WO2015152756A1 - Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях - Google Patents

Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях Download PDF

Info

Publication number
WO2015152756A1
WO2015152756A1 PCT/RU2014/000234 RU2014000234W WO2015152756A1 WO 2015152756 A1 WO2015152756 A1 WO 2015152756A1 RU 2014000234 W RU2014000234 W RU 2014000234W WO 2015152756 A1 WO2015152756 A1 WO 2015152756A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
proppant
emulsion
particles
processing material
suspension
Prior art date
Application number
PCT/RU2014/000234
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Вадим Камильевич ХЛЕСТКИН
Кристофер ФРЕДД
Бруно ЛЕСЕРФ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Вадим Камильевич ХЛЕСТКИН
Шлюмберже Холдингс Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Канада Лимитед, Вадим Камильевич ХЛЕСТКИН, Шлюмберже Холдингс Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Б.В., Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед, Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to CA2941681A priority Critical patent/CA2941681A1/en
Priority to PCT/RU2014/000234 priority patent/WO2015152756A1/ru
Priority to US15/300,059 priority patent/US10351761B2/en
Priority to GB1615332.2A priority patent/GB2540063A/en
Publication of WO2015152756A1 publication Critical patent/WO2015152756A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • 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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C09K8/703—Foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C09K8/94—Foams
    • 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
    • E21B43/02—Subsoil filtering
    • E21B43/04—Gravelling of wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/30—Viscoelastic surfactants [VES]

