WO2016003304A1 - Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения - Google Patents

Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения Download PDF

Info

Publication number
WO2016003304A1
WO2016003304A1 PCT/RU2014/000474 RU2014000474W WO2016003304A1 WO 2016003304 A1 WO2016003304 A1 WO 2016003304A1 RU 2014000474 W RU2014000474 W RU 2014000474W WO 2016003304 A1 WO2016003304 A1 WO 2016003304A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
proppant
polymer
solid particle
film
inhibitor
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Ceased
Application number
PCT/RU2014/000474
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Максим Григорьевич ИВАНОВ
Светлана Анатольевна НАЙДУКОВА
Харатио-Да-Коста Шадо ОЛУШОЛА
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
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 Schlumberger Canada Ltd, Services Petroliers Schlumberger SA, Schlumberger Technology BV, Schlumberger Technology Corp, Schlumberger Holdings Ltd, Prad Research and Development Ltd filed Critical Schlumberger Canada Ltd
Priority to CN201480080333.8A priority Critical patent/CN106687560A/zh
Priority to US15/318,707 priority patent/US10221351B2/en
Priority to EA201692430A priority patent/EA035175B1/ru
Priority to PCT/RU2014/000474 priority patent/WO2016003304A1/ru
Publication of WO2016003304A1 publication Critical patent/WO2016003304A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • 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
    • C09K8/80—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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

Definitions

  • the present invention relates to the oil and gas industry, in particular, to a composite proppant modified with a polymer carrier to improve transport properties and delayed release of inhibitors from it, to a method for manufacturing such a composite proppant and methods for its use in hydraulic fracturing of an underground formation and for processing minerals in downhole production time after hydraulic fracturing of an underground formation.
  • Hydraulic fracturing or just hydraulic fracturing of an underground formation involves injecting frac fluid containing proppant particles into the formation (also called a proppant), with the formation of the package (pack) inside the reservoir.
  • frac fluid containing proppant particles into the formation
  • proppant pack permeates the reservoir, and at the same time its permeability is much higher than the permeability of the reservoir.
  • the permeability of a real proppant pack created in the formation is lower than the expected permeability (of a pure proppant pack), due to numerous problems, including the following:
  • the remainder of the fracturing fluid partially blocks the pores and creates a filter cake (the crust of the filtered material) on the walls of the crack;
  • problems 1 and 2 are solved and mitigated during the design of hydraulic fracturing, and problems 3 and 4 are solved by conducting downhole operations while reducing production, i.e. when there is a decline in well productivity.
  • scale inhibitors and, in particular, scale paraffin and / or asphaltene scale inhibitors injected into the formation during fracturing can be used.
  • the duration of this kind of treatment is very short-lived, since the injected chemicals are easily washed out of the formation and proppant pack during production, therefore, the effectiveness of such treatments is rather low.
  • the processing chemicals the mentioned inhibitors
  • the processing chemicals are introduced into the fluid with a low concentration (slightly above the minimum concentration of the inhibitor, MCI) for a long period of time.
  • Problem 5 is associated with poor transport properties of proppants in the fracturing fluid.
  • proppant settles in. this fluid due to its higher density compared to the proppant carrier fluid itself.
  • proppants proppants
  • a polymer in the proppant structure or in the system that is used to process the tank.
  • proppant particles are described, their application for treating a tank and a method for controlling the deposition rate of proppant, wherein the proppant particle consists of a central part (core) and shell.
  • the shell can be made of polymer fiber, a polymer sponge or other material, the shell material being softer than the core of the particle, but the chemical composition of the shell material is not disclosed (in particular, the chemistry of polymers is not indicated) .
  • US Pat. No. 7,950,455 B2 discloses non-spherical particles for downhole processing filled with water-soluble (s) or oil-soluble (s) agent (s) and a method of stimulating a formation, comprising introducing these particles into a wellbore.
  • the particles described there have the following embodiments:
  • the pores and openings in the particles are filled with one or more chemical processing agents, which are indicated in the dependent claims of US 7,950,455 B2.
  • the agents are selected from the group consisting of scale inhibitors, corrosion inhibitors, paraffin inhibitors, demulsifiers, gas hydrate inhibitors, flocculating agents, asphaltenes dispersing agents and mixtures thereof.
  • Patent Application WO 2012/036862 A9 discloses the use of polymer particles filled with at least one functional additive for treating a formation.
  • a downhole treatment method wherein the treatment suspension comprises proppant particles and a peel or composite peel with particles attached thereto.
  • the peel material is selected from the group of polylactic acids, nylons, polyhydroxyalkanates and polycaprolactones.
  • the largest size of one or more peels or compound peels is from 10 micrometers ( ⁇ m) to 20 millimeters (mm).
  • Lamellar particles have also been previously claimed to exhibit excellent transport properties.
  • mica was mentioned as a proppant for fracturing.
  • the geometry and buoyancy of mica provide improved proppant delivery to cracks.
  • SGM project experience pumping mica into a well does not increase hydrocarbon production compared to natural sand, which is due to the lower permeability of the proppant kidney created by mica.
  • the present invention aims to simultaneously solve two main problems:
  • a composite proppan is provided.
  • the composite proppant contains at least one solid particle attached to at least one polymer carrier, which helps to reduce the deposition rate of the composite proppant, and the polymer carrier contains inclusions of at least one inhibitor of the formation of inorganic or organic deposits.
  • the hydrodynamic radius of the composite proppant in the fluid is increased compared to the hydrodynamic radius of a single solid particle.
  • Ceramic particles (granules) of proppant, natural particles of sand (grains of sand) and / or other particles (grains) with a polymer coating can be used as a solid particle in a composite proppant.
  • a composite proppant one or more than one solid particle is attached to one or two polymer carriers.
  • the polymer carrier in the composite proppant has essentially a shape selected from a disk, plate, strip, spiral, fiber bundle, mesh fragment and film fragment, or a different shape from a spherical shape, for example, selected from combinations of two or more of these forms.
  • the polymer carrier in the composite proppant contains a soluble and / or degradable polymer.
  • a polymer carrier in a composite proppant contains a water-soluble or water-degradable polymer, or it contains a soluble or oil-degradable polymer, or combinations thereof.
  • the polymer carrier in the composite proppant contains at least one polymer selected from the group consisting of degradable polymers such as polyesters, for example polylactic acid, as well as polyvinyl alcohol, nylon, polyethylene terephthalate, combinations or derivatives thereof.
  • a polymeric carrier in a composite proppant contains one or more log-forming polymers.
  • the polymer carrier in the composite proppant may contain gelatin, casein, polyacrylic acid, polyacrylamide and / or guar (for example, guar powder can be added to another film-forming polymer).
  • the solid particle in the composite proppant further has a coating containing an inhibitor of the formation of inorganic or organic deposits and / or a film-forming polymer.
  • the solid particle in the composite proppant is a porous particle. For example, such a porous particulate in a composite proppant is impregnated with a solution or melt of an inhibitor of the formation of deposits of hard paraffins and / or asphaltenes.
