения площади трещины использовано понятие потери текучей среды. Если вытекает слишком много текучей среды, текучая среда имеет низкую эффективность (10-20%), и создаваемый объем трещины будет составлять лишь малую долю от общего закаченного объема. Однако, если эффективность текучей среды слишком высока (80-90%), трещина не закроется быстро после обработки и не сможет удерживать проппант на месте. В лучшем случае эффективность текучей среды от 40 до 60% обеспечит оптимальный баланс между созданием трещины и закрытием трещины после обработки для удержания проппанта на месте.
[0009] В большинстве пластов с низкой проницаемостью потери и эффективность текучей среды для гидроразрыва зависят от проницаемости пласта. В пластах с высокой проницаемостью в текучую среду для гидроразрыва часто добавляется добавка для снижения потерь текучей среды для уменьшения утечки и повышения эффективности текучей среды. В пластах с естественной трещиноватостью или высокой степенью рельефности утечка может быть чрезвычайно высокой с эффективностью в диапазоне от 10 до 20% или менее. Для гидроразрыва пластов с естественной трещиноватостью обработку часто следует выполнять с высокими скоростями закачки с добавками для снижения потерь текучей среды для стимулирования образования сети трещин.
Категории текучих сред для гидроразрыва
[0010] Доступные в настоящее время категории текучих сред для гидроразрыва состоят из:
Вязких текучих сред на водной основе
Невязких текучих сред на водной основе
Загущенных текучих сред на углеводородной основе
Текучих сред на кислотной основе
Вспененных текучих сред
Текучие среды для гидроразрыва на водной основе - несшитые полимеры и «скользкая вода»
[0011] Обычной практикой в гидроразрыве газоносных пластов является использовании невязких текучих сред типа «скользкая вода», закачиваемая с высокой скоростью (> 60 баррелей в минуту) для образования узких трещин с низкой концентрацией проппанта. В последнее время эти методы обработки стали стандартной технологией при стимулировании гидроразрыва нескольких месторождений США, включая Barnett, Marcellus и Haynesville, и обеспечивают экономически выгодное производство. Низкая концентрация проппанта, высокая эффективность текучей среды и высокие скорости закачки при обработке с использованием скользкой воды приводят к трещинам очень сложной формы. Дополнительно по сравнению с обычной двукрылой трещиной в трещинах, появляющихся в результате воздействия скользкой воды, часто обнаруживают первичную трещину, соединенную с множеством групп (обычно 2-3 группы) естественных трещин, которые были сформированы в различных геологических средах и имеют различные свойства, включая ориентацию, сопротивление трению, плотность и размер. В сочетании с многоступенчатым завершением трещин и множеством скважин, расположенных на пласте, сложная сеть трещин дает высокую степень площади контакта с пластом.
[0012] Наиболее важной химической добавкой для получения трещин с использованием скользкой воды является понизитель трения (FR). Высокая скорость закачки для обработки с использованием скользкой воды (часто 60-100 баррелей в минуту) требует действия добавок FR для уменьшения потерь давления на трение до 70%. Этот эффект помогает снизить давление закачки до приемлемого уровня во время закачки проппанта. Обычные химические составы для снижения трения включают в себя производные полиакриламида и сополимеры, добавляемые в воду в низких концентрациях. Дополнительные добавки для текучих сред типа «скользкая вода» могут включать в себя биоцид, поверхностно-активное вещество (модификация смачиваемости), ингибитор образования отложений и другие. Производительность (снижение трения) текучих сред типа «скользкая вода», как правило, менее чувствительна к качеству водной смеси, что является большим преимуществом по сравнению со многими традиционными загущенными текучими средами для гидроразрыва. Однако в водной смеси с высокой степенью минерализации многие добавки FR могут привести к снижению достигаемого уровня снижения трения. Другие преимущества и недостатки текучих сред типа «скользкая вода» и выполнения гидроразрыва с их использованием (по сравнению с загущенными текучими средами для гидроразрыва) подробно описаны ниже:
Преимущества:
Сохранение высокой проводимости благодаря отсутствию фильтрационной корки.
Сниженная чувствительность к степени минерализации и загрязнениям в водной смеси.
Уменьшенное количество добавок текучей среды, требуемых для текучей среды для гидроразрыва.
Недостатки:
При проектировании гидроразрыва часто требуются большие объемы воды (по сравнению с «загущенными» текучими средами для гидроразрыва).
Требуется большая мощность (для поддержания высокой производительности закачки 60-110 баррелей в минуту).
Ограниченная ширина трещины (из-за низкой максимальной концентрации проппанта при низкой вязкости).
Уменьшенный процент извлечения обратного притока (из-за поглощения текучей среды для гидроразрыва в сложной сети трещин вдали от ствола скважины).
Ограничение применения мелкоячеистых расклинивающих агентов (из-за снижения способности невязких текучих сред перемещать крупные проппанты).
[0013] Поскольку предполагаемая несущая способность суспензии проппанта текучих сред типа «скользкая вода» довольно низка, дополнительным решением является использование линейных (несшитых) гелей. Эти текучие среды, основанные на несшитых растворах полисахаридов (т.е. гуар, дериватизированный гуар, ГЭЦ, ксантан), имеют вязкости до 100 сП при 100 с-1 при температуре поверхности, которые зависят от концентрации полимера. Поскольку эта вязкость на несколько порядков выше, чем у «скользкой воды», линейные гели имеют улучшенную суспензию проппанта. Когда несшитые гели используются в суспензии на поздних стадиях гидроразрыва (а на этапе введения подушки и в суспензии на ранних стадиях используется «скользкая вода»), это часто называется «гибридными» методами гидроразрыва. [Следует отметить, что «гибридный» также может относиться к методам гидроразрыва с использованием сшитого геля после «скользкой воды», сшитого геля после линейного/несшитого, и к другим вариантам.]
[0014] Полимеры используются для загущения текучей среды. Сшивающие агенты используются для превращения вязкой текучей среды в псевдопластичную текучую среду. Биоциды используются для уничтожения бактерий в водной смеси. Буферы используются для контроля pH текучей среды для гидроразрыва. Поверхностно-активные вещества используются для снижения поверхностного напряжения. Добавки для снижения потерь текучей среды используются для минимизации утечки текучей среды в пласт. Стабилизаторы используются для поддержания вязкости текучей среды при высокой температуре. Разжижители используются для разрушения полимеров и мест сшивания при низкой температуре.
[0015] «Скользкая вода» или гидроразрыв с использованием «скользкой воды» представляет собой способ или систему гидроразрыва, которая включает добавление химических веществ в воду для увеличения потока текучей среды. Это способ гидроразрыва, который основан на больших объемах воды и минимальном количестве химических добавок. Текучая среда может закачиваться в ствол скважины со скоростью 100 баррелей в минуту для гидроразрыва сланца. Без использования «скользкой воды» максимальная скорость закачки составляет около 60 баррелей в минуту. Способы гидроразрыва с использованием «скользкой воды» использовались до того, как гели и высоковязкие текучие среды стали промышленным стандартном для большинства проектов гидроразрыва, но простота проекта гидроразрыва с использованием «скользкой воды» доказала, что в некоторых пластах, например, в среднем пласте Bakken, образуется более сложная сеть трещин.
[0016] Процесс включает в себя закачку понизителей трения, обычно полиакриламида. Биоциды, поверхностно-активные вещества и ингибиторы образования отложений также могут находиться в текучей среде. Понизители трения увеличивают скорость потока смеси. Биоциды, такие как бром, предотвращают засорение трещин микроорганизмами и образование слизи в скважине. Поверхностно-активные вещества удерживают песок во взвешенном состоянии. Метанол и нафталин могут быть использованы в качестве биоцидов. Соляная кислота и этиленгликоль могут быть использованы в качестве ингибиторов образования отложений. В поверхностно-активных веществах используются бутанол и монобутиловый эфир этиленгликоля (2-BE). В способе с использованием «скользкой воды» обычно используется больше воды, чем в более ранних способах гидроразрыва - от одного до пяти миллионов галлонов на операцию гидроразрыва.
[0017] Другие химические соединения, которые иногда используются, включают в себя бензол, хром и множество других. Как известно, многие из них токсичны и вызывают широко распространенную проблему возможного загрязнения воды. Это особенно актуально, когда скважины, подвергающиеся гидроразрыву с использованием «скользкой воды», расположены вблизи водоносных горизонтов, которые используются для местной питьевой воды. Деятельность по гидроразрыву строго регулируется государственными органами.
[0018] Таким образом, «скользкая вода» представляет собой сочетание текучей среды на водной основе и проппанта, которое имеет низкую вязкость. Обычно ее используют в глубоких сланцах под высоким давлением, в то время как текучие среды для гидроразрыва с использованием пены азота чаще используют в неглубоких сланцах и в тех, которые имеют более низкое пластовое давление.
[0019] В настоящее время в основном используются три типа текучих сред для гидроразрыва. Это текучая среда для гидроразрыва на водной основе или «скользкая вода», линейный гель и сшитый гель. Все три из этих текучих сред для гидроразрыва имеют различные свойства и применения.
[0020] Текучая среда для гидроразрыва на водной основе представляет собой воду, содержащую понизитель трения и возможно биоцид, поверхностно-активное вещество, разжижитель или добавку стабилизации глинистых пород. Это текучая среда имеет низкую вязкость 2-3 сП, которая требует высокой скорости закачки для перемещения проппанта. Небольшой размер проппанта, такой как 40/70, является обычным для этой текучей среды из-за ее низкой вязкости. Из трех типов текучей среды для гидроразрыва текучая среда для гидроразрыва на водной основе является наименее вредной для проппантной пачки, и она широко используются в газовых скважинах.
[0021] Линейный гель представляет собой воду, содержащую гелеобразующий агент, такой как гуаровая камедь, HPG, CMHPG или ксантан. Другими возможными добавками являются буферы, биоцид, поверхностно-активное вещество, разжижитель и добавка стабилизации глинистых пород. Эта текучая среда имеет среднюю вязкость 10-30 сП, что приводит к улучшению перемещения проппанта и более широким трещинам по сравнению с текучей средой для гидроразрыва на водной основе. Средний размер проппанта, такой как 30/50, является обычным для этой текучей среды. Линейный гель более вреден для проппантной пачки, чем текучая среда для гидроразрыва на водной основе, и он широко используется как в газовых, так и в нефтяных скважинах.
[0022] Сшитый гель представляет собой воду, содержащую любой из гелеобразующих агентов, используемых в линейном геле, и сшивающий агент, такой как бор (B), цирконий (Zr), титан (Ti) или алюминий (Al). Другими возможными добавками являются буферы, биоцид, поверхностно-активное вещество, разжижитель и добавка стабилизации глинистых пород. Это текучая среда имеет высокую вязкость 100-2500 сП при конфигурации боба 100-1 R1:B5, что приводит к лучшему перемещению проппанта и более широким трещинам по сравнению с текучей средой для гидроразрыва на основе линейного геля. Большие размеры проппанта, такие как 20/40 и 16/30, являются обычными для этой текучей среды особенно при низких скоростях закачки, таких как <60 баррелей в минуту. Сшитый гель является более вредным для проппантной пачки, чем линейный гель, и он широко используется в нефтяных скважинах и в скважинах с высоким содержанием текучей среды из-за его общего остаточного содержания 7-12%.
[0023] Другие менее распространенные текучие среды для гидроразрыва включают в себя загущенную нефть, загущенную кислоту, вспененную нефть с азотом, вспененную воду с азотом или диоксидом углерода и загущенный LPG.
[0024] Полиакриламид представляет собой понизитель трения, используемый для «сглаживания» воды для минимизации трения и понижения мощности, требуемой для закачки текучей среды для гидроразрыва. Нефтяные дистилляты и гидрообработанный легкий нефтяной дистиллят используются в качестве несущих текучих сред для полиакриламидного понизителя трения. В качестве стабилизаторов продукта или агентов, улучшающих работоспособность в зимних условиях, используют метанол и этиленгликоль.
[0025] Гуаровая камедь и смесь полисахаридов являются желирующими агентами, используемыми для сгущения воды с целью суспендирования песка (проппанта). Нефтяные дистилляты и гидрообработанный легкий нефтяной дистиллят используются в качестве несущих текучих сред для гуаровой камеди в жидких гелях.
[0026] Учитывая современные технологии, химические вещества должны использоваться в гидроразрыве для обеспечения эффективной обработки продуктивного пласта. Общее использование химических веществ для гидроразрыва, включая типы химических веществ, их использование в процессе и результат их использования, рассматриваются ниже.