Definitions

  • the present disclosure is applicable in the oil and gas industry and relates to techniques for modifying and delivering proppants (proppants) during downhole operations used, in particular, during hydraulic fracturing or when creating gravel packs. More specifically, the disclosure relates to methods for modifying a proppant surface and delivering it with an emulsified processing material, for example, when proppant is delivered to remote fracture zones in the space of branched deep cracks or cracks in complex layered formations.
  • Hydraulic fracturing is a complex process with many associated phenomena. Fracturing operations depend on natural and man-made conditions. Methods for preparing a wellbore (for example, drilling, strengthening, perforation) significantly affect the process of occurrence and propagation of cracks deep into the rock. The occurrence and propagation of cracks in the near-stem zone significantly affects the geometry of cracks in the far zone of the formation. (In this case, the far zone refers to a distance of more than 30 m from the wellbore). Porosity, permeability and saturation of the formation, as well as the presence of in-situ pore fluids also affect the results of hydraulic fracturing.
  • the present invention describes a similar improvement, namely, a decrease in the proppant sedimentation rate during delivery to remote areas of the fracture system.
  • One of the embodiments of the present invention relates to a method for modifying the surface of the proppant during downhole operations, including:
  • the emulsified processing material has a specific gravity less than the specific gravity of the proppant particles; proppant has a specific gravity of less than 3800 kg / m 3 and a maximum particle size of less than 0.5 mm; proppant particles material is typically selected from the list: ceramic proppant, resin coated proppant, sand, silica, zeolite, talc, mica, fly ash or other finely divided solid material; particularly suitable for the purposes of the invention are lamellar materials; the proppant is a hydrophobic or hydrophilic material, or the surface of the proppant is changed in the direction of hydrophobicity or hydrophilicity; the proppant concentration in the suspension is selected such that after the crack closes, a partial proppant monolayer in the crack is formed; the carrier fluid includes, for example, a linear guar gel, a crosslinked gel, a solution of a water-soluble polymer, for example polyacrylamide, and a viscoe
  • the emulsion droplets have an affinity for the proppant; the emulsion is produced directly at the drilling site; proppant slurry is formed when the emulsion of the processing material is injected into the well; emulsion droplets interact with the surface of the proppant particles or other particles; in the well there is a circulation (inversion) of the emulsion; a substance is added to the injected suspension, which facilitates the circulation of the emulsion before, during, or after injection; the average droplet size of the emulsion is in the range from 1 micron to the size of the proppant (proppant); proppant has a resin coating; the emulsion is stabilized.
  • the present invention also relates to a method for delivering proppant into a subterranean formation, comprising:
  • the present invention also relates to a method of hydraulic fracturing, including:
  • the present invention also relates to a gravel packing method, comprising:
  • Figure 1 shows a particle of proppant with lamellar geometry; part of the particle’s area is covered with material deposited from emulsion droplets.
  • Figure 2 shows a proppant particle with plate geometry, emulsion droplets are adsorbed on the surface of the particles.
  • FIG. 3 shows fibers and a platelet geometry proppant particle partially coated with a polymer or material having an affinity for dispersed fibers deposited from a destabilized emulsion.
  • Figure 4 presents graphs of the deposition rate of mica particles in an aqueous medium and mica particles in a polylactic acid emulsion in an aqueous medium.
  • Figure 5 presents graphs of the deposition rate of mica particles in an aqueous liquid, mica particles in a bitumen emulsion, and mica particles and fibers dispersed in a bitumen emulsion.
  • the suspension of proppant particles and emulsions described in the present invention can also be used in other hydraulic fracturing operations (hydraulic fracturing) as proppants or as a material for gravel packing.
  • hydraulic fracturing and gravel packing are combined into a single operation, while achieving stimulated production and annular gravel packing to reduce the removal of formation sand. Such operations are often referred to as bursting operations.
  • the present invention is applicable to wells of any orientation.
  • operations on the formation of gravel packing using the described method are preferably carried out for deviated and horizontal wells, for which there is the task of delivering solid particles to the desired location in the wellbore.
  • the technology for forming a proppatn pack in long sections of an open trunk is described in [Oilfield Review, Summer 2001, pp. 52-73].
  • a range of 1 to 10 means an indication of all possible numbers in a continuous set between approximately 1 and approximately 10.
  • a certain range is given, even if several specific data points are indicated explicitly or implied within this range, or even if no data points are implied within this range, it should be borne in mind that the inventors take into account and understand that, without exception, all data points are considered as given, and that The second invention exhibit the full range and all points within the specified range.
  • the present invention relates to a method for delivering proppant to a remote zone of a formation by interaction fine proppants and (or) other particles with an emulsion of the processing material in the fracturing fluid.
  • the agent can be represented by conventional proppant, ground quartz or zeolite powder, talc, mica, fly ash, or other solids that can be pumped deep into the fracture using a fluid.
  • the emulsion may contain dissolved polymers or other materials in emulsified form (with or without solvents).
  • the interaction of the emulsion with the surface of the proppant or other particles may or may not be accompanied by circulation of the emulsion.
  • the circulation (inversion) of the emulsion can occur due to contact of the emulsion with the surface of the proppant, or due to a change in temperature, shear stress in the liquid, or due to chemical exposure, for example, a change in pH.
  • the improved transportation (delivery) of proppant particles (in other words, the reduced particle deposition rate in suspension) as a result of the deposition of a polymer or other material (e.g. bitumen) provides more efficient proppant delivery deep into the created crack, thereby allowing the far zone of the crack to be processed to a distance exceeding 30 meters from the wellbore.
  • non-proppant particles e.g., fibers
  • proppant particles e.g., fibers
  • emulsion droplets depositing emulsion droplets on the surface of proppant particles
  • non-proppant particles may be present in the fracturing fluid of the present invention at concentrations much lower than conventional fracturing operations, for example up to about 1.2 g / l (10 ppt), preferably at a concentration of up to about 0.6 g / l, which avoids the problem of clogging the particles of the suspension during the passage of the flow of the suspension through the crack, and also allows the delivery of proppant to the far zone.
  • precipitation during the circulation of the emulsion leads to the formation of aggregates of particles, which provides a non-uniform distribution of proppant particles.
  • Dissolved polymers or other materials present in the emulsion may be degradable polymers, for example, selected from the list of hydrolyzable polymers such as polyesters (polylactic acid, polyglycolic acid and their copolymers), polyanhydrides, polydioxanones, polycaprolactones, or fat-soluble polymers (soluble in bite or vegetable oil).
  • hydrolyzable polymers such as polyesters (polylactic acid, polyglycolic acid and their copolymers), polyanhydrides, polydioxanones, polycaprolactones, or fat-soluble polymers (soluble in bite or vegetable oil).
  • Suitable materials include polyglycolides, polylactides, polycaprolactones, politrimetilenkarbonaty, polyhydroxybutyrate, polyhydroxyvalerate, polydioxanones, polyorthoesters, polycarbonates, politirozinkarbonaty, polyorthocarbonates, polialkilenoksalaty, polialkilensuktsinaty, poliyablochnye acid, polymaleic anhydrides, polypeptides polidepsipeptidy, polyvinyl alcohol, poliefiroamidy, polyamides, polyanhydrides, polyurethanes, polyphosphazenes, polycyanoacrylates, polyfumarates, polyamino acids, modified polysaccharides, mod fied proteins and their copolymers, terpolymers, or combinations or mixtures of the above polymers.
  • proppants of smaller sizes for example, sand, smaller than a sieve N ° 35 US, approximately 0.25 mm, and mainly smaller than a sieve j ⁇ ° 100 US, approximately 0.15 mm
  • the particle deposition rate still remains high due to the use of low viscosity working fluids in extended cracks, for example, with a viscosity of less than 37 cP (viscosity was measured at a shear rate of 170 s "1 and a temperature of 21 ° C).
  • Processing material may be degradable in the formation.
  • fiber concentrations typically ranging from 2.4 to 4.8 g / l (20 to 40 ppt)
  • the fracturing fluid has a viscosity (at least about 50 cP).
  • this approach is not applicable for liquids with very low fiber concentrations and low viscosity, which are used to treat the far fracturing zone.
  • bitumen is simply deposited on the surface of the proppant particles (for example, mica particles), so that the suspension remains moderately viscous and can be easily delivered to the well.
  • the application [WO2010021563 A 1, 2010] describes the use of mica particles as proppant in the creation of extended fractures. The flat geometry of the mica particles and their low sedimentation helps to deliver them to distant sections of the fracture. Although in known methods for the delivery of finely dispersed proppant its deposition rate is reduced, the low viscosity of the gyro fracturing fluid still does not allow proppant to be delivered into branched cracks.
  • the present invention provides a method for improving the proppant transport properties by modifying the proppant surface using emulsified materials.
  • a method of using the emulsion to reduce the deposition rate of a suspension from proppant fibers is known from [WO2010087733 A1, 2010].
  • the well-known source sets intervals for a high concentration of emulsified polymer to significantly reduce the deposition of traditional proppant (fractures with size, geometry and high viscosity of the fracturing fluid), while the concentration of dispersed fibers in the suspension is 20-40 ppt. This concentration is too high for many practical fracturing tasks.
  • compositions, methods for producing and using the composition formed from a polymer acid precursor, at least partially dissolved in a dispersing solvent are described in the application [WO2008062332 A2, 2008].
  • the application discloses a method of treating a formation through a wellbore comprising at least partially dissolving a solid polymer acid precursor in a dispersing solvent to form a polymer acid / solvent precursor solution and, alternatively, combining the polymer acid precursor and solvent with a predominant immiscible fluid ; this mixing of two different liquids leads to the formation of an emulsion.
  • this solution (or emulsion) is pumped into the reservoir.
  • the composition is used solely to deliver acid to the well.
  • emulsions of hydrolyzable polymers are used, in which the internal phase of the emulsion contains both the hydrolyzable polymer, the thickener, and the organic solvent of the polymer. Further, the emulsion decomposes in a controlled manner at borehole temperature and pressure, which creates polymer drops that are necessary to change the surface properties of rock particles. A positive effect occurs due to the hydrolysis of the emulsified polymer. According to the present invention, it is desirable that the internal phase of the emulsion does not contain a polymer solvent or thickener. In the case of a degradable polymer, the processing material must fulfill its function before decomposition is completed, that is, before the operation is completed, the processing material is decomposed by no more than 50 percent, mainly not more than 80 percent.
  • the PLA emulsions used for coatings and plasters are commercially available under the trade names LANDY PL-1000 (5 microns), LANDY PL-2000 (2 microns) and LANDY PL-3000 (1 microns) from Miyoshi Oil & Fat Co., Ltd .
  • the LANDY PLA series is used as a waterproof coating and thermal patch.
  • the published application [US20070298977 A1, 2007] describes methods for producing decomposable particles at a drilling site and methods for their use in underground operations. Uses include the following: adding decomposable particles to the fracturing fluid or fluid to create a gravel pack; in this case, the decomposition of particles creates voids in proppant packaging or in gravel packing. In other embodiments, the decomposition of particles produces a fluidizing agent for a viscous working fluid. Also, part of the decomposable particles can be used as an agent for diverting fluid flows, as a component of an additive to reduce fluid loss in a well or as part of cements.
  • a method for producing particles includes preparing a mixture of a degradable polymer and a first solvent at a drilling site, followed by adding a decomposable mixture to the second solvent with a voltage shift in the liquid stream sufficient to convert the mixture of two liquids into an emulsion. After part of the first solvent is removed from the dispersed phase, decomposable polymer particles are formed, which creates a dispersion of solid particles in the continuous phase of the emulsion. In an intermediate step, emulsion formation is controlled by the addition of surfactants. The method of forming an intermediate emulsion can be used to obtain the emulsion of the present invention. In the present invention, the processing materials contained in the emulsion are in a dissolved state.
  • Some sources of information describe the heterogeneous placement of solid particles (proppant) in downhole conditions [US20080135242 A1, 2008; WO2008068645 A1, 2008; PCT / RU 2006/000026; WO2007086771 A1, 2007; EP1977079 A1, 2008; US6776235 B1, 2004; WO2004009956 A1, 2004; EP1527255 A1, 2005; US7451812 A1, 2008].
  • the patent [GB2433067 A, 2007] describes self-aggregation based on the treatment of proppant particles with amine and ether triphosphate, which react to form a coating on the entire (or part) of the surface, which increases the likelihood of particle agglomerates formation; the composition is used to cover proppant particles or the surface of rock particles during downhole operations.
  • the patent [US7261157 A1, 2006] discloses a method for preventing the separation of two different types of proppants in one suspension, comprising the following steps: obtaining a mixture of a sticky aqueous composition and hydraulic fracturing fluid, creating a suspension by dispersing two different kinds of particles into the mixture, and pumping the resulting suspension into the subterranean formation. This procedure allows you to reduce unwanted separation of solid particles when injected into the desired section of the well. The tackifier is not in the form of an emulsion.