  • At least one inhibitor of the formation of inorganic or organic deposits in the composite proppant is an inhibitor of the formation of deposits of hard paraffins and / or asphaltenes.
  • the inhibitor (s) mentioned (s) are selected (s) from the group consisting of a copolymer of ethylene and vinyl acetate (ethylene vinyl acetate, EVA), a copolymer of ethylene / butylene, acrylic polymers, maleic polymers, their derivatives.
  • EVA ethylene vinyl acetate
  • acrylic polymers ethylene acetate
  • maleic polymers their derivatives.
  • Other commercially available products that serve this function may also be inhibitors. such as those disclosed in the documents mentioned in the “Background of the Invention” section, as well as combinations (compositions, mixtures) of two or more inhibitors.
  • a method of manufacturing a composite proppant includes the following steps:
  • At least one polymeric carrier is prepared essentially with a shape selected from a disk, plate, strip, spiral, fiber bundle, mesh fragment and film fragment, or with a different shape other than a spherical shape.
  • the step of attachment in the proposed method is carried out by gluing or pressing at least one solid particle to at least one polymer carrier.
  • the separation step in the proposed method is carried out by cutting.
  • step (a) the polymer carrier is obtained in the form of a network of fibers and the resulting network is cut into fragments;
  • step (b) the solid particles are coated with an adhesive composition and mixed with the mentioned fragments of the mesh, ensuring their adhesion to each other.
  • the proposed method is as follows: - in step (a), the polymer carrier is obtained in the form of a film, which is preliminarily prepared by applying an adhesive layer or molding to receive a solid particle;
  • step (b) solid particles are supplied to the pre-prepared film, the solid particles are coated on the pre-prepared film with another layer of the polymer carrier film, and both films with solid particles enclosed between them are passed through the rollers to form a web;
  • step (c) the web obtained in step (b) is cut into fragments. Also, the proposed method further includes the steps of:
  • the film-forming polymer is in liquid form, and the solid particle is a porous particle.
  • the mixture is applied to porous solid particles by impregnating the porous solid particle with a solution or melt of an inhibitor of the formation of deposits of hard paraffins and / or asphaltenes.
  • a method for fracturing a subterranean formation which comprises introducing into the well a composite proppant made according to the first aspect of the present invention or obtained by the method according to the second aspect of the present invention.
  • a method for treating organic minerals comprises releasing said at least one inhibitor from a composite proppant made according to the first aspect of the present invention or obtained by the method according to the second aspect of the present invention, in organic minerals.
  • the present invention aims to provide a long-term solution to prevent the formation of inorganic or organic deposits, for example, in a fracture fracture (in this case, solid particles of composite proppant, for example, containing the mentioned inhibitors, could withstand the crack closing pressure) and, in some cases , in perforations, well production equipment and onshore structures (in such cases, solid particles of composite proppant may not withstand pressure crack closure and may contain the mentioned inhibitors or not contain them).
  • a fracture fracture in this case, solid particles of composite proppant, for example, containing the mentioned inhibitors, could withstand the crack closing pressure
  • solid particles of composite proppant may not withstand pressure crack closure and may contain the mentioned inhibitors or not contain them.
  • the present invention provides a composite proppant, in which both the solid particle and the polymer carrier contain inhibitors of the formation of inorganic or organic deposits, for example, deposits of paraffins or asphaltenes, wherein the solid particle has a porous core and an external coating, and in the polymer carrier there is a polymer matrix (base) containing inclusions, wherein said inhibitors are also contained in the pores of the core of the proppant solid particle, and in the outer coating of the proppant solid particle, and in the inclusions contained in the polymer matrix of the polymer carrier.
  • Such an embodiment of the invention provides longer protection against inorganic and / or organic deposits due to delayed and / or delayed release of inhibitors in the fracture, in the formation and / or in the well.
  • inhibitors contained in a polymer carrier for example, made on the basis of decomposable or soluble in water or oil the polymer released from the composite proppant in the first place, as they are more accessible to the surrounding fluid;
  • inhibitors contained in the outer coating of the solid particle are released from the composite proppant in the second place, since they are less accessible to the surrounding liquid than the inhibitors in the polymer carrier; but
  • said inhibitors contained within the porous core of the solid particle are released from the composite proppant last, after dissolution or decomposition of the outer coating of the solid particle.
  • the solution to improve the transport properties of proppant is simultaneously provided due to the polymer carrier or carriers, contributing (them) to the deposition rate of the composite proppant.
  • the transport properties of the composite proppant of the present invention are superior to those of a proppant solid particle, i.e. directly abrasive part (proppant core) proppant, on which proppant proppant properties are based.
  • the present invention also provides that said scale inhibitors (e.g., solid paraffins and / or asphaltenes) are incorporated and distributed as inclusions in a matrix (shell) of a slowly dissolving / decomposing polymer.
  • said scale inhibitors e.g., solid paraffins and / or asphaltenes
  • a matrix (shell) of a slowly dissolving / decomposing polymer When such a composite proppant is pumped into an underground formation, the sedimentation rate of said particles in fracturing fluids is lower compared to the sedimentation rate of the original solid particles due to the unique geometry of the proppant-modified polymer carrier. Due to decomposition and / or dissolution of said polymer, a small (but sufficient) amount of said inhibitors is released into the fluid, which creates the required concentration of inhibitors in the fluid to prevent or reduce the formation of inorganic and organic deposits in the fracture, well production equipment and / or surface equipment.
  • said scale inhibitors e.g., solid paraffins and
  • additional control over the release of inhibitors from the composite proppant can be realized by choosing different polymers with different decomposition or dissolution rates for the base of the polymer carrier or different polymer carriers, for an external coating and / or for introducing the porous core of the solid particle inside.
  • inhibitors for example, with different ability to inhibit the formation of deposits or with the ability to inhibit the formation of different deposits
  • polymer bases for example, with different dissolution rates or different decomposition rates
  • amounts of inhibitors and / or polymer bases in different elements representing the composite proppant i.e., in the polymer carrier or carriers, as well as in the outer coating and / or in the core of the solid particle
  • various dependencies on the amount of release and / or type of inhibitor released on time which may be useful for solving a number of existing problems.
  • (B) a longer time interval between downhole operations, which is achieved due to longer protection against inorganic and organic deposits due to delayed, delayed and / or controlled release of inhibitors in the production equipment of the well and / or surface equipment.
  • Figures 1a-1e schematically show a first embodiment of a composite proppant of the present invention with one solid particle on one continuous polymer carrier, wherein figures l a-Id are perspective views and Figure 1 e is a sectional view.
  • Figures 2a-2e schematically show a second embodiment of the composite proppant of the present invention with three solid particles on one solid polymer carrier, wherein Figures 2a-2d are perspective views and Figure 2e is a sectional view.
  • Figures 3a-3d schematically show a third embodiment of the composite proppant of the present invention with one solid particle on a fibrous or net polymer carrier, wherein Figures 3b, 3b and 3c are perspective views and figure 3d is a sectional view.