[0027] Гуаровая камедь представляет собой галактоманнан - полисахарид, состоящий из маннозного остова с боковыми группами галактозы. Главным образом, она представляет собой наземный эндосперм гуаровых бобов и обычно изготавливается в виде сыпучего грязно-белого порошка. Известно, что гуар может придавать жесткость воде до такой степени, что смесь способна переносить песок в горизонтальные участки скважин и обеспечивать операции гидроразрыва в ней.
[0028] Гуаровая камедь показывает четкое плато низкого сдвига на кривой текучести и сильное разжижение при сдвиге. Реология гуаровой камеди является типичной для полимера в состоянии статистического клубка. Она не показывает очень высокую вязкость плато с низким сдвигом, наблюдаемую у более жестких полимерных цепей, таких как ксантановая камедь. Она очень тиксотропна при концентрации свыше 1%, но при концентрации ниже 0,3% тиксотропия незначительна. Гуаровая камедь показывает синергизм вязкости с ксантановой камедью. Смеси гуаровой камеди и мицеллярного казеина могут быть слегка тиксотропными, если образуется бифазная система.
[0029] Гуаровая камедь экономична, так как она почти в восемь раз превосходит по загущающей способности кукурузный крахмал, а для получения достаточной вязкости требуется лишь небольшое количество гуаровой камеди. Таким образом, она может использоваться в различных многофазных составах: в качестве эмульгатора, потому что он помогает предотвратить слипание капель нефти, и/или в качестве стабилизатора, потому что он помогает предотвратить осаждение твердых частиц. Гуаровая камедь является загустителем с очень благоприятными реологическими свойствами. Она обладает особенно полезной способностью образовывать хрупкие гели при сшивании с бором. Это делает ее чрезвычайно ценной для гидроразрыва.
[0030] Гидроразрыв влечет за собой закачку содержащих песок текучих сред в нефтяной пласт или в пласт природного газа при высоком давлении и при высокой скорости потока. Это приводит к образованию трещин в пластовой породе, а затем приводит к открыванию трещин. Вода сама по себе является слишком «жидкой», чтобы быть эффективной при переносе песка проппанта, так что гуаровая камедь является одним из ингредиентов, часто добавляемым для загущения суспензионной смеси и улучшения ее способности переносить проппант. Существует несколько важных свойств: 1. Тиксотропность: текучая среда должна быть тиксотропной, что означает, что она должна образовывать гель в течение нескольких часов. 2. Гелеобразование и превращение из геля в жидкость: требуемая вязкость меняется в течение нескольких часов. Когда суспензия для гидроразрыва смешана, она должна быть достаточно жидкой, чтобы ее было легче закачивать. Затем, когда она течет по трубе, текучая среда должна образовать гель, чтобы поддержать проппант и перенести его глубоко в трещины. После этого процесса гель должен разрушиться, чтобы текучая среда гидроразрыва могла быть извлечена путем обратного потока, но оставила проппант позади. Это требует химического процесса, который затем разрушает сшитый гель с прогнозируемой скоростью.
[0031] Гуаровая камедь+бор+запатентованные химикаты могут достичь обеих этих целей одновременно.
[0032] Производители определяют различные сорта и уровни качества гуаровой камеди по размеру частиц, вязкости, образующейся при данной концентрации, и скорости, с которой эта вязкость развивается. Крупноячеистые гуаровые камеди обычно, но не всегда, развивают вязкость медленнее. Они могут достигать достаточно высокой вязкости, но для этого потребуется больше времени. С другой стороны, они будут диспергироваться лучше, чем мелкоячеистые, при прочих равных условиях. Более тонкая сетка, такая как сетка 200 меш, требует больше усилий для растворения.
[0033] На рынке представлены модифицированные формы гуаровой камеди, включая ферментативно модифицированный, катионный и гидропропиловый гуар.
Гуаровая камедь и производные гуара в гидроразрыве
[0034] Гуаровые камеди предпочтительны в качестве загустителей для повышения нефтеотдачи пластов (ЭОР), на гуаровую камедь и ее производные приходится большая часть загущенных текучих сред гидроразрыва. Гуар является более растворимым в воде, чем другие камеди, и он также является лучшим эмульгатором, потому что он имеет больше точек разветвления на галактозе. Гуаровая камедь проявляет высокую вязкость при низком сдвиге, но она сильно разжижается при сдвиге. Будучи неионной, на нее не влияет ионная сила или рН, но она будет деградировать при низком рН при умеренной температуре (рН 3 при 50°C). Производные гуара демонстрируют стабильность в условиях высокой температуры и pH. Использование гуара позволяет достичь исключительно высоких вязкостей, что улучшает способность текучей среды гидроразрыва перемещать проппант. Гуар довольно быстро гидратируется в холодной воде, давая псевдопластичные растворы с высокой вязкостью, как правило, с большей вязкостью при низком сдвиге, чем другие гидроколлоиды. Коллоидные твердые вещества, присутствующие в гуаре, делают жидкости более эффективными, создавая более тонкий слой фильтрационной корки. Проводимость проппантной пачки поддерживается за счет использования текучей среды, которая имеет превосходный контроль над потерей текучей среды за счет коллоидных твердых веществ, присутствующих в гуаровой смоле.
[0035] Гуар обладает в восемь раз большей сгущающей способностью, чем крахмал. Дериватизация гуаровой камеди приводит к незначительным изменениям свойств, таким как снижение водородных связей, повышение растворимости в водно-спиртовой смеси и улучшение совместимости электролитов. Эти изменения свойств приводят к более широкому использованию в различных областях, таких как печать на текстиле, взрывчатые вещества и гидроразрыв водонефтяного пласта.
Сшитый гуар
[0036] Молекулы гуара имеют тенденцию к агрегации в процессе гидроразрыва, в основном из-за межмолекулярной водородной связи. Эти агрегаты вредны для извлечения нефти, потому что они забивают трещины, ограничивая поток нефти. Сшивание гуаровых полимерных цепей предотвращает агрегацию путем образования металл-гидроксильных комплексов. Первые сшитые гуаровые гели были разработаны в конце 60-х годов. Для сшивания используется несколько металлических добавок, среди которых хром, алюминий, сурьма, цирконий и бор. Бор в виде B(OH)3 реагирует с гидроксильными группами полимера в двухстадийном процессе для связывания двух полимерных цепей вместе с образованием бис-диольных комплексов.
[0037] 1,2-диольный комплекс с соотношением один к одному и 1,3-диольный комплекс с соотношением один к одному помещают отрицательно заряженный ион бората на полимерную цепь в качестве боковой группы. Борная кислота сама по себе не образует комплекса с полимером, так что весь связанный бор заряжен отрицательно. Основная форма сшивания может быть обусловлена ионной связью между анионным боратным комплексом и адсорбированными катионами на второй полимерной цепи. Разработка сшитых гелей стала главным достижением в технологии текучей среды для гидроразрыва. Вязкость повышается путем связывания нитей с низкой молекулярной массой, эффективно получая нити с более высокой молекулярной массой и жесткую структуру. Сшивающие агенты добавляют в суспензии линейных полисахаридов, чтобы обеспечить более высокие характеристики перемещения проппанта по сравнению с линейными гелями.
[0038] Более низкие концентрации гуаровых гелеобразующих агентов необходимы, когда линейные гуаровые цепочки сшиты. Установлено, что пониженные концентрации гуара обеспечивают лучшие и более полные разрывы в гидроразрыве. Разрушение сшитого гуарового геля после процесса гидроразрыва восстанавливает проницаемость пласта и позволяет увеличить производственный поток нефтепродуктов.
[0039] При гидроразрыве вязкость играет основную роль в обеспечении достаточной ширины трещины, чтобы обеспечить ввод проппанта в трещину и минимизировать преждевременное выпадение проппанта, переносе проппанта из ствола скважины к верхушке трещины гидроразрыва и дальнейшем отведении проппанта в сеть трещин, создавая требуемое эффективное давление для контроля роста высоты трещин гидроразрыва и реактивации естественных трещин, а также обеспечивая контроль над потерей текучей среды. Текучая среда, используемая для получения желаемой вязкости, должна быть безопасной в обращении, безвредной для окружающей среды, не повреждающей проводимость трещин и проницаемость пласта, простой в смешивании, недорогой и способной контролировать потерю текучей среды. Это очень сложный в выполнении список требований, которые были признаны с момента изобретения гидроразрыва.
[0040] Выбор подходящей текучей среды гидроразрыва начинается с выбора объема подушки, необходимого для создания желаемой геометрии трещины. Обычно за этим следует выбор того, какой вязкостью должна обладать текучая среда, чтобы:
[0041] Обеспечить достаточную ширину трещины для обеспечения ввода проппанта в трещину и предотвращения его преждевременного выпадения.
[0042] Обеспечить требуемое эффективное давление либо для обработки некоторого требуемого роста высоты трещин гидроразрыва, либо для предотвращения разрыва в некоторую нежелательную зону, например, в водный слой, и для контроля степени сети реактивированных естественных трещин.
[0043] Обеспечить несущую способность для перемещения проппанта из ствола скважины к верхушке трещины гидроразрыва и доставки проппанта из трещины гидроразрыва в сложную сесть естественных трещин.
[0044] Контролировать потерю текучей среды. В случаях, когда гелеобразная фильтрационная корка не может быть образована, вязкость текучей среды для гидроразрыва (т.е. CI) может быть главным механизмом для контроля потери текучей среды. Эта система выбора продолжается, когда дело доходит до выбора подходящей системы текучей среды для выполнения гидроразрыва с заполнением трещин проппантом или гидроразрыва с кислотной текучей средой. Эти критерии включают в себя:
[0045] Безопасность - текучая среда не должна подвергать опасности персонал на месте.
[0046] Безвредность для окружающей среды - состав текучей среды должен быть как можно более «экологичным».
[0047] Разжижитель - текучая среда должна «разжижаться» до низкой вязкости так, чтобы она могла вытекать обратно и обеспечивать очистку трещины.
[0048] Экономическая эффективность - текучая среда должна быть экономичной и не доводить стоимость обработки до неприемлемого уровня.
[0049] Совместимость - текучая среда не должна взаимодействовать и наносить ущерб минералогическому составу пласта и/или пластовым текучим средам.
[0050] Очистка - текучая среда не должна повреждать проводимость трещины или изменять относительную проницаемость пласта, чтобы предотвратить образование водяных блоков. Это становится очень важным в скважинах низкого давления или в скважинах, в которых добывается очень сухой газ.
[0051] Легкость смешивания - система текучей среды должна легко смешиваться даже в очень неблагоприятных условиях.
[0052] Потеря текучей среды - текучая среда должна помогать контролировать потерю текучей среды. Идеальная текучая среда должна обладать гибкостью при потере текучей среды.
[0053] Таким образом, идеальной текучей средой для гидроразрыва будет та, которая имеет легко измеряемую контролируемую вязкость, контролируемые характеристики потери текучей среды, не будет повреждать трещину или взаимодействовать с текучей средой пласта, будет абсолютно безвредной и инертной и будет стоить менее $4,00 за галлон. К сожалению, в настоящее время это невозможно, поэтому необходимо идти на компромиссы.
[0054] Из этих факторов вязкость текучей среды является основным связанным с текучей средой параметром для проектирования и эксплуатации гидроразрыва. Однако часто завышают значение необходимой вязкости. Чрезмерная вязкость увеличивает затраты, снижает эффективность времени закачки, повышает давление обработки (что может вызвать нежелательный рост высоты и отправляет текучую среду и проппант в непродуктивные зоны) и может снизить проводимость трещины, поскольку многие из химических веществ, используемых для увеличения вязкости, оставляют остаток, который нарушает проницаемость проппанта.
[0055] Существует несколько типов текучих сред для гидроразрыва и широкий диапазон добавок для текучих сред.
[0056] Типы текучих сред включают в себя:
Текучие среды на водной основе
Текучие среды на углеводородной основе
Аэрированные текучие среды
Многофазные эмульсии
Текучие среды на основе кислоты
[0057] Добавки включают в себя:
Гелеобразующие агенты
Сшивающие агенты
Разжижители
Добавки контроля потери текучей среды
Бактерициды
Поверхностно-активные вещества и неэмульгирующие агенты
Добавки стабилизации глинистых пород.
[0058] Назначение и результат(ы) применения в скважинах обычных добавок для текучих сред для гидроразрыва более подробно рассмотрены ниже.