  • patent [US7178596 A1, 2005] discloses a method for delivering a proppant, mixed with biodegradable material, using sticky coated proppants.
  • the particles of the degradable material adhere (at least temporarily) to the proppant particles, which avoids the significant separation of the degradable material and proppants in suspension.
  • the resulting suspension is pumped into the crack with the formation of a uniform package of proppant particles and degradable material.
  • neither adhesive nor degradable materials are presented in the form of an emulsion.
  • emulsions for downhole operations is well known in the art.
  • emulsions can be used as a component of a drilling fluid because emulsion droplets provide improved vertical transfer of particles generated during rock drilling.
  • Emulsions are also used to increase the viscosity of the fluid and to treat the near-trunk zone.
  • the combination of the use of finely dispersed or coarse-grained proppant with the modification of the surface of the proppant during injection using emulsified degradable materials significantly reduces the rate of proppant sedimentation in suspension, and thus ensures its more efficient delivery to remote fracture zones and also contributes to inhomogeneous placement proppant by aggregation of particles.
  • the proppant can be selected from the following list of materials: conventional proppant, silica powder, silica, zeolite, talc, mica, or other finely divided solid material that can be easily pumped by the carrier fluid deep into the fracture.
  • proppant particles may be hydrophobic or hydrophilic, or chemically modified to produce similar properties.
  • the maximum particle size of the proppant is less than 0.5 mm, preferably in the range from 0.1 to 0.25 mm.
  • the proppant particles have a specific gravity of less than 3800 kg / m, preferably less than about 3000 kg / m 3 ; proppants with a low specific gravity, for example, less than about 2000 kg / m 3, are particularly suitable.
  • proppant particles are lamellar in shape (such as, for example, mica particles). The use of mica, in particular, is described in the patent application [PCT / RU2008 / 000566].
  • Mica is especially suitable for use as a proppant in cracks in the far zone; the shape of the mica particles and, as a consequence, the nature of their deposition, allows for more efficient delivery of proppant to the crack.
  • the emulsion for use in the present invention may contain a polymer or other material in emulsified form with or without a solvent.
  • the emulsion interacts with the surface of the proppant particles or other particles with or without inversion of the phases of the emulsion.
  • the reversal (inversion) of the phases may occur due to the contact of the emulsion with the surface of the proppant particles or due to changes in temperature, shear or chemical exposure.
  • Chemicals that initiate the circulation of the phases of the emulsion can be pumped before, during and / or after the injection of the emulsion.
  • Improved transfer i.e., slow vertical deposition of suspension particles
  • the proppant transfer can be improved by the interaction of other particles (e.g.
  • non-proppant particles may be present in the fluid at significantly lower concentrations compared to conventional fracturing operations. For example, from about 0 to about 1.2 g / l (10 ppt) to avoid clogging problems and to ensure delivery of the agent to the far zone.
  • the adsorption of droplets of the emulsion can lead to the formation of large aggregates of particles, which will provide a non-uniform placement of proppant in the fracture.
  • the polymer or other material contained in the emulsion is degradable under formation conditions, for example, hydrolysable in wellbore fluid (e.g. polyesters, polyanhydrides and other polymers) or oil soluble (e.g. bitumen, waxes, organic fatty acids, petroleum jelly, tar, vegetable oil).
  • wellbore fluid e.g. polyesters, polyanhydrides and other polymers
  • oil soluble e.g. bitumen, waxes, organic fatty acids, petroleum jelly, tar, vegetable oil.
  • An emulsion is a two-phase system comprising liquid droplets (dispersed phase / internal phase) dispersed in a dispersion medium (external phase) of another liquid. Drops can be stabilized with surfactants, which prevent droplets from merging and prevent phase separation. If the dispersion medium is water, the dispersed phase typically includes an organic solvent, which, in turn, may contain dissolved or partially dissolved polymer or other substances.
  • the destruction of the surfactant layer between the two phases by chemical or physical action leads to the destruction of the emulsion, and the dispersed phase (including organic solvent, polymer, surfactant or other compounds) can be deposited on the existing contact surface, for example, on the surface of proppants or other particles.
  • the dropping of the emulsion droplets on the surface of the solid particles can occur under the influence of initiating factors, and also simply due to the affinity of the droplets of the emulsion to the surface of the particles.
  • the droplet size of the emulsion ranges from about 1 ⁇ m to the size of the proppant particles (for example, approximately 0.25 mm, as shown in the examples).
  • a suitable concentration of dissolved polymer or other material in the dispersed phase of the emulsion is from zero to 90 weight. percent; mainly in the range from 5 to 70 weight. percent.
  • the concentration of the dispersed phase of the emulsion, suitable for addition to the carrier fluid is from 20 to 95%, preferably from 50 to 90 percent of the volume.
  • the final concentration of the dispersed phase in the carrier fluid is from 0.1 to 50 weight. percent, mainly from 0.2 to 2 weight. percent.
  • the concentration of proppant in the suspension is dictated by the hydraulic fracturing procedure and, as a rule, is up to 8 pp and preferably less than 2 pp.
  • the proppant concentration in the carrier fluid may be such that the final proppant concentration in the fracture results in the formation of less than one monolayer in the fracture.
  • a suitable concentration of additionally added fibers may be up to 10 ppt. If mica particles are used as a proppant, the preferred fiber content is 4 to 6 ppt.
  • a suitable viscosity range for the suspension is from 1 to 40 cP (from 10 "3 to 4x10 " 2 Pa s) (at a shear rate of 170 s * 1 ), preferably from 1 to 20 cP (from 10 '3 to 2x10 "2 Pa s) (at 170 s "1 ).
  • the dispersion medium may contain, for example, a linear guar gel, a crosslinked gel, a solution of a water-soluble polymer (for example, polyacrylamide), and a viscoelastic surfactant, and may be saturated with gas or foam.
  • a particularly effective way to form a final injection suspension including proppant particles and emulsions in the form of an aqueous dispersion medium, and drops of dissolved processing material (dispersed phase), is a controlled (controlled, dosed) addition of an emulsion, for example, a bitumen emulsion or polylactic acid emulsion ( PLA), into the fracturing fluid to create the final suspension (in this case, during the injection, the emulsion with water as an external phase is easily diluted with copulating fracturing fluid).
  • an emulsion for example, a bitumen emulsion or polylactic acid emulsion ( PLA)
  • PLA polylactic acid emulsion
  • the interaction between the proppant and the emulsion can lead to a partial or complete coating of the surface of the particles with emulsified material (for example, polymer, bitumen, etc.) after the phases of the emulsion are reversed.
  • emulsified material for example, polymer, bitumen, etc.
  • Coating the surface of the particles [1] with the precipitated polymer [2] (or other material contained in the droplets of the emulsion), which has an affinity for the surface of the particles of the agent (as shown schematically in FIG. 1 for partial coating of the particle) leads to a sharp change in the nature of the deposition / transfer proppant particles, thereby reducing the deposition rate.
  • bitumen emulsion For example, the interaction between a bitumen emulsion and the surface of mica particles occurs due to the attraction between charged particles (for example, mica particles that carry a negative charge on the surface) and droplets of an emulsion having an opposite charge on the surface (bitumen drops are stabilized by cationic surfactants). As a result, bitumen droplets are deposited on the surface of the mica plates. Drops of emulsion and proppant particles can be selected and modified to increase affinity.
  • Fig. 3 schematically depicts this ternary system: sticky polymer micelles [5] (emulsion inversion) create strong adhesion between the fibers [4], which also leads to a random mesh structure including fibers and the inverse emulsion product, which supports proppants in suspension [1].
  • Example 1 A reference sample of the suspension was prepared from 50 ml of water condensed with guar (2.4 g / l (20 ppt) guar) and 120 g / l (1 pp) of proppant mica particles (6 g of milled mica with an average particle size of less than 0.25 mm per 50 ml of gel). The viscosity of the suspension was 22 cP at 170 sec. "1. A standard muscovite purchased from Mikelco Specialties Limited (Great Britain) with a mica particle thickness of approximately 20-25 microns was used as a mica source.
  • This material describes this material as highly split potassium dry aluminosilicate flocculent muscovite particles having a melting point of about 1300 ° C., a specific gravity of about 2.8 and a pH of about 9, forming a 10% suspension in water. Particles that are flexible, elastic, and the same has a high ratio of lateral size to thickness. Size distribution of muscovite particles (MD250): 99.9 percent less than 250 microns, 10-50 percent less than 125 microns, and 0-15 percent particles less than 63 microns.
  • the water-based suspension tested was prepared from 50 ml of the same guar gel as the reference sample pre-mixed with 5 percent volume of polylactic acid emulsion (PLA) (2.5 ml, LANDY PL-1000 emulsion purchased from Mioshi Oil and Fet Co., Ltd. ", (Tokyo, Japan)).
  • PPA polylactic acid emulsion
  • the added mica powder 120 g / l -1 PPA
  • Both the suspension sample was simultaneously placed in two 50 ml graduated glass cylinders and the volume of the clear liquid formed above the proppant was measured as a function of time. The deposition of particles of the suspension was calculated by the formula:
  • Vt is the total volume of the suspension
  • V ⁇ OO is the volume occupied by the proppant at 100 percent deposition (measured by placing a dry agent without suspension in the cylinder)
  • V cf is the volume of the clear liquid above the proppant. Test accuracy exceeded ⁇ 5%.
  • the solid curve 1 in FIG. 4 shows the deposition process of a suspension of mica in a water-based gel.
  • Dotted curve 2 in FIG. 4 shows the precipitation of a mica suspension in the same gel, but with the addition of a PLA emulsion in an amount of 5 volume percent.
  • the proppant In a pure gel (without emulsion) the proppant has completely settled for 30 minutes; gel deposition in the second cylinder (with added emulsion) after 60 minutes reached only 56 percent.
  • this type of suspension can be delivered to the fracture at a greater distance and with fewer settled proppants.
  • the deposition rate of the reference sample was too high for continuous transport to remote areas of the crack.
  • Example 2 The reference sample of the suspension, curve 1 in Fig. 5, was again prepared from 50 ml of water condensed with guar (2.4 g / l (20 ppt) guar) and 0.12 kg / l (1 pp) of proppant particles mica (6 g, MD250 muscovite plates with an average size of less than about 250 microns).
  • the water-based suspension shown in curve 2 in FIG. 5 was prepared from 50 ml of the same gel, pre-mixed with 1 percent of the volume of bitumen emulsion (0.5 ml, standard cationic stabilized emulsion VES-2 from SibAvtoBan Ltd. ”, ( Russia)) and 0.12 kg / l (1 PPA) of the same mica.
  • the VES-2 emulsion is stabilized by a cationic surfactant, belongs to the type of oil-in-water emulsion and contains 60% bitumen.
  • Suspension on the water the base shown in curve 3 in FIG. 5 was prepared from 50 ml of the same gel, pre-mixed with 1 percent of the volume of the same bitumen emulsion, 0.12 kg / l (1 PPA) of the same mica and low concentration 0 6 g / L (5 ppt) (30 mg in 50 ml) of polymer fibers (PLA).
  • the liquids were again prepared by vigorous stirring with a top drive mixer. Tests were carried out similar to the tests of example 1.
  • bitumen emulsion in small quantities did not significantly affect the viscosity of the suspension (which was controlled mainly by the concentration of a linear guar gel).
  • concentration of a linear guar gel concentration of a linear guar gel
  • bitumen emulsion settled more slowly than the suspension without the emulsion, and also the fact that the suspension of mica with the addition of bitumen and fibers settled even more slowly.
  • bitumen emulsion due to the charge on the particles of mica and (or) fibers, the emulsion reversed (phase reversal).
  • the standard bitumen emulsion was stabilized with a cationic surfactant.
  • Contact of bitumen with fibers and / or mica particles resulted in the deposition of drops of bitumen on the surface of mica particles.
  • bitumen will dissolve during oil production (in emulsion or sediment), thereby providing a natural cleaning of the proppant package.
  • the circulation of the phases of the emulsion can be achieved by other methods known in the art, for example, by changing the temperature, adding initiating agents, through the contact of the emulsion with structured highly developed surfaces, for example, porous surfaces, etc.
  • suitable initiating agents depends on the method of stabilization of the particular emulsion.
  • Suitable initiating agents can be represented by surfactants (cationic, anionic, nonionic), mutual solvents, such as 2-butoxyethanol, acetone, methyl ethyl ketone and methanol, multivalent cations, such as Ca 2+ , Mg 2+ , etc., and anions such as carbonates and silicates.
  • the initiating agent for the bitumen emulsion can be, for example, the surface of mica particles, carbonate ions and hydrocarbonates.
  • 2-butoxyethanol is particularly effective.
  • the suspension of mica particles lost their uniform volume distribution, and the particles agglomerated into islands with a diameter of about 0.5 cm, while leaving channels between the dense islands that are free for liquid flow.
  • the method of modifying the proppant surface using an emulsified processing material presented in this description allows to reduce the deposition rate of proppant particles in the working fluid during downhole operations, thereby, in the case of hydraulic fracturing, to provide more efficient delivery of proppant deep into remote areas of the fracture, as well as heterogeneous proppant placement by particle aggregation, and in the case of gravel packing operations, maintain the proppant slurry circulation for equal measuring proppant deposition to the desired location in the wellbore.
  • the proposed technical solutions are applicable in the oil and gas industry.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