  • Figures 4a-4c schematically show a fourth embodiment of the composite proppant of the present invention with one solid particle and two continuous polymer carriers forming a continuous shell around this solid particle, at various stages of the method for manufacturing such a proppant, with figures 4a and 4b being perspective views , and figure 4c is a sectional view.
  • Figures 5a-5c schematically show sectional views of a solid particle of a composite proppant according to a fifth embodiment of the present invention.
  • the present invention discloses a composite proppant containing at least one solid particle attached to at least one polymer carrier, which helps to reduce the deposition rate of the composite proppant, and the polymer carrier contains inclusions of at least one inhibitor of the formation of inorganic or organic deposits.
  • the term "composite proppant” means that the proppant contains at least two heterogeneous parts that perform their specific functions, namely, the supporting part and the proppant.
  • the supporting part of the composite proppant is formed from at least one (i.e., one or a plurality) of polymer carriers of solid particles or particles and performs the function of increasing the transport properties of the proppant, helping to reduce the rate (slowdown) of the deposition of the composite proppant and inhibiting the formation of inorganic or organic sediment, while the proppant of the composite proppant is formed from at least one (i.e., one or many) solid proppant particles and performs but function wedging composite proppant, or also the function of additional inhibition of the formation of inorganic or organic deposits.
  • organic or organic scale inhibitor refers to the following chemical agents: substances that inhibit the growth of crystals of hard paraffins and asphaltenes, dispersants of solid paraffins and asphaltenes, modifiers of the growth of crystals of solid paraffins and asphaltenes, detergents of deposits, and also having a polymer or inorganic nature, inorganic scale inhibitors.
  • solid particle in the present invention is meant a separate particle of natural proppant (eg, sand) or artificial proppant (eg, sintered ceramic material) having sufficient strength for use in fracking or gravel packing operations.
  • “particulate matter” is sand, ceramic proppant, or artificial proppant with a polymer coating.
  • Properties of proppant particles can comply with ISO 13503-2: 2006 (E) "Petroleum and natural gas industries - Completion fluids and materials - part 2. Measurement of properties of proppants used in hydraulic fracturing and gravel- packing operations ". So, in Table B.4 of this ISO standard, the classification of particles after the strength test is specified (classification from 1 K to 15K).
  • the concept of sufficient particle strength during testing means the destruction of less than 10% of particles at a workload (the table shows the range of test loads from 6.9 MPa to 103 MPa). It should be noted that in a composite proppant, the strength of the “solid particle” is much higher than the strength of the “polymer carrier”, which performs completely different functions (enhancing the transport properties of proppant and suppressing deposits).
  • a polymer carrier and / or external coating of the solid particle is made (s) based on a film-forming polymer.
  • film-forming polymer in the present invention means any natural or synthetic polymer that, at operating temperatures, the proppant exists in the form of a film.
  • a film of such a polymer has sufficient process strength, 1 so that the specified polymer carrier can be obtained from such a film to which the solid particle (s) is attached.
  • the specifications of the polymer manufacturer indicate the delivery form - in the form of a film, in the form of rolls, in the form of a polymer net, etc.
  • film-forming polymers are food protection films as well as polyphosphazene film-forming polymers with a low polymerization temperature (see Handbook of Polymer Synthesis: Part B (In Two Parts), by Hans R. richeldorf, CRC Press, 1991, P. 1087) .
  • oil-soluble film-forming polymers are latex-based polymers (latex film is formed at low temperatures).
  • Most polymers suitable for applying to proppant particles are film-forming polymers.
  • film-forming polymer is widely used in polymer technology (see, for example, US Patent No. US 6306990 B 1 under the name "Film-forming polymers", published October 23, 2001).
  • composite proppant sedimentation rate is defined as the depth of a vertical narrow channel filled with liquid divided by the time the proppant particle travels from the surface of the liquid to the bottom of the channel (that is, the speed with which the particle sinks in the liquid), see examples.
  • the present invention proposes to use a proppant modified with a polymer carrier (hereinafter referred to as a modified proppant) with scale inhibitors (for example, paraffins and / or asphaltenes) embedded in the polymer carrier (s) and also impregnated in proppant particles and / or proppant particles deposited on the surface as an external coating.
  • a modified proppant with scale inhibitors (for example, paraffins and / or asphaltenes) embedded in the polymer carrier (s) and also impregnated in proppant particles and / or proppant particles deposited on the surface as an external coating.
  • inhibitors chemical compositions (compositions, mixtures) that reduce / inhibit / prevent the growth of solid crystals paraffin and asphaltene and which may include modifiers of paraffin crystals, dispersants of paraffin, chemicals that reduce hydraulic loss (WDFI), as well as compounds that lower the cloud point, the pour point of the oil (pour point), the maximum filterability temperature on a cold liquid filter ( fluid) produced from the producing (oil) formation (reservoir).
  • WDFI hydraulic loss
  • such scale inhibitors are referred to simply as “inhibitors”.
  • the specified composite proppant can be pumped into the subterranean formation (reservoir) together with hydraulic fracturing fluid, as a proppant, such as sand or a ceramic proppant.
  • hydraulic fracturing fluid as a proppant, such as sand or a ceramic proppant.
  • a proppant such as sand or a ceramic proppant.
  • inhibitors that are constantly released from the composite proppant and deposited in perforations, on production equipment of the well or onshore facilities, which reduce the rate of formation of such sediments of solid paraffins and asphaltenes in these zones.
  • the composite proppant can be pumped into the subterranean formation with a fracturing fluid in the form of a suspension.
  • a fracturing fluid in the form of a suspension.
  • the polymer carrier due to its special shape, prevents the modified proppant from settling prematurely, forming a proppant pack.
  • the polymer (s) containing (e) in the polymer carrier begins (s) to slowly decompose with the calculated speed, and inhibitors are released from the polymer carrier, providing a reduction in the formation of organic and inorganic deposits.
  • Said polymeric carrier can be prepared from degradable polymers, for example polylactic acid, polyvinyl alcohol, guar, nylon, polyethylene terephthalate (PET) and their modifications or derivatives.
  • degradable polymers for example polylactic acid, polyvinyl alcohol, guar, nylon, polyethylene terephthalate (PET) and their modifications or derivatives.
  • the first embodiment of the composite proppant is discussed below, taking into account differences in the number, shape and structure of the polymer carrier, the number, shape and structure of the solid particles, as well as the relative position and bonding of the solid particles and the polymer carrier.
  • the composite proppant contains one solid particle 1 (for example, a grain of sand of arbitrary shape or a ceramic granule with a shape close to spherical or oval), glued or otherwise attached to one polymer carrier 2, and the polymer carrier 2 is a continuous plate of rectangular, round, oval, three-lobed or irregular shape with inclusions of inhibitors.
  • the shape, size and their ratio of the solid particle 1 and the polymer carrier 2 are not specifically limited, provided that it is possible to use the composite proppant for its intended purpose.
  • At least one size of the polymer carrier is larger than at least one size of the solid particle to increase the hydrodynamic resistance to movement of the composite proppant particle in the liquid.
  • At least two sizes of polymer carrier are larger than the largest solid particle size.