[0059] Подавляющее большинство текучих сред гидроразрыва, используемых сегодня, используют воду в качестве базовой текучей среды. Обычно компоненты, которые образуют состав сшитых текучих сред для гидроразрыва, включают в себя полимер, буфер, стабилизатор или разжижитель геля и сшивающий агент. Каждый из этих компонентов имеет решающее значение для получения желаемых свойств текучей среды для гидроразрыва. Роль полимеров в текучих средах для гидроразрыва состоит в том, чтобы обеспечить ширину трещины, суспендировать проппанты, помочь обеспечить ширину трещины, помочь в контроле потери жидкости в пласте и снизить давление трения в трубчатых материалах. Гуаровая камедь и производные целлюлозы являются наиболее распространенными типами полимеров, используемых в текучих средах гидроразрыва. Первый патент на гуар, сшитый боратом, был выдан 16 октября 1962 года (патент США №3,058,909). Было обнаружено, что сшивающие агенты на основе металлов, разработанные компанией DuPont для пластичных взрывчатых веществ, полезны для изготовления текучих сред для гидроразрыва для высокотемпературных применений. Производные целлюлозы не содержат остатков и, таким образом, помогают минимизировать повреждение пласта текучей средой для гидроразрыва и широко используются при гидроразрыве и набивке. Производные целлюлозы трудно диспергировать из-за их высокой скорости гидратации. Гуаровая камедь и ее производные легко диспергируются, но при разрушении образуют остаток.
[0060] Кислота может быть добавлена для содействия растворению минералов и инициированию трещин в горной породе. В скважине кислота вступает в реакцию с минералами, которые присутствуют в пласте, для образования солей, воды и диоксида углерода (т.е. нейтрализуется).
[0061] Кислота/ингибитор коррозии могут быть добавлены для защиты обсадной трубы скважины от коррозии. В скважине он связывается с металлическими поверхностями (т.е. трубами) скважины. Любой оставшийся несвязанный продукт расщепляется микроорганизмами и потребляется или возвращается в добываемой воде.
[0062] Биоцид может быть добавлен для уничтожения бактерий в воде, которые могут вызывать образование коррозионных побочных продуктов. В скважине биоцид вступает в реакцию с микроорганизмами, которые могут присутствовать в текучей среде для обработки и пласте. Эти микроорганизмы расщепляют продукт, причем небольшое количество продукта возвращается в добываемой воде.
[0063] Базовая несущая текучая среда (вода) создает геометрию трещины и суспендирует проппант. В скважине некоторая часть базовой несущей текучей среды остается в пласте, в то время как оставшаяся часть возвращается с природной пластовой водой в качестве «добываемой воды» (фактическое количество возвращаемой текучей среды варьируется для разных скважин).
[0064] «Разжижитель» представляет собой добавку, которая позволяет задерживать расщепление гелей при необходимости. В скважине разжижитель сразу вступает в реакцию с «сшивающим агентом» и «гелем» в пласте, что упрощает попадание текучей среды в ствол скважины. В результате реакции образуются соли аммиака и сульфата, которые возвращаются в добываемой воде.
[0065] Временные или постоянные стабилизаторы глинистых пород запирают глинистые породы в сланцевой структуре. В скважине они вступают в реакцию с глинистыми породами в пласте путем обмена ионами натрия и калия. В результате реакции образуется хлорид натрия, который возвращается в добываемой воде. Стабилизаторы глинистых пород заменяют связующие соли, например, хлорид кальция, помогая сохранять целостность пласта при растворении хлорида кальция.
[0066] Сшивающая добавка сохраняет вязкость текучей среды для гидроразрыва при повышении температуры. В скважине она объединяется с «разжижителем» в пласте для образования солей, которые возвращаются в добываемой воде.
[0067] Понизитель трения представляет собой добавку, которая уменьшает эффекты трения (по сравнению с базовой водой) в трубах. В скважине он остается в пласте, где температура и воздействие на «разжижитель» обеспечивает возможность его расщепления и потребления микроорганизмами естественного происхождения. Небольшое количество возвращается с добываемой водой.
[0068] Гелевая добавка может использоваться для загущения воды для суспендирования проппанта. В скважине она объединяется с «разжижителем» в пласте, что значительно упрощает попадание текучей среды в ствол скважины и возврат в добываемой воде.
[0069] Добавки для контроля железа представляют собой хелатирующие железо агенты, которые помогают предотвратить осаждение оксидов металлов. В скважине они вступают в реакцию с минералами в пласте для образования простых солей, диоксида углерода и воды, которые возвращаются в добываемой воде.
[0070] Деэмульгатор может быть добавлен для разрушения или разделения смесей нефти и воды (эмульсий). В скважине деэмульгатор, как правило, возвращается с добываемой водой, но в некоторых пластах он может попадать в газовый поток и возвращаться в добываемом природном газе.
[0071] Регулирующий pH агент/буфер может быть добавлен для поддержания эффективности других добавок, например, сшивающих агентов. В скважине он вступает в реакцию с кислотными агентами в текучей среде для обработки для поддержания нейтрального (ни кислого, ни щелочного) pH. Продукты реакции представляют собой минеральные соли, воду и диоксид углерода, которые возвращаются в добываемой воде.
[0072] Расклинивающий агент (или «проппант») добавляют для удержания трещин открытыми, что позволяет добывать углеводороды. В скважине он предпочтительно остается в пласте вдавленным в трещины (используется для «расклинивания» открытых трещин).
[0073] Ингибитор образования отложений может быть добавлен для предотвращения образования отложений в трубе и пласте. В скважине продукт присоединяется к пласту. Большая часть продукта возвращается с добываемой водой, в то время как оставшаяся часть вступает в реакцию с микроорганизмами, которые расщепляют и потребляют продукт.
[0074] Поверхностно-активное вещество может быть добавлено для уменьшения поверхностного натяжения текучей среды для обработки в пласте и, следовательно, улучшения извлечения текучей среды из скважины после завершения операции гидроразрыва. В скважине некоторые поверхностно-активные вещества могут вступать в реакцию пластом, некоторые могут возвращаться с добываемой водой, или в некоторых пластах они могут попадать в газовый поток и возвращаться в добываемом природном газе.
[0075] Персульфат аммония часто добавляют в текучие среды для гидроразрыва для разрушения полимера при достижении определенной температуры. Первый патент (Патент США № 3,163,219) на разжижители боратного геля был выдан 29 декабря 1964 года.
[0076] Буферы используются в сочетании с полимерами, так что может быть достигнут оптимальный pH для гидратации полимера. При достижении оптимального pH обеспечивается максимальный выход вязкости полимера. Наиболее распространенным примером буферов текучей среды для гидроразрыва является смесь слабых кислот и слабых оснований, соотношения которых можно регулировать так, чтобы достигать желаемого pH. Некоторые из этих буферов растворяются медленно, что позволяет задерживать реакцию сшивания.
[0077] Стабилизаторы геля добавляют в растворы полимера для ингибирования химической деградации. Примеры стабилизаторов геля, используемых в текучих средах для гидроразрыва, включают в себя метанол, триэтаноламин (TEA) и различные неорганические соединения серы. Другие стабилизаторы пригодны для ингибирования процесса химической деградации, но многие из них оказывают влияние на механизм сшивания. TEA и серосодержащие стабилизаторы обладают преимуществом по сравнению с метанолом, который является легковоспламеняемым, токсичным и дорогостоящим и может вызывать отравление катализаторов в реакторной колонне.
[0078] Текучая среда для гидроразрыва на водной основе состоит из воды, агента для стабилизации глинистых пород и понизителя трения. Иногда добавляют агент для извлечения воды (WRA) для уменьшения относительной проницаемости или эффектов водяного блока. Преимуществами использования «текучей среды для гидроразрыва на водной основе» являются низкая стоимости, простота смешивания и возможность извлечения и повторного использования воды. Основным недостатком является низкая вязкость, которая приводит малой ширине трещин. Поскольку вязкость является низкой, основным механизмом перемещения проппанта является скорость, поэтому текучие среды для гидроразрыва на водной основе обычно перекачиваются с очень высокой скоростью (60-120 баррелей в минуту). Потеря текучей среды регулируется вязкостью фильтрата, которая близка к вязкости воды, т.е. 1.
[0079] Линейный гель состоит из воды, агента для стабилизации глинистых пород и гелеобразующего агента, например, гуара, HPG или HEC. Поскольку эти гелеобразующие агенты подвержены росту бактерий, также добавляют бактерицид или биостат. Также добавляют химические разжижители для уменьшения повреждения проппантной пачки. Также иногда используют WRA. Основным преимуществом линейного геля является его низкая стоимость и улучшенные характеристики вязкости. Потеря текучей среды регулируется фильтрационной коркой, которая образуется на поверхности трещины по мере того, как текучая среда теряет текучую среду в пласт. Основным недостатком, как и в случае текучих сред для гидроразрыва на водной основе, является низкая вязкость, которая приводит к малой ширине трещин. Основной недостаток по сравнению с текучей средой для гидроразрыва на водной основе заключается в том, что, так как возвращаемая вода содержит остаточный разжижитель, вода не может повторно использоваться.
[0080] Сшитые гели состоят из тех же материалов, что линейный гель, с добавлением сшивающего агента, который повышает вязкость линейного геля с менее чем 50 сП до порядка 100 или 1000 сП. Более высокая вязкость увеличивает ширину трещины, так что она может принимать более высокие концентрации проппанта, уменьшает потерю текучей среды для повышения эффективности текучей среды, улучшает перемещение проппанта и уменьшает давление трения. Это сшивание также увеличивает эластичность и способность перемещения проппанта в текучей среде. Потеря текучей среды регулируется фильтрационной коркой, которая образуется на поверхности трещины по мере того, как текучая среда теряет текучую среду в пласт. Полное описание типов используемых сшивающих агентов, химического состава и механизма сшивания приведено в сопроводительном документе по компонентам текучей среды для гидроразрыва.
[0081] Текучие среды на углеводородной основе используются в чувствительных к воде пластах, которые могут испытывать значительное повреждение от контакта с текучими средами на водной основе. Первая текучая среда для гидроразрыва, используемая для гидроразрыва, содержит широко используемый бензин в качестве базовой текучей среды, пальмовое масло в качестве гелеобразующего агента и нафтеновую кислоту в качестве сшивающего агента, т.е. напалм. Хотя некоторые виды сырой нефти имеют частицы, которые могут образовывать фильтрационную корку, потеря текучей среды, как правило, рассматривается как «регулируемая вязкостью, т.е. C-II». Имеются некоторые недостатки использования загущенной нефти. При использовании сырой нефти высокой вязкости или сырой нефти, которая содержит высокие уровни поверхностно-активных веществ природного происхождения, могут возникать проблемы гелеобразования. При использовании переработанной нефти, например, дизеля, ее стоимость является очень высокой, и нефть должна собираться на нефтеперерабатывающем заводе перед добавлением каких-либо добавок, например, понизителей температуры застывания, поверхностно-активных веществ для очистки двигателя и т.д. Также имеются большие опасения, связанные с безопасностью персонала и воздействием на окружающую среду, по сравнению с большинством текучих сред на водной основе.
[0082] Вспененные/полиэмульсии представляют собой текучие среды, состоящие из материала, который не смешивается с водой. Это может быть азот, диоксид углерода или углеводород, например, пропан, дизель или конденсат. Эти текучие среды являются очень чистыми, имеют очень хороший контроль потери текучей среды, обеспечивают превосходное перемещение проппанта и легко разрушаются под действием гравитационного разделения. Полиэмульсии образуются путем эмульгирования углеводорода, например, конденсата или дизеля, с водой, так что углеводород является внешней фазой. Вязкость регулируется путем изменения соотношения углеводорода и воды. Пены, полученные с использованием азота или диоксида углерода, как правило, представляют собой 65-80% (количество 65-80) газ в водоносной среде, которая содержит вспенивающий агент на основе поверхностно-активного вещества. Иногда N2 или CO2 добавляют в более низкой концентрации (количество 20-30) для образования «аэрированных текучих сред». Это делается для уменьшения количества воды, находящейся в пласте, и для обеспечения дополнительной энергии для содействия извлечению загрузки в течение периода обратного потока после гидроразрыва. Азот может довольно быстро рассеиваться в пласте, поэтому текучие среды, аэрированные N2, должны возвращаться обратно после закрытия трещины. CO2 в большинстве случаев находится в плотной фазе в статических условиях скважины (до разработки скважины), поэтому он менее подвержен рассеиванию. CO2 будет растворяться в сырой нефти и, таким образом, может служить для уменьшения вязкости сырой нефти, что, в свою очередь, улучшает очистку и быстрое извлечение. Когда N2/CO2 добавляют в количестве, превышающем 80, полученную смесь называют туманом с «нулевой» вязкостью. Такое количество обычно не используют при гидроразрыве. Основным недостатком этих текучих сред является безопасность, т.е. перекачивание газа под высоким давлением или в случае полиэмульсий и загущенного пропана перекачивание легковоспламеняемой текучей среды. CO2 создает дополнительную опасность, состоящую в том, что он может вызывать образование пробок из сухого льда при уменьшении давления. Эти текучие среды также, как правило, являются более дорогостоящими, а газы могут быть недоступны в отдаленных районах.