Настоящее изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к технике модификации и доставки проппантов (расклинивающих наполнителей) при скважинных операциях, применяемых, в частности, при гидроразрыве пласта и/или при создании гравийной набивки. Изобретение позволяет при модификации поверхности проппанта с помощью эмульгированного обрабатывающего материала обеспечить в случае операций гидроразрыва пласта эффективную доставку проппанта глубоко в удаленные зоны трещины, а также неоднородное размещение проппанта путем агрегации частиц, а в случае операций по формированию гравийной набивки поддержать циркуляцию суспензии проппанта для равномерного осаждения проппанта в нужное место ствола скважины. Техническими задачами, на решение которых направлено настоящее изобретение, явилось создание способа модификации поверхности расклинивающего наполнителя при скважинных операциях, способа доставки расклинивающего наполнителя в подземный пласт, способа гидроразрыва пласта, а также способа гравийной набивки.

Description

СПОСОБ МОДИФИКАЦИИ И ДОСТАВКИ РАСКЛИНИВАЮЩЕГО НАПОЛНИТЕЛЯ ПРИ СКВАЖИННЫХ ОПЕРАЦИЯХ
Область изобретения
Настоящее раскрытие применимо в нефтегазовой отрасли и относится к технике модификации и доставки проппантов (расклинивающих наполнителей) при скважинных операциях, применяемых, в частности, при гидроразрыве пласта или при создании гравийной набивки. Более конкретно, раскрытие относится к способам модификации поверхности проппанта и его доставки с помощью эмульгированного обрабатывающего материала, например, при доставке проппанта в удаленные зоны трещин гидроразрыва по пространству разветвленных глубоких трещин или трещин в сложных слоистых пластах.
Предпосылки создания изобретения
Гидроразрыв пласта (ГРП) представляет собой сложный процесс со множеством сопутствующих явлений. Проведение операций по гидроразрыву зависит от условий природного и техногенного характера. Способы подготовки ствола скважины (например, бурение, укрепление, перфорация) значительно влияют на процесс возникновения и распространения трещин вглубь породы. Возникновение и распространение трещин в приствольной зоне существенно влияет на геометрию трещин в дальней зоне пласта. (В данном случае, под дальней зоной понимается расстояние более 30 м от ствола скважины). Пористость, проницаемость и насыщенность пласта, а также наличие внутрипластовых поровых жидкостей также влияют на результаты гидроразрыва. Кроме того, значимыми факторами являются неоднородности пласта, уже существующие трещины, смычки, слои и т.д., а также состояние механического напряжения в пласте. Фактическая геометрия трещины гидроразрыва в дальней зоне значительно отличается от упрощенной схемы отдельной плоской трещины с двумя противоположными крыльями. Этот факт был подтвержден с помощью разнообразных экспериментальных методов: (1) анализ керна, (2) прямые раскопки породы, например, экспериментов в угольных пластах, в ходе которых проводились раскопки в пласте после окончания гидроразрыва, что позволило проследить геометрию формирования трещин и размещения в трещине расклинивающего наполнителя, (3) микросейсмические исследования, (4) видеосъемка ствола скважины, (5) анализ изменения давления во время и после гидроразрыва, (6) поверхностные измерения с помощью уклономера. Прямые экспериментальные данные были дополнены результатами лабораторного моделирования, исследований природных аналогов гидроразрыва, а также результатами численного моделирования процесса гидроразрыва. Упрошенная модель отдельной плоской трещины, применимая для трещин гидроразрыва в дальней зоны, берет свое начало из теории и простых лабораторных исследований, объясняющих геометрию отдельной плоской трещины.
Доставка расклинивающего наполнителя в многочисленные ответвления трещины, и особенно в концы разветвленной сети трещин, распространяющихся до дальней зоны, предполагает особые подходы, например, применения сверхлегких расклинивающих наполнителей для заполнения трещины. Существует потребность в простом и недорогом способе поддержания расклинивающего наполнителя во взвешенном состоянии в жидкости-носителе без применения жидкостей с повышенной вязкостью. В настоящем изобретении описано подобное усовершенствование, а именно, понижение скорости осаждения расклинивающего наполнителя во время доставки в удаленные зоны системы трещин.
Краткое изложение сущности изобретения
Один из вариантов осуществления настоящего изобретения относится к способу модификации поверхности расклинивающего наполнителя при скважинных операциях, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя; (с) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя через скважину в пласт в ходе операции гидроразрыва пласта или/и при образовании гравийной упаковки в стволе скважины.
Иные разнообразные аспекты технического решения включают следующее: эмульгированный обрабатывающий материал имеет удельный вес меньше, чем удельный вес частиц расклинивающего наполнителя; расклинивающий наполнитель имеет удельный вес менее 3800 кг/м3 и максимальный размер частиц менее 0,5 мм; материал частиц расклинивающего наполнителя, как правило, выбирают из списка: керамический проппант, проппант со смоляным покрытием, песок, окись кремния, цеолит, тальк, слюда, зольная пыль или иной мелкодисперсный твердый материал; особенно подходящими для целей изобретения являются материалы с пластинчатой структурой; расклинивающий наполнитель представляет собой гидрофобный или гидрофильный материал или же поверхность расклинивающего наполнителя изменена в сторону гидрофобности или гидрофильности; концентрация расклинивающего наполнителя в суспензии подбирается такой, что после закрытия трещины образуется частичный монослой проппанта в трещине; жидкость-носитель включает, например, линейный гуаровый гель, сшитый гель, раствор водорастворимого полимера, например, полиакриламида, и вязкоупругое поверхностно-активное вещество, а также включает пену и/или насыщена газом; концентрация эмульгированного обрабатывающего материала в жидкости- носителе составляет менее 10 весовых процентов; обрабатывающий материал представлен полимерным прекурсором кислоты; обрабатывающий материал является разлагаемым, например, это разлагаемый полимер, подверженный деградации в пластовых условиях; эмульсия содержит маслорастворимый материал из группы: битум, воск, жирные органические кислоты, вазелин, деготь, растительное масло; и (или) в суспензию дополнительно добавляют волокна; капли эмульсии несут заряд, противоположный заряду частиц расклинивающего наполнителя или заряду модифицированной поверхности расклинивающих частиц, то есть капли эмульсии имеют сродство к расклинивающему наполнителю; эмульсия произведена прямо на буровой площадке; суспензия расклинивающего наполнителя образуется при закачке эмульсии обрабатывающего материала в скважину; капли эмульсии взаимодействуют с поверхностью частиц расклинивающего наполнителя или других частиц; в скважине происходит обращение (инверсия) эмульсии; в закачиваемую суспензию добавляют вещество, способствующее обращению эмульсии до, во время, или после закачки; средний размер капель эмульсии находится в диапазоне от 1 микрона до размера расклинивающей частицы (проппанта); расклинивающий наполнитель имеет смоляное покрытие; эмульсия стабилизирована.
Настоящее изобретение также относится к способу доставки расклинивающего наполнителя в подземный пласт, включающий:
(a) модификацию поверхности расклинивающего наполнителя при скважинных операциях по любому из пп.1-24;
(b) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя по любому из пп.1-24 через скважину в пласт при давлениях и расходе жидкости гидроразрыва, обеспечивающих доставку частиц расклинивающего наполнителя в трещину гидроразрыва или/и в гравийную упаковку в стволе скважины. осуществляют неоднородное размещение расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва. Настоящее изобретение также относится к способу гидроразрыва пласта, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя;
(c) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя через скважину в пласт;
(d) контактирование подземной формации с жидкостью гидроразрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации. осуществляют неоднородное размещение расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва.
Настоящее изобретение также относится к способу гравийной набивки, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя;
(c) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя в ствол скважины с формированием гравийной набивки. осуществляют закачку суспензии в наклонную или горизонтальную скважину. Краткое описание фигур
Изобретение иллюстрируется фигурами 1-5.
На Фиг.1 изображена частица проппанта с пластинчатой геометрией; часть площади частицы покрыта материалом, осажденным из капель эмульсии.
На Фиг.2 изображена частица проппанта с пластинчатой геометрией, капли эмульсии адсорбированы на поверхности частиц.
На Фиг.З изображены волокна и частица проппанта с пластинчатой геометрией, частично покрытая осажденным из дестабилизированной эмульсии полимером или материалом, имеющим сродство к диспергированным волокнам.
На Фиг.4 представлены графики скорости осаждения частиц слюды в водной среде и частиц слюды в эмульсии полимолочной кислоты в водной среде.
На Фиг.5 представлены графики скорости осаждения частиц слюды в водной жидкости, частиц слюды в эмульсии битума, и частиц слюды и волокон диспергированных в битумной эмульсии.
Подробное описание изобретения
Несмотря на то, что следующее описание в основном ориентировано на гидроразрыв в дальней зоне пласта, но при этом суспензия из расклинивающих частиц и эмульсии, описанные в настоящем изобретении, могут применяться и в других операциях гидроразрыва пласта (ГРП) в качестве проппантов или в качестве материала для гравийной набивки. В некоторых ситуациях процессы гидравлического разрыва и набивки гравием объединяют в единую операцию, достигая при этом стимулированной добычи и кольцевой гравийной набивки для уменьшения выноса пластовых песков. Такие операции часто называют операциями «разрывной набивки».
Настоящее изобретение применимо к скважинам любой направленности. Вместе с тем, операции по формированию гравийной набивки с помощью описанного метода предпочительно проводить для наклонных и горизонтальных скважин, для которых существует задача доставки твердых частиц в нужное место ствола скважины. В существующих технологиях создания гравийной набивки на горизонтальных участках скважины важно поддерживать циркуляцию суспензии проппанта в маловязком солевом растворе, что позволяет достичь равномерного осаждения проппанта (как правило, мелкого песка) в нижней и верхней части кольцевого пространства. Поэтому замедление осаждения суспензии помогает достичь поставленную цель. Технология формирования проппатнной набивки на длинных участках открытого ствола описана в [Oilfield Review, Summer 2001, pp. 52-73].