  • the overall dimensions of the polymer carrier in length and width are larger than the largest overall size of the solid particle.
  • Particle sizes may vary, for example, from 10 micrometers ( ⁇ m) to 20 millimeters (mm), or, from 0.05 mm to 2 mm.
  • the adhesive composition possibly sticking the solid particle 1 to the polymer carrier 2, is not shown in figures 1 a - 1 e for clarity.
  • the composite proppant contains not one but several solid particles 1 (for example, sand grains of arbitrary shape or ceramic grains or granules with a shape that is close to spherical or oval), glued or otherwise attached to one polymer carrier 2, and here, only as an example, three solid particles are shown, although two or more than three solid particles 1 can be glued to one polymer carrier 2, and in this case, we pump in a composite proppant m in the well and the fracturing fluid containing a plurality of such composite particles or consisting essentially of such composite particles to different discrete polymeric carriers may be adhered different number of solid particles, in different (e.g., arbitrary) places polymeric carrier.
  • solid particles 1 for example, sand grains of arbitrary shape or ceramic grains or granules with a shape that is close to spherical or oval
  • the composite proppant according to the second embodiment may be similar to the composite proppant according to the first embodiment, for example, with respect to the shape, size and their ratios of the polymer carrier and solid particles, the polymer carrier may be a solid continuous plate of rectangular, round, oval, three-lobed or irregularly shaped with inclusions of inhibitors.
  • the adhesive composition possibly sticking the solid particles 1 to the polymer carrier 2, is not shown in figures 2a-2e for clarity.
  • the composite proppant contains one solid particle 1 (for example, a grain of sand of an arbitrary shape or a ceramic granule with a shape close to spherical or oval), glued or otherwise attached to one polymer carrier 2, but in this case, the polymer carrier is a bundle or network of fibers.
  • the figures Za and Zb from opposite sides show the same polymer carrier 2, made in the form of a bundle of fibers attached to one surface area a solid particle, and different fibers in the beam extend from this solid particle in different radial directions.
  • the polymer carrier 2 is also made of fibers, but here the fibers form a network.
  • woven mesh with mutually perpendicular fibers is shown
  • woven mesh with other types of weaving or non-woven mesh with an arbitrary or somehow ordered orientation of the fibers can also be used in the present invention.
  • at least one of the fibers of the polymer carrier (and at least in the fibers) contains inclusions of inhibitors. It is also possible that the inclusions of the inhibitors are one or more fibers from the inhibitors and introduced into said bundle or network among other fibers without inhibitors.
  • a bundle or network of fibers can be fixed on more than one surface area of a solid particle, and the fibers in the bundle or network can extend from the solid particle in the same or different directions.
  • the composite proppant according to the third embodiment can be similar to the composite proppant according to the first or second options described above, for example, with respect to the shape and size of the solid particle 1, the sizes and their ratios of the polymer carrier 2, as well as the fact that to one polymer carrier 2 two or more solid particles 1 can be attached (glued), and in this case, in the composite proppant pumped into the well, different numbers of solid particles 1 can be attached to different discrete polymer carriers 2, moreover, different at certain (for example, arbitrary) places of the polymer carrier 2.
  • the adhesive composition, possibly sticking the solid particle (s) 1 to the polymer carrier 2 is not shown in figures 3a-3d for clarity.
  • the composite proppant contains one solid particle 1 (for example, a grain of sand of an arbitrary shape or a ceramic granule with a shape close to spherical or oval), enclosed between two polymer carriers 2-1 and 2-2, any of which is a continuous plate or film, moreover, at least one of the two polymer carriers 2-1 and 2-2 (and at least in both carriers) contains inhibitor inclusions.
  • one solid particle 1 for example, a grain of sand of an arbitrary shape or a ceramic granule with a shape close to spherical or oval
  • a solid particle 1 is deposited (laid) on a first polymer carrier 2-1, as shown in FIG. 4a.
  • a second polymer carrier 2-2 is applied on top of a solid particle 1 located on the first polymer carrier 2-1, from above, as shown in FIG. 4b.
  • the first and second polymer carriers 2-1 and 2-2 are pressed against the solid particle 1, thereby obtaining a shell (solid or non-continuous) formed from two polymer carriers 2-1 and 2-2 around the solid particle 1, as shown in figure 4c.
  • the composite proppant of this embodiment may be similar to the composite proppant of the first, second or third embodiments described above, for example, with respect to the sizes of solid particles 1 and polymer carriers 2-1 and 2-2, that between polymer carriers 2-1 and 2- 2, two or more solid particles 1 can be enclosed, one of the polymer carriers 2-1 and 2-2, or both of them can be made in the form of a network or a bundle of fibers, as well as the fact that in the composite proppant as a whole between different discrete fragments (layers) of polymer wears leu 2- 1 and 2-2, a different number of particulates can be concluded 1, wherein a different (e.g., random) field between the polymer carrier 2-1 and 2-2.
  • the composite proppant according to the fifth embodiment may be similar to the composite proppant according to any other embodiment of the present invention, for example, according to any of the first, second, third and fourth options described above, or according to any of their fundamentally a possible combination, with the exception of the form of execution of at least one solid particle 1.
  • the solid particle 1 is a porous particle (core) with open porosity, having solid sections (walls) 1 -1 and pores 1 -2, schematically indicated by chains of white spots.
  • the pores 1–2 of the core of the solid particle contain inhibitors embedded (impregnated) into the pores of 1–2, for example, by impregnating the porous core of the solid particle with a solution or melt of inhibitors.
  • the pores can be completely or partially filled with inhibitors.
  • Such impregnated inhibitors can reduce / prevent the growth of crystals of hard paraffins and / or asphaltenes on the proppant, thereby maintaining high fracture conductivity.
  • the presence of inhibitors in the pores provides a slow release (slow yield) of inhibitors, so the duration of treatment exposure is much longer than in the case of inhibitors that are simply injected into the reservoir in the form of a solution.
  • the solid particle 1 is similar to the first sub-variant described above, except that it is additionally provided with an external coating. That is, solid particle 1 is also a porous particle (core) with open porosity, having solid sections (walls) 1 - 1 and pores 1 - 2, schematically indicated by chains of white spots, but additionally provided with an external coating of 1 -3.
  • the outer coating 1 -3 contains inhibitors, for example, is made on the basis of a film-forming polymer with inclusions of inhibitors, or is made essentially of inhibitors. The outer coating at least partially covers the impregnated (impregnated) solid proppant particle.
  • the outer coating (shell) may have a variety of compositions, including soluble or degradable water and / or oil polymers, including among others, polylactic acid, polyglycolic acid, gelatin, casein, polylactide, polyvinyl alcohol, polyacrylic acid, polyacrylamides, polyethylene glycol and combinations thereof (compositions).
  • compositions including soluble or degradable water and / or oil polymers, including among others, polylactic acid, polyglycolic acid, gelatin, casein, polylactide, polyvinyl alcohol, polyacrylic acid, polyacrylamides, polyethylene glycol and combinations thereof (compositions).