[0083] Определение характеристик текучих сред для гидроразрыва
[0084] Вязкость текучей среды для обработки определяют в ходе лабораторных испытаний и указывают в служебной литературе компаний. Идеальным экспериментом для описания потока текучей среды в трещине может быть растирание текучей среды между двумя пластинами, которые перемещаются параллельно относительно друг друга. Такое идеальное испытание неосуществимо для повседневного применения, поэтому используют ротационный вискозиметр с чашей и бобом, известный как вискозиметр «Куэтта». Стандарты API RP39 и ISO 13503-1 полностью описывают существующие процедуры испытания, используемые в промышленности. В вискозиметре используется вращающаяся чаша и неподвижный боб с зазором между ними, который имитирует трещину.
[0085] В испытаниях, описанных выше, измеряют напряжение сдвига, создаваемое определенными увеличивающимися скоростями сдвига (называемыми линейным изменением), и эти данные преобразуют в значение «вязкости» с использованием реологической модели для описания поведения текучей среды.
[0086] Другим фактором, влияющим на вязкость, является добавление проппанта в текучую среду для гидроразрыва для образования суспензии. Для ньютоновской текучей среды увеличение вязкости из-за проппанта может быть вычислено на основе уравнения, первоначально составленного Альбертом Эйнштейном. Например, можно показать, что суспензия плотностью 8 фунтов на галлон имеет эффективную вязкость, примерно в 3 раза превышающую вязкость одной текучей среды для гидроразрыва. Эта увеличенная вязкость увеличивает эффективное давление обработки и может оказывать существенное влияние на процедуру обработки. Это увеличение вязкости суспензии также замедляет осаждение проппанта.
[0087] Скорость осаждения проппанта обычно вычисляют с использованием закона Стокса. Закон Стокса, как правило, не действителен для чисел Рейнольдса, значительно превышающих единицу, или для затрудненного осаждения из-за скопления проппанта в статических текучих средах. Для сшитых текучих сред фактическая скорость осаждения может быть гораздо меньше, чем по закону Стокса. Лабораторные данные показывает, что проппант в сшитых текучих средах оседает со скоростью, которая уменьшена примерно на 80% по сравнению с несшитыми линейными гелями с такой же кажущейся вязкостью. Скорость осаждения проппанта в пенах и эмульсиях также гораздо меньше, чем было бы определено при использовании кажущейся вязкости в законе Стокса. Другим фактором, влияющим на осаждение проппанта, является концентрация частиц, которая увеличивает вязкость суспензии. Это замедляет или затрудняет осаждение проппанта вследствие скопления частиц в статических текучих средах. Наконец, скорость суспензии, стекающей по трещине, как правило, значительно меньше, чем скорость сдвига 170 или 511 сек-1, используемая для сообщения текучей среде кажущейся вязкости.
[0088] Когда все из эти факторы объединяются, они могут оказывать существенное влияние на вязкость. Давление обработки практически не чувствительно к вязкости, так как давление пропорционально вязкости в степени ¼. Однако оценка вязкости легко может отклоняться на порядок величины, что может оказывать сильное влияние на поведение при обработке. Порядок величины составлял бы (10¼ = 1,8), так что давление обработки было бы на 80% больше, чем ожидалось. Это может вызвать нежелательный рост высоты и привести к неудаче при обработке. Для работ по гидроразрыву, где важно контролировать эффективное давления для предотвращения роста высоты, вязкость текучей среды является критическим параметром.
[0089] В связи с этим необходимо обеспечить систему гидроразрыва, обладающую способностью к перекачиванию на основе способа с использованием «скользкой воды» и способностью переноса проппанта на основе способа с применением сшитого геля. Настоящее изобретение решает эту проблему.
КРАТКАЯ СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0090] Ниже раскрыт способ оптимизации образования гидравлических и естественных трещин с использованием нового подхода к геомеханическому моделированию и подбору состава текучей среды.
[0091] Настоящее изобретение включает в себя не только химический компонент, а скорее полную систему и применение, которое может охватывать любой тип вязкой жидкости, начиная от природных полимеров и заканчивая синтетическими материалами. Система в соответствии с настоящим изобретением содержит целевое использование текучей среды с низкой вязкостью, которая способна переносить проппант, начиная от проппантов на основе белой сажи, проппантов, покрытых смолой, отверждаемых проппантов и заканчивая керамическими проппантами, в концентрациях, варьирующихся в диапазоне от 0,1 фунта на галлон до 20 фунтов на галлон. В примерном варианте выполнения фактическая вязкость демонстрируемой текучей среды составляет от 20 сП до 150 сП при окружающей температуре и при скорости сдвига 511 1/с с конфигурацией боба R1:B1 и эквивалентной вязкостью с конфигурациями R1:B5 и R1:B2.
[0092] Обнаружено, что загуститель, который содержит сополимер, полимеризованный из мономера акриловой кислоты и мономера, выбранного из:
a) от около 20% до около 80% по массе по меньшей мере одного мономера карбоновой кислоты, содержащего акриловую кислоту, метакриловую кислоту, итаконовую кислоту, фумаровую кислоту, кротоновую кислоту, аконитовую кислоту или малеиновую кислоту или их сочетания;
b) от 80% до около 15% по массе по меньшей мере одного C1-C5-алкилового сложного эфира и/или по меньшей мере одного C1-C5 гидроксиалкилового сложного эфира акриловой кислоты или метакриловой кислоты;
c) от около 0,01% до около 5% по массе по меньшей мере одного сшивающего мономера; и опционально
d) от около 1% до около 35% по массе по меньшей мере одного α,β-этиленненасыщенного мономера,
может использоваться для получения текучей среды для гидроразрыва, которая имеет способность к перекачиванию текучей среды с использованием «скользкой воды» и способность переноса проппанта с использованием сшитого геля.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ НЕКОТОРЫХ ВИДОВ НА ЧЕРТЕЖАХ
[0093] Файл патента или заявки на патент содержит по меньшей мере один чертеж, выполненный в цвете. Копии публикации этого патента или заявки на патент с цветными чертежами будут предоставлены Ведомством по запросу и после уплаты обязательной пошлины.
[0094] Фиг. 1 представляет собой схематический вид в разрезе скважины, подвергающейся типичной операции гидроразрыва.
[0095] Фиг. 2 представляет собой блок-схему, иллюстрирующую комплексный геомеханический рабочий процесс по отношению к текучей среде в соответствии с вариантом выполнения изобретения.
[0096] Фиг. 3A представляет собой график, иллюстрирующий вязкость определенных текучих сред в зависимости от времени после гидратации.
[0097] Фиг. 3B и 3B' представляют собой графики, иллюстрирующие осаждения проппанта в зависимости от времени для различных текучих сред для гидроразрыва.
[0098] Фиг. 4 представляет собой график, иллюстрирующий профили разжижителя для различных текучих сред для гидроразрыва в виде зависимости вязкости от времени.
[0099] Фиг. 5 представляет собой график, иллюстрирующий исходные значения гидратации для различных концентраций добавок в виде зависимости вязкости от времени.
[00100] Фиг. 6A, 6A' и 6A'' представляют собой графический результат компьютерного моделирования операции гидроразрыва с использованием обычной текучей среды для гидроразрыва с высокой вязкостью.
[00101] Фиг. 6B, 6B' и 6B'' представляют собой графический результат компьютерного моделирования операции гидроразрыва с использованием обычной текучей среды для гидроразрыва с низкой вязкостью.
[00102] Фиг. 6C, 6C' и 6C'' представляют собой графический результат компьютерного моделирования операции гидроразрыва с использованием текучей среды для гидроразрыва в соответствии с вариантом выполнения изобретения.
[00103] Фиг. 7A и 7A' представляют собой графический результат компьютерного моделирования расчетов давления обработки поверхности и соответствующих размеров трещины для текучей среды для гидроразрыва в соответствии с изобретением, используемой на уровне 15 фунтов полимера на 1000 галлонов воды (PPT).
[00104] Фиг. 7B и 7B' представляют собой графический результат компьютерного моделирования расчетов давления обработки поверхности и соответствующих размеров трещины для системы текучей среды для гидроразрыва на основе линейного геля, которая содержит природный гуар или гидроксипропилгуар с низким содержанием остатка (HPG) на уровне 40 фунтов на 1000 галлонов воды.
[00105] Фиг. 7C и 7C' представляют собой графический результат компьютерного моделирования расчетов давления обработки поверхности и соответствующих размеров трещины для системы текучей среды для гидроразрыва на основе CHMPG/циркония (карбоксиметилгидроксипропилгуар гель) на уровне 40 фунтов на 1000 галлонов воды.
[00106] Фиг. 7D и 7D' представляют собой графический результат компьютерного моделирования расчетов давления обработки поверхности и соответствующих размеров трещины для системы текучей среды для гидроразрыва, сшитой боратом с замедлением, на уровне 40 фунтов на 1000 галлоны воды.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[00107] Фиг. 1 иллюстрирует систему 20 обработки в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения для обработки пласта, пересекаемого стволом 10 скважины. Колонна 12 насосно-компрессорных труб развертывается от буровой установки 30 в ствол 10 скважины. Колонна 12 имеет муфты 100A-C гидроразрыва, расположенные по ее длине. Различные пакеры 40 могут изолировать участки ствола 10 скважины в изолированные зоны. В общем, ствол 10 скважины может представлять собой открытый или обсаженный ствол, а пакеры 40 могут представлять собой пакеры любого подходящую типа, предназначенные для изолирования участков ствола скважины в изолированные зоны.
[00108] Муфты 100A-C гидроразрыва на колонне 12 насосно-компрессорных труб между пакерами 40 изначально закрыты во время спуска в скважину, но могут быть открыты для отвода текучей среды для обработки в изолированные зоны окружающего пласта, как рассмотрено ниже. Колонна 12 насосно-компрессорных труб может быть частью узла гидроразрыва, например, имеющего верхний пакер хвостовика (не показан), клапан изоляции ствола скважины (не показан) и другие пакеры и муфты (не показаны) в дополнение к указанным. Если ствол 10 скважины имеет обсадную трубу, то ствол 10 скважины может иметь перфорационные каналы 14 обсадной трубы в различных точках.
[00109] Как принято, операторы используют сбрасываемый шар для закрытия клапана изоляции ствола скважины (не показан). Затем операторы устанавливают поверхностное оборудование для гидроразрыва на буровой установке 30 и насосную систему 35 и закачивают текучую среду в ствол 10 скважины для открытия приводимой в действие давлением муфты (не показана) по направлению к концу колонны 12 насосно-компрессорных труб. Таким образом осуществляется обработка первой зоны пласта.
[00110] Затем на последующих этапах операции операторы выборочно приводят в действие муфты 100A-C гидроразрыва между пакерами 40 для обработки изолированных зон, проиллюстрированных на Фиг. 1. Для открытия муфт 100A-C гидроразрыва может использоваться ряд механизмов и технологий. В типичной конструкции последовательно сбрасываемые заглушки или шары входят в зацепление с соответствующим седлом в каждой из муфт 100A-C гидроразрыва и создают барьер для зон, находящихся ниже. Затем перепад давления, создаваемый в насосно-компрессорной трубе, может использоваться для переключения соответствующей муфты 100A-C в открытое положение так, чтобы текучая среда для обработки могла стимулировать смежную зону. Некоторые муфты гидроразрыва, приводимые в действие шарами, могут механически переключаться обратно в закрытое положение. Это предоставляет оператору возможность изолировать проблемные участки, в которых может иметь место приток воды или другой нежелательный выход из пласта или ранее разорванной зоны.