Описание изобретения приводится на примере скважин, оборудованных для добычи углеводородных флюидов (например, для добычи газа, нефти или конденсата), но подразумевается, что настоящее изобретение может также использоваться в скважинах для добычи других субстанций, таких как вода или двуокись углерода, или, например, применяться в нагнетательных скважинах и скважинах для хранения жидкостей. Подразумевается также, что в рамках настоящего технического описания при указаниях на какой-либо диапазон используемых, соответствующих и т.п. концентраций или количеств имеются в виду любые концентрации или количества в пределах данного диапазона, включая начальную и конечную точки. Кроме того, каждое числовое значение следует сначала читать как имеющее определение «приблизительно» (если такое определение отсутствует в тексте), и в дальнейшем читать как не имеющее такого определения, если в контексте не оговорено иначе. Например, «диапазон от 1 до 10» означает указание на все без исключения возможные числа в непрерывном множестве между приблизительно 1 и приблизительно 10. Иными словами, в случае, когда дается некоторый диапазон, даже если несколько конкретных точек данных указаны в явном виде или подразумеваются внутри этого диапазона, или даже если никакие точки данных не подразумеваются внутри этого диапазона, следует иметь в виду, что авторы изобретения учитывают и понимают, что все без исключения точки данных рассматриваются в качестве заданных, и что авторы изобретения обладают всем диапазоном и всеми точками внутри указанного диапазона.
Настоящее изобретение относится к способу доставки расклинивающего наполнителя в удаленную зону пласта посредством взаимодействия мелкодисперсных расклинивающих и (или) других частиц с эмульсией обрабатывающего материала в жидкости для гидроразрыва. Агент может быть представлен обычным проппантом, размолотым порошком кварца или цеолита, тальком, слюдой, зольной пылью, или другими твердыми веществами, которые могут быть закачаны глубоко в трещину с помощью жидкости. Эмульсия может содержать растворенные полимеры или другие материалы в эмульгированной форме (с растворителями или без них). Взаимодействие эмульсии с поверхностью проппанта или других частиц может сопровождаться или не сопровождаться обращением эмульсии. Обращение (инверсия) эмульсии может произойти из-за контакта эмульсии с поверхностью расклинивающего наполнителя, или из-за изменения температуры, напряжения сдвига в жидкости, или вследствие химического воздействия, например изменения кислотности рН. Улучшенная транспортировка (доставка) частиц расклинивающего наполнителя (другими словами, пониженная скорость осаждения частиц в суспензии) в результате осаждения полимера или другого материала (например, битума) обеспечивает более эффективную доставку расклинивающего наполнителя глубоко в созданную трещину, тем самым позволяя обработать дальнюю зону трещины на расстоянии, превышающем 30 метров от ствола скважины. Кроме того, путем взаимодействия нерасклинивающих частиц (например, волокон) между собой или с расклинивающими частицами или благодаря путем осаждения капель эмульсии на поверхности расклинивающих частиц можно добиться улучшения плавучести, усиления взаимодействия между частицами, формирования пространственной сетки из частиц или других эффектов, которые уменьшают скорость осаждения расклинивающего наполнителя в жидкости гидрорарыва. Упомянутые прочие «нерасклинивающие» частицы могут присутствовать в жидкости гидроразрыва по настоящему изобретению в концентрациях гораздо более низких по сравнению с обычными операциями ГРП, например, до приблизительно 1,2 г/л (10 ppt), преимущественно, в концентрации до приблизительно 0,6 г/л, что позволяет избежать проблемы с закупориванием частиц суспензии при прохождении потока суспензии по трещине, а также позволяет обеспечить доставку расклинивающего наполнителя в дальнюю зону. Кроме того, выпадение осадка при обращении эмульсии приводит к образованию агрегатов частиц, что обеспечивает неоднородное размещение частиц расклинивающего наполнителя. Растворенные полимеры или другие материалы, присутствующие в эмульсии, могут быть разлагаемыми полимерами, например, выбранными из списка гидролизуемых полимеров, таких как сложные полиэфиры (полимолочная кислота, полигликолевая кислота и их сополимеры), полиангидриды, полидиоксаноны, поликапролактоны, или жирорастворимые полимеры (растворимыми в битуме или растительном масле). Подходящие материалы включают полигликолиды, полилактиды, поликапролактоны, политриметиленкарбонаты, полигидроксибутираты, полигидроксивалераты, полидиоксаноны, полиортоэфиры, поликарбонаты, политирозинкарбонаты, полиортокарбонаты, полиалкиленоксалаты, полиалкиленсукцинаты, полияблочные кислоты, полималеиновые ангидриды, полипептиды, полидепсипептиды, поливиниловый спирт, полиэфироамиды, полиамиды, полиангидриды, полиуретаны, полифосфазены, полицианоакрилаты, полифумараты, полиаминокислоты, модифицированные полисахариды, модифицированные белки и их сополимеры, тройные сополимеры или сочетания, или смеси вышеперечисленных полимеров. Многие такие эмульсии являются коммерчески доступными. Последующее разложение или растворение эмульгированного или эмульгированного материала обеспечивает чистоту скважины и сохранение высокой проницаемости породы. Хотя разлагаемость материалов в эмульсии приносит определенные преимущества, это требование не является обязательным.
Здесь описана технология, которая позволяет создавать и расклинивать трещины со сложной геометрией, включая удаленные зоны трещин, которые трудно заполнить проппантом. Основные проблемы дальней зоны трещины гидроразрыва обсуждены в публикации [K.D.Mahrer, A review and perspective on far-field hydraulic fracture geometry studies, J.Petr.Sci.Eng., N24, 1999, 13-28]. До сих пор основными путями решения проблем проведения гидроразрыва в удаленной зоне было использование жидкостей с низкой вязкостью и при низких концентрациях твердых частиц, а также закачка суспензии частиц с высокой скоростью. И обычные, и нетрадиционные расклинивающие наполнители вызывали повышенный интерес. Использование расклинивающих частиц меньших размеров (например, песка, размером меньшим, чем сито N° 35 U.S., приблизительно 0,25 мм, а преимущественно меньше, чем сито j\° 100 U.S., приблизительно 0,15 мм) может обеспечить более глубокую доставку расклинивающего наполнителя в разветвленную сеть трещин гидроразрыва. Однако скорость осаждения частиц все еще остается высокой из-за использования в протяженных трещинах рабочих жидкостей с низкой вязкостью, например, с вязкостью, менее чем 37 сП (вязкость измерена при скорости сдвига 170 сек"1 и температуре 21 °С).
Далее описаны усовершенствованные способы доставки и размещения, (например, неоднородного размещения) расклинивающих наполнителей (проппанта) и других частиц с использованием эмульсии обрабатывающего материала, добавленной, например, в процессе закачки. Обрабатывающий материал может быть разлагаемым в условиях пласта. Ранее во время традиционных операций по гидроразрыву предлагалось использовать высокие концентрации эмульгированных полимеров для замедления осаждения суспензий, сочетающих расклинивающий наполнитель с волокнами, при этом концентрации волокон как правило составляли от 2,4 до 4,8 г/л (от 20 до 40 ppt), а жидкость гидроразрыва имеет вязкость (по меньшей мере, приблизительно 50 сП). Однако этот подход не применим для жидкостей с очень низкими концентрациями волокон и низкой вязкостью, которые используют для обработки дальней зоны гидроразрыва. Причина заключается в том, что в случаях с высокой концентрацией происходило вынужденное обращение эмульсии («инверсия эмульсии») с выпадением полимерного осадка по всему объему жидкости, что создавало в скважине густую суспензию с высокой концентрацией волокон. Такую суспензию невозможно было закачать глубь трещины гидроразрыва, особенно в дальнюю зону трещины. Столь высокие концентрации эмульгированных полимеров в обычных суспензиях из расклинивающих частиц и волокон потенциально могут быть полезны для других задач: для закупоривания породы в приствольной зоне или поддержания расклинивающего наполнителя во взвешенном состоянии. С другой стороны, в предлагаемой настоящим изобретением композиции полимерной эмульсии выпадения осадка не наблюдается, а вязкость жидкости существенно не меняется. Даже в случае с битумными эмульсиями, битум просто осаждается на поверхности расклинивающих частиц (например, на частицах слюды), так что суспензия остается умеренно вязкой и может быть легко доставлена в скважину. В заявке [WO2010021563 А 1, 2010] описано использование частиц слюды в качестве проппанта при создании протяженных трещин гидроразрыва. Плоская геометрия частиц слюды и их низкая седиментация помогает доставлять их в отдаленные участки трещины гидроразрыва. Хотя в известных способах доставки мелкодисперсного проппанта его скорость осаждения уменьшается, но все же низкая вязкость жидкости гироразрыва не позволяет доставить проппант в разветвлённые трещины. В настоящем изобретении предложен способ улучшения транспортных свойств проппанта через модификацию поверхности проппанта с помощью эмульгированных материалов.
Способ применения эмульсии для уменьшения скорости осаждения суспензии из проппанта волокон известен из [WO2010087733 А1, 2010]. В известном источнике заданы интервалы для высокой концентрации эмульгированного полимера для заметного уменьшения осаждения традиционного проппанта (трещины с размером, геометрией и высокой вязкостью жидкости гидроразрыва), при этом концентрация диспергированных волокон в суспензии составляет 20-40 ppt. Это слишком высокая концентрация для многих практических задач гидроразрыва.
Состав, способы получения и применения состава, образованного из полимерного прекурсора кислоты, по меньшей мере, частично растворенного в диспергирующем растворителе (одна фаза эмульсии) описаны в заявке [WO2008062332 А2, 2008]. Например, в заявке раскрывается способ обработки пласта через ствол скважины, включающий, по меньшей мере, частично растворяющийся твердый полимерный прекурсор кислоты в диспергирующем растворителе с образованием раствора полимерного прекурсора кислоты/растворителя и, как вариант, сочетания полимерного прекурсора кислоты и растворителя с преобладающей несмешивающейся жидкостью; такое смешение двух различных жидкостей приводит к образованию эмульсии. Далее проводят закачивание данного раствора (или эмульсии) в пласт. Состав используется исключительно для доставки кислоты в скважину.
В операциях для обработки ствола скважины используются эмульсии гидролизующихся полимеров, в которых внутренняя фаза эмульсии содержит и гидролизующийся полимер, и загуститель, и органический растворитель полимера. Далее эмульсия контролируемым образом разлагается при скважинных температуре и давлении, что создает капли полимера, которые необходимы для изменения поверхностных свойств частиц породы. Положительный эффект возникает благодаря гидролизу эмульгированного полимера. Согласно настоящему изобретению, желательно, чтобы внутренняя фаза эмульсии не содержала растворитель полимера или загуститель. В случае с разлагаемым полимером обрабатывающий материал должен выполнять свою функцию прежде, чем разложение завершится, то есть, чтобы до завершения операции обрабатывающий материал разлагался не более чем на 50 процентов, преимущественно— не более чем на 80 процентов.
Заявитель обращает внимание на то, что он уже упоминал эмульсию LANDY PLA в заявке [WO2013070585 А1, 2013]. Эмульсии PLA, используемые для покрытий и пластырей, коммерчески доступны под торговыми обозначениями LANDY PL- 1000 (5 микрон), LANDY PL-2000 (2 микрона) и LANDY PL-3000 (1 микрон), от Miyoshi Oil & Fat Co., Ltd. Ряд LANDY PLA используется в качестве водонепроницаемого покрытия и теплового пластыря