  • the solid particle 1 is a non-porous proppant core (substrate) 1 to 1 with an external coating 1 to 3 containing the said inhibitors or made of them, as in the second sub-variant described above .
  • the outer coating 1-3 may at least partially cover the core 1-1 (i.e., cover the entire surface of the core or part thereof).
  • a porous core is also applicable, in the pores of which there are no inhibitors and the surface of which is covered by said outer coating.
  • inhibitors covering at least a portion of the core surface of a proppant solid particle reduce the formation of organic deposits in the proppant pack (i.e., in a proppant barrier or pack in a fracture).
  • the ability to release inhibitors from the outer surface of the solid particle can also be provided according to any of the above variations for the second sub-option, and can lead to the same advantages that are presented in the above-described second sub-option.
  • the proppant core in the case of rapid removal of the polymer carrier and / or external coating from the composite proppant (for example, with strong abrasive action on it inside the crack), the proppant core is directly exposed to hydrocarbons, therefore, it is recommended that the core be porous and was impregnated with inhibitors.
  • the present invention is further illustrated by examples of its implementation.
  • EXAMPLE 1 Impregnation of an inhibitor into the pores of a proppant and coating of the proppant with an inhibitor.
  • Impregnating the inhibitor (s) into the pores of the proppant particles and, alternatively, at least partially coating the proppant with the inhibitor can be performed as follows:
  • EXAMPLE 2 Coating proppant with a polymer containing an inhibitor.
  • the application of inhibitors to the surface of the proppant in the form of compounds incorporated (embedded) in a water-soluble or degradable polymer can be performed as follows:
  • the mixture of the proppant and the inhibitor solution be mixed with a water-degradable polymer so that the mixture and therefore the impregnation and coating are more uniform.
  • CarboProp 1620® (average particle diameter 1.05 mm),
  • CarboProp 1218® (average particle diameter 1.4 mm),
  • CarboProp 3060® (average particle diameter 0.50 mm),
  • ForeProp 1630® (average particle diameter of approximately 1.0 mm),
  • OptiProp G2 2040® polymer coated proppant
  • Epoxy adhesive for attaching proppant particles to a polymer film Epoxy adhesive for attaching proppant particles to a polymer film.
  • FIG. 1a A method of manufacturing the composite proppant shown in FIG. 1a.
  • GUNOLD® Solvy® water-soluble film was cut with scissors into 3x3 mm square pieces.
  • a proppant particle was placed on the surface of the wetted film with tweezers.
  • the resulting composite particles were dried in an oven at a temperature of 40-60 ° C in a Petri dish.
  • a 10 cm diameter disc was cut from a GLTNOLD® Solvy® water-soluble film.
  • the proppant particles were poured onto the surface of the wetted film, evenly distributing the particles with a brush.
  • the sample was placed to dry under a press, for example, in the form of a smaller diameter Petri dish.
  • the resulting sample was dried in an oven at a temperature of 40-
  • the dried sample was cut using scissors or a cutter into fragments / pieces of the desired size, for example, 2x2 mm.
  • FIG. Zs A method of manufacturing the composite proppant shown in FIG. Zs.
  • Proppant particles were poured onto the surface of the treated web, evenly distributing the particles with a brush / spatula.
  • the resulting sample was placed under a press (for example, a smaller Petri dish) and dried at room temperature.
  • a press for example, a smaller Petri dish
  • the dried sample (a disk of a fabric web with ceramic proppant particles glued to it) was ground using scissors into particles of 3 x 3 mm in size.
  • PMC fibers (bundles in winding) of class 6202D were prepared.
  • Fiber was cut into bundles 4-6 mm long.
  • Sand was placed in a ceramic round-bottom cup and moistened with a small amount (about 1 ml) of a solution of PMA in acetone, used as glue.
  • the particles were mixed with a spatula until the polymer was evenly distributed over the particles, almost all of the solvent evaporated, but the particles remained sticky.
  • a method of manufacturing the composite proppant shown in FIG. 4a-4c Prepared 2 discs of water soluble GU OLD® Solvy® film with a diameter of 10 cm.
  • the proppant particles were poured onto the surface of the wetted film, evenly distributing the particles with a brush / spatula.
  • the resulting sample was placed under a press (for example, a Petri dish) and dried at a temperature of 40-60 ° C.
  • the dried sample was ground using scissors or a cutter into particles of the desired size and shape, for example, 3x3 mm.
  • the inhibitor was placed in the polymer solution and mixed.
  • the resulting solution was evenly distributed over a flat surface, for example, it was poured with a thin layer into Petri dishes, and the films were left to dry completely, to a constant weight, after which the films were separated from the bottom of the Petri dishes and used to create composite proppant samples with a polymer carrier (see examples above).
  • the granules of the polymer selected as a carrier were crushed and mixed. Prepared a melt of the mixture with constant stirring.
  • the polymer melt was distributed in a thin layer in a Petri dish and allowed to solidify.
  • the resulting films were separated from the substrate (i.e., the bottom of the Petri dish) and used to prepare composite proppant samples with a polymer carrier.
  • the production of a film with an inhibitor filler can be carried out by extrusion of a polymer in the form of a film.
  • a weighed scale inhibitor was prepared, 1 g.
  • PMC which served as the basis (matrix) of the polymer shell, 3 g.
  • the polymer shell was crushed, placed in a ceramic cup.
  • the inhibitor was mixed with the prepared degradable polymer.
  • the heat treatment conditions depend on the selected PMC class; in this example, the melting temperature of the PMC matrix was 240 ° ⁇ .
  • the proppant particles were placed in a ceramic cup with the melt.
  • a polymer, a solvent, an inhibitor, and a proppant are placed in a ceramic round-bottom cup in this order, with constant stirring.
  • the duration and environmental conditions of the process of applying the polymer shell to the proppant in this case depend on the solvent used.
  • ForeProp 1630® ceramic proppant with an average particle diameter of about 0.1 cm and an apparent density of 2.84 g / cm 3 was used as solid particles, and chopped polymer disks were used as a carrier (see table 1):
  • polyamide Sample making The polymer disk (polyamide) was wetted with a small amount of epoxy glue, the proppant particle (s) were randomly placed on the adhesive surface, the maximum number of proppant particles on the disk was 10. The sample was dried at room temperature for 24 hours.
  • the resulting composite particles were precipitated in water with the addition of a surfactant (Fairy surfactant, 1 ml / l) in a vertical slot 100 cm high and a gap thickness of 1 cm and smooth walls (plexiglass). During the experiment, the deposition time was measured (averaging over thirty experiments). The results are shown in table 2:
  • the deposition rate is measured as the ratio of the depth of the slot to the time that particles travel from the surface to the bottom of the slot.
  • Lines 1 and 2 show the deposition rate separately for the components of the composite proppant.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
  • Laminated Bodies (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к композитному проппанту, модифицированному полимерным носителем для улучшения транспортных свойств и отложенного высвобождения из него ингибиторов. Предложен композитный проппант, содержащий по меньшей мере одну твердую частицу, прикрепленную к по меньшей мере одному полимерному носителю, способствующему снижению скорости осаждения композитного проппанта, и при этом полимерный носитель содержит включения по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений. Изобретение также относится к способу изготовления такого композитного проппанта и способам его применения при проведении гидравлического разрыва подземного пласта и для обработки органических ископаемых во время скважинной добычи после проведения гидравлического разрыва подземного пласта.