[00111] При обработке зон ствола 10 скважины оборудование для гидроразрыва буровой установки 30 и насосная система 35 на поверхности закачивают текучую среду для обработки (например, несущую текучую среду, проппант для гидроразрыва и т.д.) в колонну 12 насосно-компрессорных труб. В общем буровая установка 30 может иметь систему текучей среды, пусковую установку и узел регулировки давления (т.е. противовыбросовый превентор, устьевое оборудование, запорный клапан и т.д.). Пусковая установка может использоваться для запуска заглушек, например, дротиков, шаров гидроразрыва или других устройств приведения в действие, для открытия муфт 100A-C гидроразрыва скважины, расположенных на колонне 12 насосно-компрессорных труб. В свою очередь, насосная система 35 включает в себя одну или более линий потока, насосы, регулировочные клапаны, резервуар для текучей среды (например, яму или бак), сепаратор твердых частиц, различные датчики, счетчики числа ходов и смеситель проппанта.
[00112] В промышленности существует потребность в текучей среде для гидроразрыва с низкой вязкостью. Все чаще операторам необходим понизитель трения с низкой вязкостью, который обеспечивает лучшую несущую способность, чем обычные понизители трения. Хотя добыча может быть реализована с использованием такого подхода, модели предсказывают большую потерю при размещении проппанта в случае использования обычных текучих сред.
[00113] Как подробно рассмотрено выше, гидроразрыв широко используется для повышения эффективности добычи углеводород из пластов, для которых характерна проницаемость. Во время типичной обработки путем гидроразрыва текучую среду для гидроразрыва подают в ствол скважины, и она проникает в пласт горной породы под давлением, превышающим давление пласта, для создания открытой области разрыва. После первой фазы инициирования проппант добавляют в текучую среду для гидроразрыва и подают во вновь созданную открытую область для предотвращения ее закрытия во время добычи, а также для обеспечения путей потока для извлечения углеводородов из целевой области. Общий успех обработки путем гидроразрыва и характеристики индуцированных трещин (например, длина, высота, протяженность и проводимость) зависят от реологических свойств текучей среды для гидроразрыва, которые также влияют на перемещение, распределение и механическое поведение проппанта в разрабатываемой трещине гидроразрыва и/или реактивированных естественных трещинах.
[00114] В настоящее время проппанты с высокой концентрацией и/или с высокой прочностью обычно используют в промышленности для минимизации вдавливания и разрушения проппанта и, следовательно, риска смыкания трещины. Однако для использования высоких концентраций проппанта и/или проппантов высокой прочности реологические свойства текучей среды для гидроразрыва должны быть тщательно подобраны, чтобы доставлять проппант туда, где он больше всего необходим в пласте, для максимизации продолжительности добычи. При выборе текучей среды с низкой вязкостью (например, «скользкой воды») трещина гидроразрыва может инициироваться, распространяться и удерживаться надлежащим образом в пределах нефтегазонасыщенной зоны, однако проппант с высокой концентрацией и/или с высокой прочностью имеет тенденцию к осаждению и накапливанию в нижней части разрабатываемой трещины, что может значительно снижать эффективность обработки. Таким образом, для переноса проппанта с высокой концентрацией и/или с высокой прочностью и обеспечения относительно равномерного распределения по всей сложной сети трещин, необходимо использовать текучую среду с высокой вязкостью. Использование текучей среды с высокой вязкостью может смягчить проблему осаждения проппанта; однако оно также может привести к следующему: более высокая требуемая мощность закачки; меньшая длина расклиниваемой трещины при чрезмерно большой высоте трещины; меньший проводящий объем пласта с меньшей реактивацией естественных трещин; и большее повреждение пласта и остаточного гуарового полимера во время обратного потока. При использовании текучей среды с высокой вязкостью трещина гидроразрыва легко может выйти за пределы целевой зоны, что приведет к неограниченному росту высоты трещин. Большая часть текучей среды для гидроразрыва и проппанта может подаваться в нецелевые зоны, что значительно снижает эффективность обработки.
[00115] Для преодоления этих очевидных недостатков настоящее изобретение обеспечивает текучую среду с оптимальными реологическими свойствами, которая имитирует обратный поток скользкой воды, обеспечивая при этом высокую способностью переноса проппанта, которая обычно наблюдается в высококонцентрированных сшитых системах; т.е. текучих средах с высокой вязкостью. При использовании такой текучей среды подача проппанта в сети естественных трещин может быть реализована без использования неприемлемо высокой мощности закачки, что часто встречается при подаче обычных текучих сред с высокой вязкостью. Таким образом, для максимизации эффективности стимуляции пласта имеется необходимость обеспечения текучей среды и методологии, которая обеспечит возможность перемещения проппанта с высокой концентрацией и/или высокой прочностью без использования традиционного подхода, в котором только вязкость является критерием выбора.
[00116] Кроме того, стратегия подбора состава текучей среды и выбора проппанта должна подстраиваться и оцениваться на основе локальных геологических и пластовых характеристик. При правильных изысканиях подходящая для данной цели текучая среда может хорошо распределять выбранный проппант в поверхности трещины, которая может выдерживать напряжение смыкания за счет уменьшения риска вдавливания и/или разрушения, что обеспечивает большую эффективную длину трещины и больший проводящий объем пласта с увеличенной проводимостью и, следовательно, эффективностью добычи. Таким образом, существует необходимость обеспечения комплексного геомеханического рабочего процесса по отношению к текучей среде, который способен обеспечить оптимизированное проектное решение и/или оценить и улучшить существующие проектные решения на основе свойств пласта и инструментальных ограничений путем итеративной оптимизации существенных аспектов/элементов управления (например, проектного решения по текучей среде, типа проппанта, графика закачки) операции гидроразрыва.
[00117] Раньше текучая среда с высокой вязкостью (более 800 сантипуаз) была предпочтительным решением для улучшения перемещения проппанта и уменьшения осаждения проппанта. Эта методология была эффективной при использовании таких систем, как текучая среда, сшитая боратом, с загрузкой полимера 40 фунтов на 1000 галлонов воды, и она обеспечивает то, что в промышленности считается стандартом для закачки с низкой скоростью с высокой способностью переноса проппанта 40 баррелей в минуту и >5 фунтов на галлон соответственно. Недостаток высокой загрузки полимера заключается в том, что это главным образом увеличивает повреждение пласта, создаваемое в процессе гидроразрыва, что обычно приводит к восстановлению значения проницаемости на 86%. Хотя это может быть приемлемым, дополнительная потеря необходимой длины трещины обычно наблюдается при использовании текучих сред с высокой вязкостью для переноса проппанта. Однако большая ширина геометрии трещины часто считается общей характеристикой текучих сред с высокой вязкостью. Часто при использовании текучих сред с низкой вязкостью, например, линейных гелей и понизителей трения, может быть установлена длина трещины, обеспечивающая разрывы во вторичную трещину, а механическая реактивация уже существующей сети естественных трещин может быть улучшена за счет взаимодействия между естественными трещинами и распространяющимися трещинами гидроразрыва. Каждая отдельная естественная трещина в сети трещин может реактивироваться в открытом, скользящем или комбинированном режиме со значительно увеличенной проводимостью трещины, что обеспечивает отвод текучей среды для гидроразрыва вместе с проппантом из распространяющихся трещин гидроразрыва в сеть трещин. Однако эти текучие среды не обладают характеристиками суспендирования спустя 30 минут в статических условиях. Применительно к геометрии трещины потеря способности суспендирования приводит к выпадению проппанта из суспензии, что, в свою очередь, приводит к потере равномерного размещения проппанта и вызывает преждевременное смыкание в месте с меньшим покрытием проппанта. Что касается сложной геометрии трещин, потеря способности суспендирования также может вызывать закупорку на пересечении между реактивированными естественными трещинами и трещинами гидроразрыва, приводить к дополнительной потере давления и, следовательно, снижать эффективность перемещения проппанта и создавать потенциальные места закупорки в сети трещин. В тех случаях, когда градиенты гидроразрыва являются высокими, часто используют текучие среды с высокой вязкостью для обеспечения более низких скоростей обработки. Такой подход часто применяют с текучими средами с высокой вязкостью, но на поверхности может потребоваться дополнительное давление обработки, что приводит к дополнительным требованиям к мощности закачки.
[00118] Другой подход (и более новый вариант для промышленности) заключается в использовании понизителя трения высокой вязкости. По сравнению системами на основе гуара вязкость таких текучих сред намного меньше. Однако перемещение проппанта в таких системах несоизмеримо ни с альтернативными системами текучих сред, ни с системами, сшитыми боратом. При попытке воспроизвести свойства суспендирования альтернативных систем текучих сред или систем, сшитых боратом, с использованием понизителя трения, понизитель трения должен применяться в концентрации, которая экономически нецелесообразна, и совместимость с текучей средой (с точки зрения фактически работающего полимера) страдает.
[00119] Таким образом, отсутствует комплексный геомеханический рабочий процесс по отношению к текучей среде, который может направлять и оптимизировать проектное решение по текучей среде для перемещения проппанта во время операции гидроразрыва, как описано ниже.
[00120] Существующая в промышленности тенденции заключается в получении текучей среды с высокими характеристиками суспендирования [как определено выше] путем увеличения вязкости текучей среды более чем до 500 сП. Хотя это может быть эффективным, геометрия трещин может сильно пострадать. В отличие от этого характеристики текучей среды в соответствии с настоящим изобретением представляют собой характеристики системы с низкой вязкостью (аналогичные характеристикам линейной текучей среды), но с лучшим поведением при суспендировании, чем в случае двойной массы активного полимера. Следует отметить, что текучая среда в соответствии с настоящим изобретением имеет лучшее поведение при суспендировании, чем в случае системы с 1000 сП, но при этом имеет фактическую вязкость менее 100 сП. Концептуальные модели пласта показывают, что текучая среда в соответствии с настоящим изобретением фактически может суспендировать и переносить проппант в основных трещинах гидроразрыва, а также доставлять проппант в реактивированные естественные трещины. Дополнительное преимущество новой системы текучей среды, которое особенно необходимо, заключается в том, что низковязкое поведение может фактически минимизировать требуемую мощность закачки и улучшить покрытие проппанта при переносе большого количества/тяжелого проппанта, при этом удерживая проппант в желаемом месте, усиливая проводимость стимулируемой трещины и реактивируя естественные трещины. При использовании текучей среды с низкой вязкостью требуемая на месте мощность закачки во время операции гидроразрыва снижается. Текучие среды с высокой вязкостью, известные в уровне техники, требуют дополнительной мощности закачки на месте для борьбы с дополнительной потерей фрикционного давления текучих сред с высокой вязкостью, например, сшитых текучих сред, где не может быть достигнута вязкость на поверхности не менее 200 сП. Это, наряду с другими сшитыми текучими средами, может приводить к снижению скоростей обработки для компенсации более высокого давления обработки (особенно в случае высоких градиентов гидроразрыва). Текучие среды с низкой вязкостью, например, новая текучая среда в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивают низкую вязкость, но еще более эффективное перемещение проппанта, тем самым поддерживая проппант более эффективно суспендированным и уменьшая перфорирование и осаждение проппанта лучше, чем сшитые текучие среды.
[00121] Текучие среды с низкой вязкостью, например, высококонцентрированные понизители трения и линейные гелеобразующие агенты, например, гуар, широко распространены, но они не обеспечивают эффективное размещение проппанта в трещинах, как текучая среда в соответствии с настоящим изобретением. Что касается давления подачи, текучая среда в соответствии с настоящим изобретением соответствует обычной текучей среде с низкой вязкостью, например, понизителю трения. Однако она более чем в два раза эффективнее с точки зрения суспендирования проппанта, что уменьшает осаждение проппанта в геометрии трещины, особенно в сложной сети трещин.
[00122] Фиг. 3A иллюстрирует кажущуюся вязкость текучей среды в соответствии с изобретением со ссылкой на документ API 39 и обеспечивает сравнение вязкости боратной/гуаровой текучей среды и текучей среды в соответствии с изобретением. Она показывает вязкость в зависимости от времени для DynaFrac, который представляет собой 40 фунтов боратной/гуаровой системы при температуре 163°F, и для текучей среды в соответствии с изобретением как при комнатной температуре, так и при температуре 163°F. Фиг. 3A со ссылкой на Фиг. 3B и 3B' иллюстрирует, что только лишь потому, что текучая среда дает высокую вязкость, осаждение проппанта необязательно улучшается по сравнению с текучей средой с низкой вязкостью.
[00123] Кроме того, следует понимать, что вследствие низкой вязкости текучей среды в соответствии с изобретением (по сравнению боратной/гуаровой системой) требуется меньшая мощность на поверхности за счет динамики закачки текучей среды по принципу вязкости.