[http://www.jbpaweb.net/english/e-gp-products6-700.htm] и не известно об использовании эмульсии PLA для нисходящей скважины, в вышеуказанной заявке не используют эмульсии PLA для нисходящей скважины, а используют как средство, чтобы подготовить макрочастицы, которые используемы в нисходящей скважине.
В опубликованной заявке [US20070298977 А1, 2007] описываются способы получения разлагаемых частиц на буровой площадке и способы их применения в подземных операциях. Способы применения включают следующее: добавление разлагаемых частиц в жидкость гидроразрыва или жидкость для создания гравийной набивки; при этом разложение частиц создает пустоты в проппантной упаковке или в гравийной набивке. В других вариантах, разложение частиц производит разжижающий агент для вязкой рабочей жидкости. Также часть разлагаемых частиц может применяться в качестве агента для отклонения потоков жидкости, как компонент добавки для снижения потери жидкости в скважине или в составе цементов. Способ получения частиц включает приготовление на буровой площадке смеси из разлагаемого полимера и первого растворителя с последующим добавлением разлагаемой смеси ко второму растворителю со сдвигом напряжения в потоке жидкости, достаточным для превращения смеси двух жидкостей в эмульсию. После того как часть первого растворителя удаляется из дисперсной фазы, происходит формирование разлагаемых полимерных частиц, что создает дисперсию твердых частиц в непрерывной фазе эмульсии. На промежуточной стадии образование эмульсии регулируется путем добавления поверхностно- активных веществ. Способ формирования промежуточной эмульсии может быть использован для получения эмульсии по настоящему изобретению. В настоящем изобретении содержащиеся в эмульсии обрабатывающие материалы находятся в растворенном состоянии.
В некоторых источниках информации, например, описано неоднородное размещение твердых частиц (проппанта) в скважинных условиях [US20080135242 А1, 2008; WO2008068645 А1, 2008; PCT/RU 2006/000026; WO2007086771 А1, 2007; ЕР1977079 А1, 2008; US6776235 В1, 2004; WO2004009956 А1, 2004; ЕР1527255 А1, 2005; US7451812 А1, 2008]. В патенте [GB2433067 А, 2007] описывается самоагрегация на основе обработки расклинивающих частиц амином и трифосфатом эфира, которые реагируют с образованием покрытия на всей (или части) поверхности, что повышает вероятность формирования агломератов частиц; состав применяется для покрытия частиц расклинивающего наполнителя или поверхности частиц породы во время скважинных операций. Другой пример: при доставке расклинивающего наполнителя в трещину на этапе закачки преждевременное осаждение частиц агента или разделение двухкомпонентной смеси проппанта может быть нежелательным. В патенте [US7261157 А1, 2006] раскрывается способ предотвращения разделения двух различных типов расклинивающего наполнителя в одной суспензии, включающий следующие стадии: получение смеси из клейкого водянистого состава и жидкости для гидроразрыва, создание суспензии путем диспергирования частиц двух различных видов в смесь, а также закачка полученной суспензии в подземный пласт. Эта процедура позволяет уменьшить нежелательное расслоение твердых частиц при закачке в требуемый участок скважины. Состав для повышения клейкости не представлен в форме эмульсии. Связанный с предыдущий патентом, патент [US7178596 А1, 2005] раскрывает способ доставки расклинивающего наполнителя, смешанного с разлагаемым материалом, путем использования расклинивающих частиц с клейким покрытием. При этом частицы разлагаемого материала приклеиваются (по меньшей мере, временно) к частицам проппанта, что позволяет избежать существенного разделения разлагаемого материала и расклинивающих частиц в суспензии. Далее полученная суспензия закачивается в трещину с формированием однородной упаковки из частиц проппанта и разлагаемого материала. В описанном патенте ни клейкий, ни разлагаемый материалы не представлены в форме эмульсии.
Применение эмульсий для скважинных операций хорошо известно в данной области. Например, эмульсии могут использоваться в качестве компонента бурового раствора, поскольку капли эмульсии обеспечивают улучшенный вертикальный перенос частиц, образующихся при бурении породы. Эмульсии также применяют для увеличения вязкости жидкости и для обработки приствольной зоны.
Сочетание использования мелкодисперсного или крупнозернистого расклинивающего наполнителя с производимой во время закачки модификацией поверхности расклинивающих частиц с помощью эмульгированных разлагаемых материалов значительно уменьшает скорость осаждения расклинивающего наполнителя в суспензии, и, таким образом, обеспечивает его более эффективную доставку в удаленные зоны трещины, а также способствует неоднородному размещению расклинивающего наполнителя путем агрегации частиц. Расклинивающий наполнитель может быть выбран из следующего списка материалов: обычный проппант, порошок кварца, окись кремния, цеолит, тальк, слюда, или иной мелкодисперсный твердый материал, который может быть легко закачен несущей жидкостью глубоко в трещину. Как вариант, частицы расклинивающего наполнителя могут быть гидрофобным или гидрофильным или же химически можифицированы для получения подобных свойств. Максимальный размер частиц расклинивающего наполнителя составляет менее 0,5 мм, преимущественно, в интервале от 0,1 до 0,25 мм. Частицы расклинивающего наполнителя имеют удельный вес менее чем 3800 кг/м , преимущественно, менее чем приблизительно 3000 кг/м3; особенно подходящими являются расклинивающие агенты с малым удельным весом, например, менее чем приблизительно 2000 кг/м3. В некоторых случаях частицы расклинивающего наполнителя имеют пластинчатую форму (как, например, частицы слюды). Использование слюды, в частности, описывается в заявке на патент [PCT/RU2008/000566]. Слюда особенно удобна для применения в качестве расклинивающего наполнителя в трещинах дальней зоны; форма частиц слюды и, как следствие, характер их осаждения, позволяет обеспечить более эффективную доставку расклинивающего наполнителя в трещину. Эмульсия для использования по настоящему изобретению может содержать полимер или другой материал в эмульгированной форме с растворителем или без него. Эмульсия взаимодействует с поверхностью частиц расклинивающего наполнителя или других частиц с обращением фаз эмульсии или без такового. Обращение (инверсия) фаз может произойти из-за контакта эмульсии с поверхностью расклинивающих частиц или из-за изменения температуры, сдвига или химического воздействия. Химические вещества, инициирующие обращение фаз эмульсии, могут быть закачены до, во время и (или) после закачки эмульсии. Улучшенный перенос (то есть замедленное вертикальное осаждение частиц суспензии) расклинивающего наполнителя в результате адсорбции капель полимера или другого материала (например, битума или растительного масла) на поверхности расклинивающих частиц обеспечивает более дальний перенос расклинивающего наполнителя, способствуя обработке дальней зоны трещины (например, на расстоянии более чем 30 м от ствола скважины). Кроме того, улучшить перенос расклинивающего наполнителя можно путем взаимодействия иных частиц (например, волокон) с расклинивающими частицами или путем закрепления (адсорбции) капель эмульсии на поверхности частиц расклинивающего наполнителя, что препятствует осаждению суспензии. Такие нерасклинивающие частицы (волокна) могут присутствовать в жидкости в значительно более низких концентрациях по сравнению с обычными операциями по гидроразрыву. Например, от приблизительно 0 до приблизительно 1,2 г/л (10 ppt) во избежание проблем с закупориванием и для обеспечения доставки агента в дальнюю зону. Кроме того, адсорбция капель эмульсии может привести к формированию крупных агрегатов частиц, что обеспечит неоднородное размещение расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва. Преимущественно, чтобы полимер или другой материал, содержащийся в эмульсии, был разлагаемым в условиях пласта, например, гидролизующимся в скважинной жидкости (например, полиэфиры, полиангидриды и другие полимеры) или маслорастворимым (например, битумы, воски, жирные органические кислоты, вазелин, деготь, растительное масло). Разложение или растворение эмульгированного или предварительно эмульгированного материала обеспечивает чистоту скважины и сохранение высокой проницаемости упаковки из расклинивающего наполнителя.
Эмульсия представляет собой двухфазную систему, включающую капели жидкости (дисперсная фаза/внутренняя фаза), диспергированные в дисперсионной среде (внешняя фаза) другой жидкости. Капли могут быть стабилизированы с помощью поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые предохраняют капли от слияния и предотвращают разделение фаз. Если дисперсионная среда представлена водой, то дисперсная фаза, как правило, включает органический растворитель, который, в свою очередь, может содержать растворенный или частично растворенный полимер или другие вещества.
Разрушение слоя поверхностно-активного вещества между двумя фазами путем химического или физического воздействия (инициирующие факторы) приводит к разрушению эмульсии, и дисперсная фаза (включая органический растворитель, полимер, поверхностно-активное вещество или другие соединения) может осаждаться на имеющейся контактной поверхности, например, на поверхности расклинивающих наполнителей или других частиц. Тем не менее, выпадение капель эмульсии на поверхности твердых частиц может происходить под действием инициирующих факторов, а также просто из-за сродства капель эмульсии к поверхности частиц.
Размер капель эмульсии находится в диапазоне от приблизительно 1 мкм до размера расклинивающих частиц (например, приблизительно 0,25 мм, как показано в примерах).
Подходящая концентрация растворенного полимера или другого материала в дисперсной фазе эмульсии составляет значения от нуля до 90 вес. процентов; преимущественно, в интервале от 5 до 70 вес. процентов. Концентрация дисперсной фазы эмульсии, подходящая для добавления к жидкости-носителю, составляет от 20 до 95%, преимущественно, от 50 до 90 процентов от объема. Конечная концентрация дисперсной фазы в жидкости-носителе составляет от 0,1 до 50 вес. процентов, преимущественно, от 0,2 до 2 вес. процентов. Концентрация расклинивающего наполнителя в суспензии диктуется схемой операций по гидроразрыву и, как правило, составляет вплоть до 8 рра и преимущественно, менее чем 2 рра. Концентрация расклинивающего наполнителя в жидкости- носителе может быть такой, чтобы конечная концентрация расклинивающего наполнителя в трещине привела к образованию менее чем одного монослоя в трещине гидроразрыва. Подходящая концентрация дополнительно добавленных волокон может составлять до 10 ppt. Если в качестве расклинивающего наполнителя используются частицы слюды, преимущественное содержание волокон составляет от 4 до 6 ppt. Подходящий диапазон вязкости для суспензии составляет от 1 до 40 сП (от 10"3 до 4х10"2 Па с) (при скорости сдвига 170 с*1), преимущественно, от 1 до 20 сП (от 10'3 до 2x10"2 Па с) (при 170 с"1). Дисперсионная среда может содержать, например, линейный гуаровый гель, сшитый гель, раствор водорастворимого полимера (например, полиакриламид), и вязкоупругое поверхностно-активное вещество, и может быть насыщена газом или иметь пену.