Description

Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к композитному проппанту, модифицированному полимерным носителем для улучшения транспортных свойств и отложенного высвобождения из него ингибиторов, к способу изготовления такого композитного проппанта и способам его применения при проведении гидравлического разрыва подземного пласта и для обработки органических ископаемых во время скважинной добычи после проведения гидравлического разрыва подземного пласта.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Гидравлический разрыв или просто гидроразрыв подземного пласта (ГРП), нацеленный на создание высокопроводящего тракта (трещины) через пластовый резервуар (нефтеносный слой), чтобы интенсифицировать приток углеводородов (нефти и газа) к стволу скважины, включает нагнетание в пласт жидкости гидроразрыва, содержащей частицы проппанта (также называемого расклинивающим агентом), с образованием упаковки (пачки) внутри пластового резервуара. Такая проппантная пачка пронизывает пластовый резервуар, и при этом ее проницаемость намного выше, чем проницаемость самого пластового резервуара. Тем не менее, проницаемость реальной проппантной пачки, созданной в пласте, ниже, чем ожидаемая проницаемость (у чистой проппантной пачки), из-за многочисленных проблем, включая следующие:
1. вдавливание проппанта в стенки трещины;
2. остаток жидкости гидроразрыва частично блокирует поры и создает фильтрационный осадок (корку отфильтрованного материала) на стенках трещины;
3. образование неорганических отложений в трещине и перфорационных отверстиях во время добычи воды с высоким содержанием солевых отложений; 4. образование органических отложений в трещине и перфорационных отверстиях во время добычи нефти с высоким содержанием ее тяжелых фракций, таких как твердые парафины и/или асфальтены; и
5. недостаточное проникновение проппанта в пласт, а именно, небольшая длина проппантнои пачки.
Проблемы 1 и 2 решают и смягчают при проектировании гидроразрыва пласта, а проблемы 3 и 4 решают путем проведения внутрискважинных работ при снижении добычи, т.е. когда наблюдается ухудшение продуктивности скважины. Как вариант, если имеет место поступление неорганических и органических отложений, можно использовать ингибиторы образования отложений и, в частности, ингибиторы отложений твердых парафинов и/или асфальтенов, нагнетаемые в пласт во время обработки гидроразрывом. Однако длительность действия такого рода обработки очень кратковременна, поскольку закачанные химические реагенты легко вымываются из пласта и проппантной пачки в ходе добычи, поэтому эффективность таких обработок довольно низка. Для того чтобы обеспечить высокую эффективность обработки против образования упомянутых отложений обрабатывающие химические реагенты (упомянутые ингибиторы) вводятся во флюид с низкой концентрацией (чуть выше минимальной концентрации ингибитора, МКИ) в течение длительного периода времени.
Проблема 5 связана с плохими транспортными свойствами проппантов в жидкости гидроразрыва. В частности, проппант оседает в . этой жидкости вследствие своей более высокой плотности по сравнению с самой жидкостью- носителем проппанта.
Снижение скорости осаждения проппанта решено в ряде патентов и патентных заявок. Пути снижения скорости осаждения проппанта могут включать:
1. уменьшение эффективной плотности частиц;
2. увеличение помехи частицам оседать сквозь непрерывную (сплошную) текучую среду (a) добавлением волокон и других материалов в жидкость гидроразрыва, при этом частицы взаимодействуют с упомянутыми волокнами и медленно оседают в жидкости гидроразрыва, а также
(b) регулировкой формы частиц проппанта так, чтобы увеличить их «парусность» (т.е. гидродинамическое сопротивление движению частиц проппанта в жидкости гидроразрыва),
а это приведет к меньшей скорости осаждения частиц проппанта в жидкости гидроразрыва и к улучшенному переносу проппанта в трещину.
Некоторые литературные источники раскрывают структуру и применение проппантов (расклинивающих агентов) с полимером в структуре проппанта или в системе, которая используется для обработки резервуара.
Так, в относящихся к одному семейству патентах на имя компании «Шлюмберже» R.U 2441052 С2 и US 793 1089 В2 описываются частицы проппанта, способ их применения для обработки резервуара и способ регулирования скорости осаждения проппанта, причем частица проппанта состоит из центральной части (сердцевины) и оболочки. В этих патентах описывается, что оболочка может быть выполнена из полимерного волокна, полимерной губки или другого материала, причем материал оболочки должен быть более мягким, чем сердцевина частицы, но при этом не раскрыт химический состав материала оболочки (в частности, не указана химия полимеров).
В патенте US 7950455 В2 раскрыты несферические частицы для скважинной обработки, заполненные водорастворимым(и) или нефтерастворимым(и) агентом(ами), и способ стимулирования пласта, включающий введение этих частиц в ствол скважины. Описанные там частицы имеют следующие варианты выполнения:
- полые цилиндрические частицы проппанта с отношением размеров, меньшим или равным 5,0: 1 ,0, которые могут быть пористыми или непористыми;
- непористые цилиндрические частицы проппанта с отношением размеров, меньшим или равным 2,5: 1. В обоих случаях поры и отверстия в частицах заполнены одним или более агентами для химической обработки, которые указаны в зависимых пунктах формулы изобретения патента US 7950455 В2. В частности, агенты выбирают из группы, состоящей из ингибиторов отложений, ингибиторов коррозии, ингибиторов парафиноотложения, деэмульгаторов, ингибиторов образования гидратов газа, флокулирующих агентов, диспергирующих агентов асфальтенов и их смесей.
В патентной заявке WO 2012/036862 А9 раскрывается применение полимерных частиц, заполненных по меньшей мере одной функциональной добавкой для обработки пласта.
В принадлежащей компании «Шлюмберже» патентной заявке PCT/US2013/074955 раскрыт способ скважинной обработки, причем суспензия для обработки включает частицы проппанта и кожуру или составную кожуру с прикрепленными к ней частицами. Материал кожуры выбран из группы полимолочных кислот, нейлонов, полигидроксиалканатов и поликапролактонов. Наибольший размер одной или более кожуры или составной кожуры равен от 10 микрометров (мкм) до 20 миллиметров (мм).
Частицы пластинчатой формы были также ранее заявлены как демонстрирующие превосходные транспортные свойства. В частности, в поданной компанией «Шлюмберже» патентной заявке PCT/RU2008/000566 (WO 2010/021563 А 1 ) упомянута слюда в качестве проппанта для гидроразрывов. Геометрия и плавучесть слюды обеспечивают улучшенную доставку проппант в трещины. Тем не менее, из опыта проекта SGM известно, что закачивание слюды в скважину не приводит к увеличению добычи углеводородов по сравнению с природным песком, что происходит вследствие более низкой проницаемости проппантной почки, созданной слюдой.