[00124] Фиг. 4 показывает, что новая текучая среда в соответствии с настоящим изобретением не подвержена влиянию с точки зрения вязкости при поверхностной температуре в случае подачи разжижителя. Часто в гуаровых системах и настоящей «скользкой воде» разрушительное поведение начинает проявляться даже при поверхностной температуре. Система в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно разрушается с использованием разжижителя на основе персульфата аммония.
[00125] Фиг. 5 иллюстрирует превращение активного сополимера в форму суспензии для упрощения использования в полевых условиях и обеспечения способности к перекачиванию. За счет использования поверхностно-активного вещества и глинистых компонентов при получении суспензии активный сополимер более эффективно диспергируется в растворе. Это проиллюстрировано, где 15-ти фунтовая суспензионная система дает более эффективную вязкость, чем использование только 20-ти фунтовой сухой формы a/k/a сополимера. [не смотри «15» на Фиг. 5]
[00126] Далее обратимся к Фиг. 6A-6C'', на которых показаны результаты компьютерного моделирования операций гидроразрыва с использованием обычной текучей среды с высокой вязкостью (гуаровая система, сшитая боратом), обычной текучей среды с низкой вязкостью («скользкая вода») и новой текучей среды в соответствии с настоящим изобретением соответственно. На Фиг. 6A-6C'' «NF» обозначает естественные трещины, а «HF» обозначает трещины гидроразрыва. Дисперсия проппанта показана в виде «тепловой карты», на которой красные области имеют высокую концентрацию проппанта, а синие области имеют низкую концентрацию проппанта. Зеленые и желтые области имеют промежуточные концентрации проппанта. Идеальным решением является текучая среда с низкой вязкостью, которая имеет высокую способностью переноса проппанта и при этом требует относительно малой мощности для подачи.
[00127] Результаты моделирования, представленные на Фиг. 6A-6C'', основаны на использовании трехмерной масштабной модели гидроразрыва пласта для моделирования распространения трещины гидроразрыва, реактивации естественных трещин и перемещения проппанта как в трещине гидроразрыва, так и в сети реактивированных естественных трещин.
[00128] Существующее численное моделирование гидроразрыва основано на сочетании механики гидроразрыва (FM) и динамики текучей среды (FD). FM является отраслью механики твердого тела, которая использует алгоритмы, а также численный анализ для анализа (или решения) запросов или проблем распространения трещин. FM применяет теории упругости и пластичности для прогнозирования поведения при разрушении горных пород относительно внутренних механических свойств и граничных условий. FD представляет собой субдисциплину механики текучих сред, которая может использоваться для моделирования взаимодействий, включающих поток текучей среды для гидроразрыва, поверхности трещины, перемещение проппанта и граничные условия. Поток текучей среды для гидроразрыва и проппанта в сложной сети трещин и индуцированное напряжение, создаваемое распространением трещины и деформацией, полностью соединяются в трехмерной масштабной модели гидроразрыва. Совместный анализ на основе FM и FD может использоваться для понимания и оценки влияния способности текучей среды переносить проппант и стратегии закачки на эффективность перемещения проппанта в сложной сети трещин. Например, совместный анализ на основе FM и FD может использоваться в некоторых вариантах выполнения для оптимизации параметров, влияющих на распределение проппанта в сети разрабатываемых трещин, например, скорости подачи, продолжительности подачи, типа проппанта и концентрации проппанта в текучей среде.
[00129] Для оценки и количественного определения эффективности процесса перемещения проппанта при использовании новой текучей среды в соответствии с настоящим изобретением может использоваться комплексный геомеханический рабочий процесс, состоящий из множества модулей, как показано на Фиг. 2. В общем этот рабочий процесс сочетает в себе оперативный анализ (т.е. выбор кандидатов) с использованием усовершенствованных вычислительных моделей (т.е. CFD-DEM [вычислительная динамика текучих сред-метод дискретных элементов] и геомеханических моделей) для обеспечения рабочих рекомендаций для улучшения доставки проппанта и максимизации добычи. Множество аналитических и численных моделей и/или модулей могут быть объединены в рамках рабочего процесса для оценки эффективности проектных решений и индивидуально подобранных свойств текучей среды в соответствии с настоящим изобретением.
[00130] Некоторые варианты выполнения изобретения итеративно применяют аналитические и численные функции и моделирование, например, для проведения моделирования и получения его результатов. В частности, как более подробно рассмотрено ниже, для создания индивидуально подобранного проектного решения и подтверждения экспериментальных результатов по характеристикам способности новой текучей среды переносить проппант может применяться специально направленное использование совместного анализа на основе вычислительной динамики текучих сред (CFD), методов дискретных элементов (DEM) и аналитических моделей.
[00131] С использованием регистрационных данных и файлов регистрационных данных реального времени, полученных с реальной скважины в Аргентине, было выполнено моделирование требуемой скорости закачки, геометрии гидроразрыва и гидравлической мощности (HHP). Как видно, в каждом случае новая текучая среда в соответствии с настоящим изобретением требовала меньшей HHP, чем другие типичные текучие среды для гидроразрыва.
[00132] Таблица 1 представляет данные моделирования с использованием скорости закачки 40 баррелей в минуту в качестве исходного значения для обеспечения представления о требуемой HHP при низкой скорости. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что скорость закачки 40 баррелей в минуту не реальна для проппанта (5 фунтов на галлон), используемого в случае реального применения «скользкой воды» (понизителя трения). Однако, как видно, новая текучая среда все же более эффективна с точки зрения снижения требуемой гидравлической мощности и улучшения покрытия расклиниваемой трещины.
[00133] ТАБЛИЦА 1
| Текучая среда | фунтов на галлон | Скорость (баррелей в минуту) | Среднее значение фунтов на квадратный дюйм | Длина трещины (футы) | Длина расклиненной трещины | Общая высота трещины | Общая высота расклиненной трещины | Ширина перфорационных каналов | Гидравлическая мощность |
| Гуар | 1-5 | 40 | 11170 | 118,7 | 92,7 | 253,8 | 198,3 | 0,304 | 10950 |
| «Скользкая вода» | 1-5 | 40 | 9978 | 147,6 | 77,3 | 253,0 | 196,0 | 0,262 | 9782 |
| Борат/Гуар | 1-5 | 40 | 10850 | 121,0 | 92,5 | 245,9 | 188,0 | 0,336 | 10637 |
| Новая текучая среда | 1-5 | 40 | 9550 | 121,7 | 114,4 | 253,1 | 186,4 | 0,312 | 9363 |
[00134] При моделировании, представленном в Таблице 2, применяли минимальную скорость закачки, необходимую для успешной закачки скважины без выпадения и/или осыпания перфорационных каналов. Это более сфокусировано при применении линейных загущенных текучих сред и/или «скользкой воды» (оба варианта были рассмотрены при определении скорости закачки с коэффициентом погрешности 10%).
[00135] ТАБЛИЦА 2
| Текучая среда | фунтов на галлон | Скорость (баррелей в минуту) | Среднее значение фунтов на квадратный дюйм | Длина трещины (футы) | Длина расклиненной трещины | Общая высота трещины | Общая высота расклиненной трещины | Ширина перфорационных каналов | Гидравлическая мощность |
| Гуар | 1-5 | 60 | 12982 | 125,1 | 92,9 | 267,1 | 198,3 | 0,418 | 19091 |
| «Скользкая вода» | 1-5 | 90 | 12444 | 127,2 | 93,2 | 275,0 | 201,5 | 0,466 | 27449 |
| Борат/Гуар | 1-5 | 55 | 12267 | 121,4 | 90,3 | 255,0 | 190,0 | 0,650 | 16536 |
| Новая текучая среда | 1-5 | 45 | 10529 | 123,0 | 118,5 | 258,4 | 198,0 | 0,314 | 11613 |
[00136] При моделировании, представленном в Таблице 3, использовали реальный график работы насоса, который вероятнее всего использовался бы с новой текучей средой. Поскольку моделируемая работа требовала низкой скорости и большого количества проппанта для откачки проппанта, «скользкая вода» не рассматривалась. В случае 5 фунтов на галлон проппант оседает быстрее, чем текучая среда, при скорости 60 баррелей в минуту. Видно, что использование новой текучей среды в соответствии с настоящим изобретением снижает требуемую HHP на эквивалент двух грузовых автомобилей с установленными на салазках насосами и эквивалент четырех грузовых автомобилей с насосами, загруженными в кузов.
[00137] ТАБЛИЦА 3
| Текучая среда | фунтов на галлон | Скорость (баррелей в минуту) | Среднее значение фунтов на квадратный дюйм | Длина трещины (футы) | Длина расклиненной трещины | Общая высота трещины | Общая высота расклиненной трещины | Ширина перфорационных каналов | Гидравлическая мощность |
| Гуар | 1-5 | 60 | 12907 | 180,4 | 161,8 | 295,6 | 265,3 | 0,728 | 18980 |
| MF 40 | 1-5 | 60 | 13317 | 151,1 | 137,4 | 310,7 | 282,6 | 0,895 | 19584 |
| DF 40 | 1-5 | 60 | 12790 | 162,3 | 146,5 | 310,7 | 280,6 | 0,798 | 18808 |
| Новая текучая среда | 1-5 | 60 | 10853 | 184,2 | 161,6 | 294,0 | 257,9 | 0,720 | 15960 |
[00138] В приведенных выше таблицах используются следующие сокращения:
prpL=Длина расклиненной трещины (в футах)
ttl Frac Ht=Общая высота трещины (в футах)
ttl prpHt=Общая высота расклиненной трещины (в футах)
Perf W=Ширина перфорационных каналов (в футах)
HHP=Гидравлическая мощность (в л.с.)
DF=DynaFrac®, текучая среда, сшитая боратом с замедлением, и добавки [WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, LLC 2000, ST. JAMES PL., HOUSTON, TEXAS 77056] (сшивание гауром HPG/боратом)
MF=текучая среда, сшитая CMHPG/цирконием
Гуар=Стандартная линейная текучая среда, например, водорастворимые полимеры AquaVis® [HERCULES LLC, 500 HERCULES ROAD, WILMINGTON, DELAWARE 19808]
[00139] Фиг. 7A-7D'' представляют собой графические представления моделирования поверхностного давления, эффективного давления, трения в стволе скважины, длины трещины, верхней высоты трещины, нижней высоты трещины и максимальной ширины трещины в стволе скважины в зависимости от времени для различных обычных текучих сред для гидроразрыва и новой текучей среды в соответствии с настоящим изобретением.
[00140] Современное численное моделирование для анализа осаждения частиц основано на сочетании вычислительной динамики текучих сред (CFD) и методов дискретных элементов (DEM). CFD является отраслью механики текучей среды, которая использует алгоритмы, а также численный анализ для анализа (или решения) запросов или проблем, связанных с потоком текучей среды. CFD представляет собой компьютерный механизм для выполнения расчетов для моделирования взаимодействий, включающих жидкости, газы, поверхности и граничные условия. DEM принадлежит к широко известному семейству численных методов, используемых для вычисления движения и взаимодействия частиц. Эти модели могут использоваться для лучшего проектирования и калибровки на основе экспериментов по осаждению частиц. Во многих вариантах выполнения совместный анализ на основе CFD и DEM может использоваться для понимания и оценки способности определенной текучей среды переносить проппант. Например, сочетание CFD и DEM может использоваться в некоторых вариантах выполнения для оптимизации параметров, влияющих на свойства осаждения проппанта, например, размера частиц проппанта, плотности проппанта и концентрации проппанта (в текучей среде). Однако следует понимать, что способ может быть обобщен для любого проппанта и любой текучей среды для оптимизации параметров, которые оказывают влияние на осаждение проппанта.
[00141] Рабочий процесс может начинаться с модуля ранжирования и отбора кандидатов, чтобы гарантировать надлежащее ранжирование и выбор скважин и/или ступеней для гидроразрыва. Этот модуль может содержать сбор входных данных и оперативный анализ для сравнения потенциала гидроразрыва для множества скважин или ступеней скважин. Входные данные могут собираться из множества источников, включая пробы керна, каротажные данные и полевые данные. Собранные данные и/или атрибуты могут включать в себя характеристики пласта (например, глубину, градиент порового давления, пористость, проницаемость, общее содержание органического углерода, водонасыщенность) и геомеханические свойства залежи (например, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, прочность горной породы, когезию и градиент давления гидроразрыва (минимальное горизонтальное напряжение на месте)), которые могут ранжироваться и объединяться для прогнозирования потенциала гидроразрыва.