Особенно эффективным способом формирования окончательной суспензии для закачки, включающей частицы расклинивающего наполнителя и эмульсии в виде водной дисперсионной среды, и капель растворенной обрабатывающего материала (дисперсная фаза), является регулируемое (контролирумое, дозированное) добавление эмульсии, например, битумной эмульсии или эмульсии полимолочной кислоты (PLA), в жидкость для гидроразрыва для создания окончательной суспензии (при этом во время закачки эмульсия с водой в качестве внешней фазы легко разбавляется приготовленной жидкостью для ГРП).
Приведем ниже несколько возможных режимов взаимодействия между каплями эмульсии и расклинивающими частицами, которые способствуют снижению скорости осаждения расклинивающего наполнителя в суспензии (для контролируемого взаимодествия между твердыми частицами расклинивающего наполнителя и капель эмульсии), что является основной целью настоящего изобретения. 1. Обращение фаз эмульсии с осаждением эмульгированного полимера на поверхности расклинивающих частиц
Взаимодействие между расклинивающим наполнителем и эмульсией может приводить к частичному или полному покрытию поверхности частиц эмульгированным материалом (например, полимером, битумом и т.д.) после обращения фаз эмульсии. Покрытие поверхности частиц [1] осажденным полимером [2] (или другим материалом, содержащимся в каплях эмульсии), который имеет сродство к поверхности частиц агента (как схематически показано на Фиг.1 для частичного покрытия частицы) приводит к резкому изменению характера осаждения/переноса расклинивающих частиц, тем самым уменьшая скорость осаждения. Например, взаимодействие между битумной эмульсией и поверхностью частиц слюды происходит в силу притяжения между заряженными частицами (например, частицами слюды, несущими отрицательный заряд на поверхности) и каплями эмульсии, имеющими на поверхности противоположный заряд (капли битума стабилизируются катионным ПАВ). В результате капли битума осаждаются на поверхности пластинок слюды. Капли эмульсии и частицы расклинивающего наполнителя можно подбирать и модифицировать для повышения сродства.
2. Сорбция капель эмульсии на поверхности расклинивающих частиц без обращения фаз эмульсии
Такого же увеличения способности переноса частицы можно достичь и без обращения фаз эмульсии, а просто благодаря адсорбции мелких капель эмульсии [3] на поверхности расклинивающих частиц [1] (как схематически показано на Фиг.2). Когда капли из эмульсии прикрепляются к поверхности твердых частиц, это частичное покрытие из капель эмульсии снижает эффективную плотность образовавшегося комплекса по сравнению с плотностью исходных частиц, что уменьшает скорость осаждения частиц.
3. Связывание волокон с частицами проппаната с помощью эмульгированного материала для предотвращения осаждения проппанта
В случае системы, сочетающей частицы расклинивающего наполнителя (проппанта) и диспергированные полимерные волокна, добавление эмульсии к дисперсии может вызвать взаимодействие частиц расклинивающего наполнителя и волокон. На Фиг.З схематически изображена эта тройная система: липкие полимерные мицеллы [5] (результат обращения эмульсии) создают прочное сцепление между волокнами [4], которое также приводит к созданию случайной сетчатой структуры, включающей волокна и продукт обратной эмульсии, что поддерживает расклинивающие частицы во взвешенном состоянии [1].
Примеры
Настоящее изобретение может быть лучше понято после рассмотрения приведенных ниже примеров.
Пример 1. Эталонный образец суспензии приготовили из 50 мл воды, сгущенной гуаром (2,4 г/л (20 ppt) гуара), и 120 г/л (1 рра) расклинивающих частиц слюды (6 г размолотой слюды со средним размером частиц менее 0,25 мм на 50 мл геля). Вязкость суспензии составляла 22 сП при 170 сек"1. В качестве источника слюды был использован стандартный мусковит, приобретенный у компании «Микелко Спешилтиз Лимитед» (Великобритания), с толщиной частиц слюды приблизительно 20-25 мкм. Производитель описывает данный материал как сильно расщепленные калиевые алюмосиликатные хлопьевидные частицы мусковита сухого помола, имеющие точку плавления приблизительно 1300°С, удельный вес приблизительно 2,8 и рН приблизительно 9, образующие 10% суспензию в воде. Частицы, являющиеся гибкими, упругими, а также с высоким отношением поперечного размера к толщине. Распределение частиц мусковита по размерам (MD250): 99,9 процентов меньше, чем 250 мкм, 10-50 процентов меньше, чем 125 мкм, и 0-15 процентов частиц меньше, чем 63 мкм. Исследованная суспензия на водной основе была приготовлена из 50 мл того же гуарового геля, что и эталонный образец, предварительно смешанного с 5 процентами объема эмульсии полимолочной кислоты (PLA) (2,5 мл, эмульсия LANDY PL- 1000, приобретенная у компании «Миоши Ойл энд Фэт Ко., Лтд.», (Токио, Япония)). Добавленный порошок слюды (120 г/л -1 рра) интенсивно перемели с жидкой фазой с помощью мешалки с верхним приводом до получения однородного состояния суспензии. Добавление 5 % объема эмульсии не изменило вязкость гуаровой жидкости. Оба образца суспензии одновременно поместили в два 50-миллилитровых градуированных стеклянных цилиндра и измерили объем прозрачной жидкости, образовавшейся над расклинивающим агентом, как функцию времени. Осаждение частиц суспензии рассчитывали по формуле:
100
Процент осаждения = vt νΐοο ,
где Vt — общий объем суспензии, V^OO — объем, занимаемый расклинивающим агентом при 100-процентном осаждении (измеряется путем помещения в цилиндр сухого агента без суспензии), и Vcf— объем прозрачной жидкости над расклинивающим агентом. Точность теста превысила ± 5%. Сплошная кривая 1 на Фиг.4 показывает процессе осаждения суспензии слюды в геле на водной основе. Пунктирная кривая 2 на Фиг.4 показывает осаждение суспензии слюды в том же самом геле, но с добавлением эмульсии PLA в количестве 5 объемных процентов. В чистом геле (без эмульсии) расклинивающий наполнитель полностью осел в течение 30 мин; осаждение в геле во втором цилиндре (с добавленной эмульсией) по прошествии 60 мин достигло лишь 56 процентов. Таким образом, этот тип суспензии может быть доставлен в трещину гидроразрыва на большее расстояние и с меньшим количеством осевших расклинивающих частиц. Скорость осаждения эталонного образца была слишком высока для продолжительной транспортировки в отдаленные участки трещины.
Пример 2. Эталонный образец суспензии, кривая 1 на Фиг.5, снова был приготовлен из 50 мл воды, сгущенной гуаром (2,4 г/л (20 ppt) гуара) и 0,12 кг/л (1 рра) расклинивающих частиц слюды (6 г, пластины мусковита MD250 со средним размером менее чем приблизительно 250 мкм). Суспензия на водной основе, изображенная на кривой 2 на Фиг.5, была приготовлена из 50 мл того же самого геля, предварительно смешанного с 1 процентом объема битумной эмульсии (0,5 мл, стандартная катионно-стабилизированная эмульсия ВЕС-2 от компании «СибАвтоБан Лтд.», (Россия)) и 0,12 кг/л (1 рра) той же самой слюды. Эмульсия ВЕС-2 стабилизирована катионным поверхностно-активным веществом, относится к типу эмульсии «масло в воде» и содержит 60% битума. Суспензия на водной основе, изображенная на кривой 3 на Фиг.5 была приготовлена из 50 мл того же самого геля, предварительно смешанного с 1 процентом объема той же самой битумной эмульсии, 0,12 кг/л (1 рра) той же самой слюды и низкой концентрацией 0,6 г/л (5 ppt) (30 мг в 50 мл) волокон полимера (PLA). Жидкости вновь были приготовлены путем интенсивного перемешивания с помощью мешалки с верхним приводом. Были проведены тесты, аналогичные тестам из примера 1. Добавление битумной эмульсии в небольших количествах существенно не отразилось на вязкости суспензии (которая регулировалась, в основном, концентрацией линейного гуарового геля). Можно было увидеть, что суспензия слюды с добавленной битумной эмульсией оседала более медленно, чем суспензия без эмульсии, а также то, что суспензия слюды с добавлением битума и волокон оседала еще медленнее. Дальнейшее увеличение концентрации эмульсии на основе битума (до 5% объема) в геле не продемонстрировало дополнительных преимуществ с точки зрения скорости осаждения.
В примере 2 благодаря заряду на частицах слюды и (или) волокон произошло обращение эмульсии (обращение фаз). Стандартная битумная эмульсия была стабилизирована катионным поверхностно-активным веществом. Контакт битума с волокнами и (или) частицами слюды привел к осаждению капель битума на поверхности частиц слюды. В полевых условиях битум растворится при добыче нефти (в эмульсии или осадке), тем самым обеспечив естественную очистку проппантной упаковки.
Кроме того, когда обратная эмульсия производит достаточно клейкий материал (например, битум, липкий полимер и т.д.), то присутствие клейких капель приводит к образованию агломератов (островков) проппанта, которые разделены свободными канальцами для протока жидкости между ними, тем самым задавая картину неоднородного размещения расклинивающего наполнителя.
Обращение фаз эмульсии (известное как инверсия эмульсии) может быть достигнуто и другими известными в данной области способами, например, путем изменения температуры, добавления инициирующих агентов, через контакт эмульсии со структурированными высокоразвитыми поверхностями, например, пористыми поверхностями и т.д. Выбор подходящих инициирующих агентов зависит от способа стабилизации конкретной эмульсии. Подходящие инициирующие агенты могут быть представлены поверхностно-активными веществами (катионными, анионными, неионными), взаимными растворителями, такими как 2-бутоксиэтанол, ацетон, метилэтилкетон и метанол, многовалентными катионами, такими как Са2+, Mg2+ и т.п., и анионами, такими как карбонаты и силикаты. Инициирующим агентом для битумной эмульсии может выступать, например, поверхность частиц слюды, ионы карбонатов и гидрокарбонатов. С эмульсиями на основе LANDY PLA особенно эффективно взаимодействует 2- бутоксиэтанол. Таким образом, при увеличении концентрации эмульсии в примере 2 от 1 до 3, а затем и до 5 процентов объема, наблюдалась агрегация частиц слюды. Суспензия частиц слюды утратила свое равномерное распределение по объему, и частицы агломерировались в островки с диаметром около 0,5 см, при этом оставляя между плотными островками каналы, свободные для протока жидкости. Если бы этот процесс агломерации происходил в трещине, то он бы привел к образованию внутри трещины гидроразыва компактных островков из слипшегося расклинивающего наполнителя (например, из слипшихся частиц слюды), что создает неоднородную проппантную упаковку с высокой гидравлической проводимостью.
Промышленная применимость
Способ модификации поверхности проппанта с помощью эмульгированного обрабатывающего материала, представленный в данном описании позволяет понизить скорость осаждения частиц проппанта в рабочей жидкости при скважинных операциях, тем самым, в случае операций гидроразрыва пласта (ГРП), обеспечить более эффективную доставку проппанта глубоко в удаленные зоны трещины, а также неоднородное размещение проппанта путем агрегации частиц, а в случае операций по формированию гравийной набивки поддержать циркуляцию суспензии проппанта для равномерного осаждения проппанта в нужное место ствола скважины. Тем самым, предложенные технические решения применимы в нефтегазовой отрасли.