Дополнительно имеются многочисленные патенты, относящиеся к химически модифицированным проппантам с различными функциями самого проппанта, но без несущих его деталей - носителя. Также имеются патенты, раскрывающие защиту от неорганических и органических отложений с помощью химических агентов-ингибиторов, импрегнированных в проппант, или покрытых ингибиторами гранул проппанта. Что касается долгосрочной защиты от отложений, то в продаже имеются, например, два продукта: ScaleGUARD® (от неорганических отложений) от компании CARBO Ceramics Inc., (Хьюстен, Техас, Соединенные Штаты Америки), а также ParaSorb® (от органических отложений) от компании Baker Hughes (Хьюстен, Техас, Соединенные Штаты Америки).
СУЩНОСТЬ
Настоящее изобретение нацелено на одновременное совместное решение двух основных проблем:
( 1 ) улучшение транспортных свойств проппанта (например, улучшение проникновения проппанта в пласт при гидроразрыве), что обеспечивается за счет придания полимерному носителю проппанта такой формы, которая обеспечивает меньшую скорость осаждения проппанта в текучей среде, такой как жидкость гидроразрыва и/или добываемый флюид; и
(2) отложенное и/или замедленное высвобождение химических ингибиторов образования неорганических или органических отложений из проппанта в текучую среду, такую как жидкость гидроразрыва и/или добываемый флюид.
Согласно первому аспекту настоящего изобретения предложен композитный проппан. Композитный проппант содержит по меньшей мере одну твердую частицу, прикрепленную к по меньшей мере одному полимерному носителю, способствующему снижению скорости осаждения композитного проппанта, и при этом полимерный носитель содержит включения по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений.
Гидродинамический радиус композитного проппанта в жидкости увеличен по сравнению с гидродинамическим радиусом отдельно твердой частицы.
В качестве твердой частицы в композитном проппанте могут быть использованы керамические частицы (гранулы) проппанта, природные частицы песка (песчинки) и/или иные частицы (зерна) с полимерным покрытием. В композитном проппанте одна или более чем одна твердая частица прикреплена к одному или к двум полимерным носителям. Полимерный носитель в композитном проппанте имеет, по существу, форму, выбранную из диска, пластины, полоски, спирали, пучка волокон, фрагмента сетки и фрагмента пленки, или иную форму, отличающуюся от сферической формы, например, выбранную из сочетаний двух или более из указанных форм. Полимерный носитель в композитном проппанте содержит растворимый и/или разлагаемый полимер. Например, полимерный носитель в композитном проппанте содержит водорастворимый или разлагаемый водой полимер, или же содержит растворимый или разлагаемый нефтью полимер, или их сочетания. Также полимерный носитель в композитном проппанте содержит по меньшей мере один полимер, выбранный из группы, включающей разлагаемые полимеры, такие как сложные полиэфиры, например, полимолочная кислота, а также поливиниловый спирт, нейлон, полиэтилентерефталат, их сочетания или производные. Например, полимерный носитель в композитном проппанте содержит один или более поленкообразующих полимеров. Также полимерный носитель в композитном проппанте может содержать желатин, казеин, полиакриловую кислоту, полиакриламид и/или гуар (к примеру, порошок гуара может быть добавлен в другой пленкообразующий полимер). Твердая частица в композитном проппанте дополнительно имеет покрытие, содержащее ингибитор образования неорганических или органических отложений и/или пленкообразующий полимер. Также твердая частица в композитном проппанте является пористой частицей. Например, такая пористая твердая частица в композитном проппанте пропитана раствором или расплавом ингибитора образования отложений твердых парафинов и/или асфальтенов. По меньшей мере один ингибитор образования неорганических или органических отложений в композитном проппанте представляет собой ингибитор образования отложений твердых парафинов и/или асфальтенов. Например, упомянутый(е) ингибитор(ы) выбран(ы) из группы, включающей сополимер этилена и винилацетата (этиленвинилацетат, ЭВА), сополимер этилена/бутилена, акриловые полимеры, малеиновые полимеры, их производные. Также ингибиторами могут быть другие имеющиеся в продаже и служащие для выполнения этой функции продукты, такие как раскрытые в документах, упомянутых в разделе «Предпосылки создания изобретения», а также сочетания (композиции, смеси) двух или более ингибиторов.
Согласно второму аспекту настоящего изобретения предложен способ изготовления композитного проппанта согласно первому аспекту настоящего изобретения.
Способ изготовления композитного проппанта включает в себя следующие этапы:
(a) получение полимерного носителя с включениями по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений;
(b) прикрепление по меньшей мере одной твердой частицы к по меньшей мере одному полимерному носителю;
(c) разделение полученного полимерного носителя с прикрепленной по меньшей мере одной твердой частицей на фрагменты меньшего размера.
По меньшей мере один полимерный носитель получают, по существу, с формой, выбранной из диска, пластины, полоски, спирали, пучка волокон, фрагмента сетки и фрагмента пленки, или с иной формой, отличающейся от сферической формы.
Этап прикрепления в предложенном способе осуществляют приклеиванием или вдавливанием по меньшей мере одной твердой частицы к по меньшей мере одному полимерному носителю. Этап разделения в предложенном способе осуществляют разрезанием.
Также предложенный способ осуществляют следующим образом:
- на этапе (а) полимерный носитель получают в форме сетки из волокон и разрезают полученную сетку на фрагменты; а
- на этапе (Ь) покрывают твердые частицы клеевым составом и смешивают с упомянутыми фрагментами сетки, обеспечивая их слипание друг е другом.
Также предложенный способ осуществляют следующим образом: - на этапе (а) полимерный носитель получают в форме пленки, которую предварительно подготавливают, нанося клейкий слой или отформовывая для приема твердой частицы;
- на этапе (Ь) подают твердые частицы на предварительно подготовленную пленку, покрывают твердые частицы на предварительно подготовленной пленке еще одним слоем пленки полимерного носителя, и пропускают обе пленки с заключенными между ними твердыми частицами через вальцы, получая полотно;
- на этапе (с) разрезают полученное на этапе (Ь) полотно на фрагменты. Также предложенный способ дополнительно включает в себя этапы:
- смешивания по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений и пленкообразующего полимера с получением смеси,
- нанесения полученной смеси на твердые частицы, и
последующего высушивания твердых частиц при температурах пленкообразования с получением покрытия на последних.
В вышеуказанном варианте способа пленкообразующий полимер представлен в жидкой форме, а твердая частица является пористой частицей. При этом нанесение полученной смеси на пористые твердые частицы осуществляют пропиткой пористой твердой частицы раствором или расплавом ингибитора образования отложений твердых парафинов и/или асфальтенов.
Согласно третьему аспекту настоящего изобретения предложен способ проведения гидравлического разрыва подземного пласта, который включает в себя введение в скважину композитного проппанта, выполненного согласно первому аспекту настоящего изобретения или полученного способом согласно второму аспекту настоящего изобретения.