[00142] После выбора наиболее подходящих потенциальных скважин и/или ступеней могут быть проведены эксперименты и/или численный анализ для количественного определения и оценки способности текучей среды для гидроразрыва в соответствии с настоящим изобретением переносить проппант с использованием модуля разработки текучей среды и проппанта. Доступные результаты экспериментальных и/или полевых испытаний также могут использоваться для калибровки численной мелкомасштабной модели (например, CFD и DEM) для будущего анализа, что может привести к экономии на затратах. С помощью численной модели или с помощью реальных экспериментов и/или полевых испытаний свойства текучей среды (вязкость, плотность и способность переносить проппант), тип и концентрация проппанта могут быть модифицированы и/или повторно разработаны для достижения более высокой способности переносить проппант, более низкого осаждения проппанта и соответствующей стабильности текучей среды на основе конкретного пласта и условий подачи. Этот процесс может повторяться до тех пор, пока не будет получено оптимизированное проектное решение по текучей среде и проппанту, которое может быть дополнительно проанализировано в модуле проектирования гидроразрыва с использованием усовершенствованной модели геомеханики и добычи.
[00143] Модуль проектирования гидроразрыва сначала может моделировать перемещение проппанта с использованием свойств текучей среды и проппанта, экспортированных из предыдущего анализа, и может количественно определять покрытие и распределение проппанта с использованием усовершенствованной геомеханической модели. Геомеханический анализ может моделировать распространение трещин гидроразрыва, рост высоты трещин, реактивацию естественных трещин и перемещение проппанта как в трещинах гидроразрыва, так и в сети реактивированных естественных трещин. Геомеханическая модель также может моделировать механическую деформацию проппанта (как вдавливание, так и разрушение) и итоговое поведение смыкания трещины во время добычи для количественного определения проводящего объема пласта для анализа добычи. Соответствующие механические свойства и поведение выбранного типа проппанта предпочтительно калибруются с помощью соответствующей экспериментальной работы и внедряются в численные модели.
[00144] Рабочий процесс может включать в себя прогнозирование добычи для оценки предложенного или существующего проектного решения для конкретного пласта. Если прогнозируемая добыча опускается ниже целевого значения или экономически целесообразного уровня, модуль анализа может корректировать параметры проектного решения и/или элементы управления, например, свойство текучей среды, тип проппанта, скорость подачи, график закачки и т.д. (что в варианте выполнения включает в себя акцент на свойства способности текучей среды в соответствии с настоящим изобретением переносить проппант), и итеративно перезапускать модуль разработки текучей среды и проппанта и модуль проектирования гидроразрыва до тех пор, пока не будет получено улучшенное и/или оптимизированное проектное решение. После получения приемлемого оптимизированного проектного решения модуль анализа может выводить параметры проектного решения для использования при индивидуальном подборе свойств текучей среды в соответствии с настоящим изобретением и для управления полевыми работами для максимизации добычи.
[00145] Текучая среда в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает более эффективное размещение проппанта в трещинах, чем обычная текучая среда для гидроразрыва с низкой вязкостью. Это обеспечивает более высокую способность переноса проппанта в системе гидроразрыва (основная трещина гидроразрыва и активированные естественные трещины). В дополнение это минимизирует требуемую мощность закачки путем минимизации вязкости текучей среды. Кроме того, более низкая вязкость текучей среды приводит к меньшему повреждению ствола скважины и уменьшению остаточного полимера в пласте за счет увеличения проницаемости для восстановления (например, увеличение до 96,5 мД с 85 мД при одинаковой концентрации 20 фунтов). Система текучей среды в соответствии с настоящим изобретением не зависит от собственной вязкости для суспендирования и перемещения проппанта. Текучая среда, которая использует трехмерный механизм суспендирования проппанта в среде с относительно низкой вязкостью, может быть получена с использованием полиакриламидных полимеров, которые функционализируются посредством синтеза с использованием метода мицеллярной свободнорадикальной полимеризации с малыми количествами анионного длинноцепочного алкила, натрий 9-(и 10-)акриламидостеарата с AMPS, додецилсульфата натрия, винилпирролидона, гидроксиэтилакрилата и/или ионизируемых карбоксильных групп в зависимости от желаемых конечных реологических свойств текучей среды и совместимости с рассолом. Для некоторых вариантов текучей среды после обеспечения растворимости полимера в воде к основной цепи основного полимера также могут быть добавлены небольшие количества других монофункциональных или полифункциональных мономеров, включающих в себя стирол, винилтолуол, бутилакрилат, метилметакрилат, винилиденхлорид, винилацетат и т.п.
[00146] Кроме того, система текучей среды в соответствии с настоящим изобретением может быть оптимизирована с использованием комплексного геомеханического рабочего процесса по отношению к потоку текучей среды. Множество шкал как аналитических, так и численных моделей могут быть установлены и могут использоваться в рабочем процессе для оценки способности текучей среды в соответствии с настоящим изобретением переносить проппант и обеспечения успешного использования текучей среды в соответствии с настоящим изобретением. Текучая среда по методологии разработки в соответствии с настоящим изобретением может индивидуально и гибко подбираться на основе доступных экспериментальных данных, состояния пласта, типа проппанта и конкретных пользовательских требований для улучшения способности переносить проппант при одновременном снижении требуемой мощности закачки для подачи. Разработка текучей среды может быть связана с моделированием трещин в пласте в масштабе. Путем сравнения и противопоставления разных проектных решений осаждение, вдавливание и разрушение проппанта могут быть минимизированы для улучшения покрытия проппанта и проводящего объема пласта в рамках рабочего процесса. Таким образом, проектные параметры, включающие в себя свойства текучей среды, тип проппанта и график закачки, могут итеративно оптимизироваться для повышения эффективности переноса проппанта текучей средой в соответствии с настоящим изобретением и, следовательно, увеличения добычи в целом. Окончательное решение по стратегии разработки текучей среды для успешной обработки трещины гидроразрыва должно оцениваться с учетом локальных геологических условий с использованием комплексного рабочего процесса для тщательной оценки. Таким образом, проектное решение по текучей среде и график закачки могут подбираться индивидуально на основе данных, уникальных для разных пластов.
[00147] Примером загустителя в соответствии с одним вариантом выполнения изобретения является продукт, который содержит сополимер, полимеризованный с использованием двух отдельных мономеров, первый из которых представляет собой мономер акриловой кислоты, а второй содержит мономер, выбранный из;
a) от около 20% до около 80% по массе по меньшей мере одного мономера карбоновой кислоты, содержащего акриловую кислоту, метакриловую кислоту, итаконовую кислоту, фумаровую кислоту, кротоновую кислоту, аконитовую кислоту или малеиновую кислоту или их сочетания;
b) от 80% до около 15% по массе по меньшей мере одного C1-C5-алкилового сложного эфира и/или по меньшей мере одного C1-C5 гидроксиалкилового сложного эфира акриловой кислоты или метакриловой кислоты;
c) от около 0,01% до около 5% по массе по меньшей мере одного сшивающего мономера; и опционально
d) от около 1% до около 35% по массе по меньшей мере одного α,β-этиленненасыщенного мономера, выбранного из:
CH2=C(R)C(O)OR1,
где R выбран из водорода или метила; а R1 выбран из C6-C10 алкила, C6 C10 гидроксиалкила, -(CH2)2OCH2CH3 и -(CH2)2C(O)OH и их солей.
CH2=C(R)X,
где R представляет собой водород или метил; и X выбран из -C6H5, -CN, -C(O)NH2, -NC4H6O, -C(O)NHC (CH3)3, -C(O)N(CH3)2, -C(O)NHC(CH3MCH2)4CH3, и -C(O)NHC(CH3)2CH2S(O)(O)OH и их солей.
CH2=CHOC(O)R1,
где R1 представляет собой линейный или разветвленный C1-C18 алкил; и
CH2=C(R)C(O)OAOR2,
где A представляет собой двухвалентный радикал, выбранный из -CH2CH(OH)CH2- и -CH2CH(CH2OH)-, R выбран из водорода или метила, а R2 представляет собой ацильный остаток линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной C10-C22 жирной кислоты.
[00148] Полимеризация может представлять собой статистическую полимеризацию, т.е. хотя в весовом отношении имеется определенное выбранное количество каждого мономера, порядок, в котором мономеры расположены в основной цепи полимера, не определен.
[00149] В сополимере преобладающим мономером в полимере предпочтительно является акриловая кислота при относительно небольшом количестве вспомогательного мономера в полимере. Общая молекулярная масса сополимера может быть очень большой, приблизительно 1 000 000 000 дальтон.
[00150] Разумеется, многие изменения могут быть заменены специалистами в данной области техники для получения аналогичного эффекта.
[00151] Выше приведены конкретные варианты выполнения системы, воплощающие принципы изобретения. Специалисты в данной области техники смогут разработать альтернативы и вариации, которые, даже если они явно не раскрыты в настоящем документе, воплощают эти принципы и, следовательно, находятся в пределах объема изобретения. Хотя были показаны и описаны конкретные варианты выполнения настоящего изобретения, они не предназначены для ограничения того, что охватывает данный патент. Специалистам в данной области будет понятно, что различные изменения и модификации могут быть выполнены без отклонения от объема настоящего изобретения, который буквально и эквивалентно охватывается следующей формулой изобретения.
Claims (47)
1. Система гидроразрыва, содержащая:
базовую несущую текучую среду;
загуститель, добавленный в базовую несущую текучую среду, где загуститель содержит сополимер, полимеризованный с использованием двух разных мономеров, причем первый из двух разных мономеров представляет собой мономер акриловой кислоты, и второй из двух разных мономеров выбран из группы, состоящей из:
a) мономера карбоновой кислоты,
b) C1-C5-алкилового сложного эфира и/или C1-C5-гидроксиалкилового сложного эфира акриловой кислоты или метакриловой кислоты, и
c) сшивающего мономера; и
проппант, суспендированный в базовой несущей текучей среде, содержащей загуститель,
причем базовая текучая среда имеет вязкость от 20 сП до 150 сП и способность переноса проппанта в концентрации от 0,1 фунта на галлон до 20 фунтов на галлон.
2. Система по п.1, дополнительно содержащая по меньшей мере один α,β-этиленненасыщенный мономер, содержащийся в загустителе.
3. Система по п. 2, в которой по меньшей мере один α,β-этиленненасыщенный мономер выбран из группы, состоящей из:
(i) CH2=C(R)C(O)OR1,
где R выбран из водорода или метила, и R1 выбран из C6-C10-алкила, C6-C10 гидроксиалкила, ─(CH2)2OCH2CH3, ─(CH2)2C(O)OH и их солей;
(ii) CH2=C(R)X,
где R представляет собой водород или метил, и X выбран из ─C6H5, ─CN, ─C(O)NH2, ─NC4H6O, ─C(O)NHC (CH3)3, ─C(O)N(CH3)2, ─C(O)NHC(CH3MCH2)4CH3, ─C(O)NHC(CH3)2CH2S(O)(O)OH и их солей;
(iii) CH2=CHOC(O)R1,
где R1 представляет собой линейный или разветвленный C1-C18-алкил; и
(iv) CH2=C(R)C(O)OAOR2,
где A представляет собой двухвалентный радикал, выбранный из ─CH2CH(OH)CH2─ и ─CH2CH(CH2OH)─, R выбран из водорода или метила, и R2 представляет собой ацильный остаток линейной или разветвленной, насыщенной или ненасыщенной C10-C22-жирной кислоты.
4. Система по п. 2 или 3, в которой по меньшей мере один α,β-этиленненасыщенный мономер составляет от около 1% по массе до около 35% по массе сополимера.
5. Система по п. 1, в которой мономер карбоновой кислоты выбран из группы, состоящей из акриловой кислоты, метакриловой кислоты, итаконовой кислоты, фумаровой кислоты, кротоновой кислоты, аконитовой кислоты, малеиновой кислоты и их сочетаний.
6. Система по п. 1, в которой мономер карбоновой кислоты составляет от около 20% по массе до около 80% по массе сополимера.
7. Система по п. 1, в которой C1-C5-алкиловый сложный эфир и/или C1-C5-гидроксиалкиловый сложный эфир акриловой кислоты или метакриловой кислоты составляет от около 80% по массе до около 15% по массе сополимера.
8. Система по п. 1, в которой C1-C5-алкиловый сложный эфир представляет собой C1-C5-гидроксиалкиловый сложный эфир акриловой кислоты.