Claims

Формула изобретения
1. Способ модификации поверхности расклинивающего наполнителя при скважинных операциях, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя;
(c) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя через скважину в пласт в ходе операции гидроразрыва пласта или/и при образовании гравийной упаковки в стволе скважины.
2. Способ по п. 1, в котором обрабатывающий материал имеет удельный вес меньше, чем удельный вес частиц расклинивающего наполнителя, например, менее чем приблизительно 3800 кг/м3.
3. Способ по п. 1, в котором максимальный размер частиц расклинивающего наполнителя составляет приблизительно 0,5 мм.
4. Способ по п. 1 , в котором расклинивающий наполнитель выбран из следующей группы материалов: керамический проппант, проппант со смоляным покрытием, песок, окись кремния, цеолит, тальк, слюда, зольная пыль или иной мелкодисперсный твердый материал.
5. Способ по пп. 1 или 4, в котором расклинивающий наполнитель содержит пластинчатый материал.
6. Способ по п. 1, в котором расклинивающий наполнитель представляет собой гидрофобный или гидрофильный материал.
7. Способ по п. 1, в котором поверхность частиц расклинивающего наполнителя гидрофобно или гидрофильно модифицирована.
8. Способ по п. 1, в котором концентрацию расклинивающего наполнителя в суспензии подбирают такой, что после закрытия трещины образуется частичный монослой расклинивающего наполнителя в трещине.
9. Способ по п. 1, в котором жидкость-носитель включает, например, линейный гуаровый гель, сшитый гель, раствор водорастворимого полимера, например, полиакриламида, и вязкоупругое поверхностно-активное вещество.
10. Способ по п. 1, в котором жидкость-носитель включает пену и/или насыщена газом.
11. Способ по п. 1, в котором концентрация эмульгированного обрабатывающего материала в жидкости-носителе составляет менее чем приблизительно 10 вес. %.
12. Способ по п. 1, в котором обрабатывающий материал является полимерным прекурсором кислоты.
13. Способ по п. 1, в котором обрабатывающий материал подвержен разложению в условиях подземного пласта.
14. Способ по п. 1, в котором эмульсия содержит разлагаемый полимер.
15. Способ по п. 1, в котором эмульсия содержит, например, маслорастворимый материал из группы: битум, воск, жирные органические кислоты, вазелин, деготь, растительное масло.
16. Способ по п. 1, в котором жидкость-носитель содержит волокна.
17. Способ по п. 1, в котором капли эмульсии имеют заряд, противоположный заряду частиц расклинивающего наполнителя или заряду модифицированной поверхности частиц расклинивающего наполнителя.
18. Способ по п. 1, в котором эмульсию обрабатывающего материала готовят на буровой площадке.
19. Способ по п. 1, в котором суспензию формируют путем добавления эмульсии из обрабатывающего материала во время закачки.
20. Способ по п. 1, в котором капли эмульсии взаимодействуют с поверхностью частиц расклинивающего наполнителя или других частиц.
21. Способ по п. 1, в котором происходит обращение внутренней фазы эмульсии.
22. Способ по п. 1, в котором в жидкость-носитель добавляют химические агенты для обращения эмульсии, которые закачивают до, во время, или после закачки эмульсии.
23. Способ по п. 1, в котором средний размер капель эмульсии находится в диапазоне приблизительно от 1 мкм до размера частиц расклинивающего наполнителя.
24. Способ по п. 1, в котором эмульсия стабилизирована.
25. Способ доставки расклинивающего наполнителя в подземный пласт, включающий:
(a) модификацию поверхности расклинивающего наполнителя при скважинных операциях по любому из пп.1-24;
(b) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя по любому из пп.1-24 через скважину в пласт при давлениях и расходе жидкости гидроразрыва, обеспечивающих доставку частиц расклинивающего наполнителя в трещину гидроразрыва или/и в гравийную упаковку в стволе скважины.
26. Способ по п. 25, в котором осуществляют неоднородное размещение расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва.
27. Способ гидроразрыва пласта, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя;
(c) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя через скважину в пласт; (d) контактирование подземной формации с жидкостью гидроразрыва для создания или увеличения, по меньшей мере, одного разрыва подземной формации.
28. Способ по п. 27, в котором осуществляют неоднородное размещение расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва.
29. Способ гравийной набивки, включающий:
(a) эмульгирование обрабатывающего материала с образованием водной эмульсии;
(b) формирование суспензии расклинивающего наполнителя, включающей расклинивающий наполнитель, капли внутренней фазы эмульсии, содержащие растворенный обрабатывающий материал, и жидкость-носитель, при этом, эмульгированный обрабатывающий материал, по меньшей мере, частично закреплен на, по меньшей мере, части частиц расклинивающего наполнителя;
(c) нагнетание сформированной суспензии расклинивающего наполнителя в ствол скважины с формированием гравийной набивки.
30. Способ по п. 29, в котором осуществлют закачку суспензии в наклонную или горизонтальную скважину.
PCT/RU2014/000234 2014-03-31 2014-03-31 Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях WO2015152756A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA2941681A CA2941681A1 (en) 2014-03-31 2014-03-31 Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing
PCT/RU2014/000234 WO2015152756A1 (ru) 2014-03-31 2014-03-31 Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях
US15/300,059 US10351761B2 (en) 2014-03-31 2014-03-31 Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing
GB1615332.2A GB2540063A (en) 2014-03-31 2014-03-31 Method for modifying and delivering a propping agent during well operations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000234 WO2015152756A1 (ru) 2014-03-31 2014-03-31 Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015152756A1 true WO2015152756A1 (ru) 2015-10-08

Family

ID=54240927

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000234 WO2015152756A1 (ru) 2014-03-31 2014-03-31 Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10351761B2 (ru)
CA (1) CA2941681A1 (ru)
GB (1) GB2540063A (ru)
WO (1) WO2015152756A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107446562A (zh) * 2016-05-30 2017-12-08 中国石油化工股份有限公司 一种有机改性粉煤灰驱油剂及其制备方法

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106687560A (zh) 2014-06-30 2017-05-17 普拉德研究及开发股份有限公司 复合支撑剂、生产复合支撑剂的方法及其使用方法
US20190316032A1 (en) * 2018-02-20 2019-10-17 Frac Force Technologies Llc Dual-use, dual-function polyacrylamide proppant suspending agent for fluid transport of high concentrations of proppants
US11274243B2 (en) 2018-06-08 2022-03-15 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
US12054669B2 (en) 2018-06-08 2024-08-06 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fluid compositions and uses thereof
US11746282B2 (en) 2018-06-08 2023-09-05 Sunita Hydrocolloids Inc. Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof
WO2020051123A1 (en) 2018-09-04 2020-03-12 Saudi Arabian Oil Company Synthetic functionalized additives, methods of synthesizing, and methods of use
US11414584B2 (en) 2018-09-04 2022-08-16 Saudi Arabian Oil Company Viscosity supporting additive for water-based drilling and completions fluids
US11898084B2 (en) 2018-09-04 2024-02-13 Saudi Arabian Oil Company Suspension supporting additive for water-based drilling and completions fluids
US11015113B1 (en) * 2020-04-13 2021-05-25 Multi-Chem Group, Llc Wet-coated proppant and methods of making and using same

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2010087733A1 (en) * 2009-01-30 2010-08-05 Schlumberger Canada Limited Polymer emulsions and well treatment fluids
RU2426440C2 (ru) * 2005-11-22 2011-08-20 Нестек С.А. Эмульсия масло-в-воде и ее применение для придания функциональности
WO2013158308A1 (en) * 2012-04-19 2013-10-24 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6776235B1 (en) 2002-07-23 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method
US7178596B2 (en) 2003-06-27 2007-02-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
US7261157B2 (en) 2004-12-08 2007-08-28 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of controlling particulate segregation in slurries
US20070298977A1 (en) 2005-02-02 2007-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable particulate generation and associated methods
US7392847B2 (en) 2005-12-09 2008-07-01 Clearwater International, Llc Aggregating reagents, modified particulate metal-oxides, and methods for making and using same
RU2404359C2 (ru) 2006-01-27 2010-11-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)
US8163826B2 (en) 2006-11-21 2012-04-24 Schlumberger Technology Corporation Polymeric acid precursor compositions and methods
US7581590B2 (en) 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7451812B2 (en) 2006-12-20 2008-11-18 Schlumberger Technology Corporation Real-time automated heterogeneous proppant placement
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
RU2528648C2 (ru) 2008-08-21 2014-09-20 Шлюмберже Текноложи Б. В. Способ обработки подземного пласта
US20130161003A1 (en) 2009-12-31 2013-06-27 Schlumberger Technology Corporation Proppant placement

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2426440C2 (ru) * 2005-11-22 2011-08-20 Нестек С.А. Эмульсия масло-в-воде и ее применение для придания функциональности
WO2010087733A1 (en) * 2009-01-30 2010-08-05 Schlumberger Canada Limited Polymer emulsions and well treatment fluids
WO2013158308A1 (en) * 2012-04-19 2013-10-24 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107446562A (zh) * 2016-05-30 2017-12-08 中国石油化工股份有限公司 一种有机改性粉煤灰驱油剂及其制备方法
CN107446562B (zh) * 2016-05-30 2020-04-17 中国石油化工股份有限公司 一种有机改性粉煤灰驱油剂及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20170137702A1 (en) 2017-05-18
GB2540063A (en) 2017-01-04
GB201615332D0 (en) 2016-10-26
CA2941681A1 (en) 2015-10-08
US10351761B2 (en) 2019-07-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015152756A1 (ru) Способ модификации и доставки расклинивающего наполнителя при скважинных операциях
US9388335B2 (en) Pickering emulsion treatment fluid
US10787603B2 (en) Compositions and methods for treating subterranean formations
US20140374095A1 (en) Nanoparticle slurries and methods
US20150021022A1 (en) Energized slurries and methods
Tohidi et al. Application of Janus nanoparticles in enhanced oil recovery processes: Current status and future opportunities
US20140060831A1 (en) Well treatment methods and systems
CA3080924A1 (en) Using brine resistant silicon dioxide nanoparticle dispersions to improve oil recovery
US20140290943A1 (en) Stabilized Fluids In Well Treatment
US20130161003A1 (en) Proppant placement
AU2014281205A1 (en) Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing
US11162023B2 (en) Method for treatment of bottomhole formation zone
CN110300790A (zh) 纳米二氧化硅分散体井用处理液
CN110896641A (zh) 基于纳米粒子的剪切增稠材料
US20160264849A1 (en) Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation
Singh et al. Stimulation of calcite-rich shales using nanoparticle-microencapsulated acids
US20180066179A1 (en) Fluid creating a fracture having a bottom portion of reduced permeability and a top having a higher permeability
US20140345863A1 (en) Electromagnetically active slurries and methods
US11124696B2 (en) System and methods for delivery of multiple highly interactive stimulation treatments in single dose and single pumping stage
WO2016099320A1 (ru) Способ получения гидрофобных агломератов проппанта и их применение
RU2645320C9 (ru) Битумные эмульсии для применения в нефтедобывающей промышленности
US11124698B2 (en) Acidizing and proppant transport with emulsified fluid
US20200048539A1 (en) Self-breaking emulsified fluid system
Anandan Polyelectrolyte Complex Stabilized Supercritical CO2 Foam Systems Used for Hydraulic Fracturing Applications

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14888509

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2941681

Country of ref document: CA

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 201615332

Country of ref document: GB

Kind code of ref document: A

Free format text: PCT FILING DATE = 20140331

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 1615332.2

Country of ref document: GB

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15300059

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14888509

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1