9. Система по п. 1, в которой C1-C5-алкиловый сложный эфир представляет собой C1-C5-гидроксиалкиловый сложный эфир метакриловой кислоты.
10. Система по п. 1, в которой сшивающий мономер составляет от около 0,01% по массе до около 5% по массе сополимера.
11. Система по п. 1, в которой сополимер представляет собой статистический сополимер.
12. Система по п. 1, в которой акриловая кислота является преобладающим мономером в сополимере.
13. Система по п. 1, в которой молекулярная масса сополимера составляет около 1*109 дальтон.
14. Система по п. 1, в которой молекулярная масса сополимера составляет по меньшей мере 1*109 дальтон.
15. Система по п. 1, в которой молекулярная масса сополимера превышает 1*109 дальтон.
16. Способ гидравлического разрыва пласта, причем способ содержит этапы, на которых:
суспендируют проппант в текучей среде для гидроразрыва, содержащей загуститель, как определено в п. 1; и
закачивают текучую среду для гидроразрыва, содержащую загуститель и суспендированный проппант, в пласт в ходе операции гидроразрыва.
17. Способ по п. 16, дополнительно содержащий этапы, на которых:
закачивают разжижитель в пласт; и
извлекают по меньшей мере часть текучей среды для гидроразрыва путем обратного потока.
18. Способ по п. 17, в котором разжижитель выбирают из группы, состоящей из окислительного разжижителя, разжижителя на основе персульфата аммония и пероксидного разжижителя.
19. Способ по п. 16, в котором способ содержит этап, на котором выбирают параметры гидроразрыва для операции гидроразрыва; и в котором закачка текучей среды для гидроразрыва в ходе операции гидроразрыва содержит этап, на котором доставляют текучую среду для гидроразрыва в пласт при выбранных параметрах гидроразрыва.
20. Способ по п. 19, в котором выбор параметров гидроразрыва содержит этапы, на которых:
выбирают по меньшей мере одну характеристику текучей среды для гидроразрыва, тип проппанта, концентрацию проппанта и скорость закачки текучей среды для гидроразрыва; и
выполняют численный анализ для оценки способности текучей среды для гидроразрыва переносить проппант на основе выборов.
21. Способ по п. 20, в котором по меньшей мере одна выбранная характеристика текучей среды для гидроразрыва включает вязкость текучей среды для гидроразрыва, плотность текучей среды для гидроразрыва, или обе из вязкости и плотности текучей среды для гидроразрыва.
22. Способ по п. 19, в котором выбор параметров гидроразрыва содержит этап, на котором выполняют одно или более моделирований для одного или более из:
прогнозирования распространения трещин гидроразрыва, роста высоты трещин и реактивации естественных трещин;
моделирования перемещения проппанта как в основных трещинах гидроразрыва, так и в сети реактивированных естественных трещин;
оценки вдавливания проппанта, разрушения и поведения при смыкании поверхности трещин во время добычи; и
прогнозирования эффективности добычи.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/666,327 | 2017-08-01 | ||
| US15/666,327 US20190040305A1 (en) | 2017-08-01 | 2017-08-01 | Fracturing method using a low-viscosity fluid with low proppant settling rate |
| PCT/US2018/043295 WO2019027710A1 (en) | 2017-08-01 | 2018-07-23 | FRACTURING METHOD USING LOW VISCOSITY FLUID AT LOW SUPPLYING AGENT SEDIMENTATION RATE |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2747957C1 true RU2747957C1 (ru) | 2021-05-17 |
Family
ID=65231379
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020108457A RU2747957C1 (ru) | 2017-08-01 | 2018-07-23 | Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20190040305A1 (ru) |
| AR (1) | AR112590A1 (ru) |
| CL (1) | CL2020000264A1 (ru) |
| CO (1) | CO2020000592A2 (ru) |
| MX (1) | MX2020001087A (ru) |
| RU (1) | RU2747957C1 (ru) |
| SA (1) | SA520411176B1 (ru) |
| WO (1) | WO2019027710A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786182C1 (ru) * | 2022-05-05 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью ЛУКОЙЛ-Инжиниринг | Способ обработки буровых растворов для повышения их микробиологической устойчивости |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20190040305A1 (en) | 2017-08-01 | 2019-02-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fracturing method using a low-viscosity fluid with low proppant settling rate |
| US11566504B2 (en) | 2019-07-17 | 2023-01-31 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool |
| US10982535B2 (en) * | 2019-09-14 | 2021-04-20 | HanYi Wang | Systems and methods for estimating hydraulic fracture surface area |
| US20210355366A1 (en) * | 2020-05-15 | 2021-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore Servicing Fluid and Methods of Making and Using Same |
| CN114427415B (zh) * | 2020-09-22 | 2024-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | Co2压裂增加改造体积的方法、装置、电子设备及介质 |
| US20220113447A1 (en) * | 2020-10-14 | 2022-04-14 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for selecting hydraulic fracturing processes |
| CN113343603B (zh) * | 2021-06-24 | 2022-03-08 | 北京石油化工学院 | 一种干热岩复杂缝网内暂堵剂流动模拟方法 |
| CN113361127B (zh) * | 2021-06-24 | 2022-02-18 | 北京石油化工学院 | 一种模拟暂堵剂在干热岩粗糙裂隙内输运过程的数值方法 |
| WO2023075633A1 (en) * | 2021-11-01 | 2023-05-04 | Schlumberger Canada Limited | Acid fracturing treatment of a formation |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7708069B2 (en) * | 2006-07-25 | 2010-05-04 | Superior Energy Services, L.L.C. | Method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells |
| US8501983B2 (en) * | 2005-05-31 | 2013-08-06 | Rhodia Operations | Composition having HASE rheology modifiers |
| US20140014348A1 (en) * | 2011-08-31 | 2014-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| US20140365409A1 (en) * | 2013-06-10 | 2014-12-11 | Damian N. Burch | Determining Well Parameters For Optimization of Well Performance |
| WO2015042028A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | The Lubrizol Corporation | High temperature stable cross-linked polymers |
| WO2015125121A1 (en) * | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Clearwater International, Llc | Synthetic hydratable polymers for use in fracturing fluids and methods for making and using same |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US20170029692A1 (en) * | 2014-01-30 | 2017-02-02 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2798053A (en) | 1952-09-03 | 1957-07-02 | Goodrich Co B F | Carboxylic polymers |
| US3058909A (en) | 1957-07-23 | 1962-10-16 | Atlantic Refining Co | Method and composition for formation fracturing |
| US3163219A (en) | 1961-06-22 | 1964-12-29 | Atlantic Refining Co | Borate-gum gel breakers |
| CA2322102A1 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-02 | Chemergy Ltd. | Fracturing fluid |
| US7271133B2 (en) | 2003-09-24 | 2007-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations |
| US7275596B2 (en) * | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US8950493B2 (en) | 2005-12-09 | 2015-02-10 | Weatherford Technology Holding LLC | Method and system using zeta potential altering compositions as aggregating reagents for sand control |
| US7565929B2 (en) * | 2006-10-24 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion |
| US8114818B2 (en) | 2008-01-16 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for altering the viscosity of treatment fluids used in subterranean operations |
| US20110272159A1 (en) * | 2008-12-10 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracture height growth control |
| US9085975B2 (en) | 2009-03-06 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method of treating a subterranean formation and forming treatment fluids using chemo-mathematical models and process control |
| US9328285B2 (en) | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| CA2820892C (en) * | 2010-02-12 | 2019-12-03 | Rhodia Operations | Compositions with freeze thaw stability |
| US9931290B2 (en) | 2010-10-05 | 2018-04-03 | Lubrizol Advanced Materials, Inc. | Acrylate copolymer thickeners |
| US9022120B2 (en) * | 2011-04-26 | 2015-05-05 | Lubrizol Oilfield Solutions, LLC | Dry polymer mixing process for forming gelled fluids |
| US9410399B2 (en) | 2012-07-31 | 2016-08-09 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Multi-zone cemented fracturing system |
| CN110305265A (zh) * | 2012-12-21 | 2019-10-08 | 罗地亚经营管理公司 | 防沉和增稠组合物及使用其的方法 |
| US9429006B2 (en) * | 2013-03-01 | 2016-08-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of enhancing fracture conductivity |
| BR112018070551B8 (pt) * | 2016-05-31 | 2022-12-06 | Multi Chem Group Llc | Método |
| US20180346802A1 (en) | 2017-06-05 | 2018-12-06 | Noles Intellectual Properties, Llc | Hydraulic Fracturing Fluid |
| US20190040305A1 (en) | 2017-08-01 | 2019-02-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Fracturing method using a low-viscosity fluid with low proppant settling rate |
-
2017
- 2017-08-01 US US15/666,327 patent/US20190040305A1/en not_active Abandoned
-
2018
- 2018-07-23 US US16/628,234 patent/US11618850B2/en active Active
- 2018-07-23 MX MX2020001087A patent/MX2020001087A/es unknown
- 2018-07-23 RU RU2020108457A patent/RU2747957C1/ru active
- 2018-07-23 WO PCT/US2018/043295 patent/WO2019027710A1/en active Application Filing
- 2018-08-01 AR ARP180102182 patent/AR112590A1/es active IP Right Grant
-
2020
- 2020-01-20 CO CONC2020/0000592A patent/CO2020000592A2/es unknown
- 2020-01-28 SA SA520411176A patent/SA520411176B1/ar unknown
- 2020-01-30 CL CL2020000264A patent/CL2020000264A1/es unknown
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8501983B2 (en) * | 2005-05-31 | 2013-08-06 | Rhodia Operations | Composition having HASE rheology modifiers |
| US7708069B2 (en) * | 2006-07-25 | 2010-05-04 | Superior Energy Services, L.L.C. | Method to enhance proppant conductivity from hydraulically fractured wells |
| US20140014348A1 (en) * | 2011-08-31 | 2014-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| US20140365409A1 (en) * | 2013-06-10 | 2014-12-11 | Damian N. Burch | Determining Well Parameters For Optimization of Well Performance |
| WO2015042028A1 (en) * | 2013-09-18 | 2015-03-26 | The Lubrizol Corporation | High temperature stable cross-linked polymers |
| US20170029692A1 (en) * | 2014-01-30 | 2017-02-02 | Tougas Oilfield Solutions Gmbh | Method to increase the viscosity of hydrogels by crosslinking a copolymer in the presence of dissolved salt |
| WO2015125121A1 (en) * | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Clearwater International, Llc | Synthetic hydratable polymers for use in fracturing fluids and methods for making and using same |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2786182C1 (ru) * | 2022-05-05 | 2022-12-19 | Общество с ограниченной ответственностью ЛУКОЙЛ-Инжиниринг | Способ обработки буровых растворов для повышения их микробиологической устойчивости |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR112590A1 (es) | 2019-11-13 |
| SA520411176B1 (ar) | 2023-02-19 |
| US20200123436A1 (en) | 2020-04-23 |
| US20190040305A1 (en) | 2019-02-07 |
| MX2020001087A (es) | 2020-08-17 |
| CO2020000592A2 (es) | 2020-01-31 |
| WO2019027710A1 (en) | 2019-02-07 |
| CL2020000264A1 (es) | 2021-03-19 |
| US11618850B2 (en) | 2023-04-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2747957C1 (ru) | Способ гидроразрыва с использованием текучей среды с низкой вязкостью с низкой скоростью осаждения проппанта | |
| US11566504B2 (en) | Application of elastic fluids in hydraulic fracturing implementing a physics-based analytical tool | |
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| CA2918022C (en) | Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing | |
| AU2014212849B2 (en) | Low-temperature breaker for well fluid viscosified with a polyacrylamide | |
| US20160264849A1 (en) | Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation | |
| US9796900B2 (en) | Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid | |
| US11098564B2 (en) | Hydraulic fracturing using multiple fracturing fluids sequentially | |
| US11753584B2 (en) | Liquid sand treatment optimization | |
| AU2014400857A1 (en) | Fluid mobility modifiers for increased production in subterranean formations | |
| US11802235B2 (en) | Self propping surfactant for well stimulation | |
| Sullivan et al. | Oilfield applications of giant micelles | |
| US20190048252A1 (en) | Borate Crosslinked Fracturing Fluids | |
| AU2016269415B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| US20230148311A1 (en) | Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field | |
| US11920086B1 (en) | Friction reducers for dissolved solids tolerance | |
| Pal et al. | Applications of surfactants as fracturing fluids: Chemical design, practice, and future prospects in oilfield stimulation operations |