Согласно четвертому аспекту настоящего изобретения предложен способ обработки органических ископаемых во время скважинной добычи после проведения гидравлического разрыва подземного пласта. Способ обработки органических ископаемых включает в себя высвобождение упомянутого по меньшей мере одного ингибитора из композитного проппанта, выполненного согласно первому аспекту настоящего изобретения или полученного способом согласно второму аспекту настоящего изобретения, в органические ископаемые.
Таким образом, настоящее изобретение направлено на предложение долговременного решения по предотвращению образования неорганических или органических отложений, например, в трещине гидроразрыва (в этом случае твердые частицы композитного проппанта, например, содержащие упомянутые ингибиторы, могли бы выдерживать давление закрытия трещины) и, в некоторых случаях, в перфорационных отверстиях, эксплуатационном оборудовании скважины и наземных сооружениях (в таких случаях твердые частицы композитного проппанта могут не выдерживать давление закрытия трещины и могут содержать упомянутые ингибиторы или не содержать их).
Однако, в одном из вариантов воплощения, настоящее изобретение предусматривает композитный проппант, в котором и твердая частица, и полимерный носитель содержат ингибиторы образования неорганических или органических отложений, например, отложений парафинов или асфальтенов, причем в твердой частице имеется пористая сердцевина и нанесенное на нее внешнее покрытие, а в полимерном носителе имеется полимерная матрица (основа), содержащая включения, при этом упомянутые ингибиторы содержатся и в порах сердцевины твердой частицы проппанта, и во внешнем покрытии твердой частицы проппанта, и во включениях, содержащихся в полимерной матрице полимерного носителя. Такой вариант воплощения изобретения обеспечивает более длительную защиту от неорганических и/или органических отложений за счет отложенного и/или замедленного высвобождения ингибиторов в трещине гидроразрыва, в пласте и/или в скважине.
При этом решение ингибирования образования неорганических и органических отложений в таком варианте воплощения настоящего изобретения заключается в том, что:
упомянутые ингибиторы, содержащиеся в полимерном носителе, например, выполненном на основе разлагающегося или растворяющегося в воде или нефти полимера, высвобождаются из композитного проппанта в первую очередь, так как они более доступны для окружающей жидкости;
упомянутые ингибиторы, содержащиеся во внешнем покрытии твердой частицы, высвобождаются из композитного проппанта во вторую очередь, так как они менее доступны для окружающей жидкости, чем ингибиторы в полимерном носителе; а
упомянутые ингибиторы, содержащиеся внутри пористой сердцевины твердой частицы, высвобождаются из композитного проппанта в последнюю очередь, после растворения или разложения внешнего покрытия твердой частицы.
За счет этого может быть реализовано контролируемое, распределенное во времени высвобождение ингибиторов из композитного проппанта.
При этом решение улучшения транспортных свойств проппанта одновременно обеспечивается благодаря полимерному носителю или носителям, способствующему(им) снижению скорости осаждения композитного проппанта.
Транспортные свойства композитного проппанта по настоящему изобретению превосходят эти свойства у твердой частицы проппанта, т.е. непосредственно абразивной части (расклинивающей сердцевины) проппанта, на которой основаны расклинивающие свойства проппанта.
Также настоящее изобретение предусматривает, что упомянутые ингибиторы образования отложений (например, твердых парафинов и/или асфальтенов) внедрены и распределены в виде включений в матрице (оболочке) из медленно растворяющегося/разлагающегося полимера. При закачивании такого композитного проппанта в подземный пласт скорость осаждения (оседания) упомянутых частиц в жидкостях гидроразрыва меньше по сравнению со скоростью осаждения исходных твердых частиц вследствие уникальной геометрии модифицированных полимерным носителем расклинивающих частиц. Вследствие разложения и/или растворения упомянутого полимера небольшое (но достаточное) количество упомянутых ингибиторов высвобождается во флюид, что создает во флюиде требуемую концентрацию ингибиторов для предотвращения или снижения образования неорганических и органических отложений в трещине, эксплуатационном оборудовании скважины и/или наземном оборудовании.
Кроме того, дополнительный контроль за высвобождением ингибиторов из композитного проппанта может быть реализован за счет выбора различных полимеров с разной скоростью разложения или растворения для основы полимерного носителя или разных полимерных носителей, для внешнего покрытия и/или для введения внутрь пористой сердцевины твердой частицы. Таким образом, комбинируя разные ингибиторы (например, с разной способностью ингибировать образование отложений или со способностью ингибировать образование разных отложений) и/или разные полимерные основы (например, с разной скоростью растворения или разной скоростью разложения) и/или разные количества ингибиторов и/или полимерных основ в разных элементах, представляющих композитный проппант (т.е. в полимерном носителе или носителях, а также во внешнем покрытии и/или в сердцевине твердой частицы), могут быть достигнуты самые разные профили зависимости высвобождаемого количества и/или высвобождаемого типа ингибиторов от времени, что может быть полезно для решения целого ряда имеющихся проблем.
Таким образом, варианты воплощения настоящего изобретения, которые описаны более подробно ниже, обладают следующими преимуществами:
- снижение скорости осаждения проппанта в текучей среде, такой как жидкость гидроразрыва и/или добываемый флюид, вследствие наличия упомянутого по меньшей мере одного полимерного носителя;
- защита от органических и неорганических отложений вследствие внедрения соответствующего(их) ингибитора(ов) в полимерный носитель, или еще и во внешнее покрытие твердой частицы и/или в пористую сердцевину твердой частицы.
Как следует из вышеизложенного, общие преимущества настоящего изобретения являются следующими:
(а) более высокий уровень добычи углеводородов (нефти и/или газа), обеспечиваемый в течение более длительного периода времени, что достигается за счет улучшенного проникновения проппанта в пласт при гидроразрыве и за счет более медленного «зарастания» проппантной пачки, образовавшейся в пласте при гидроразрыве, органическими и неорганическими отложениями; и
(Ь) более длительный временной интервал между внутрискважинными работами, что достигается благодаря более длительной защите от неорганических и органических отложений за счет отложенного, замедленного и/или контролируемого высвобождения ингибиторов в эксплуатационном оборудовании скважины и/или наземном оборудовании.
Вместе с тем, следует отметить, что настоящее изобретение не ограничено каким-то конкретным вариантом воплощения, и поэтому в настоящем изобретении могут быть с выгодой использованы любые комбинации любых его вариантов воплощения и признаков, раскрытых в данном описании и в формуле изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Настоящее изобретение далее проиллюстрировано и описано более подробно с помощью следующих неограничивающих чертежей.
Фигуры 1а- 1 е схематично показывают первый вариант воплощения композитного проппанта по настоящему изобретению с одной твердой частицей на одном сплошном полимерном носителе, причем фигуры l a- Id представляют собой виды в перспективе, а фигура 1 е - вид в разрезе.
Фигуры 2а-2е схематично показывают второй вариант воплощения композитного проппанта по настоящему изобретению с тремя твердыми частицами на одном сплошном полимерном носителе, причем фигуры 2a-2d представляют собой виды в перспективе, а фигура 2е - вид в разрезе.
Фигуры 3a-3d схематично показывают третий вариант воплощения композитного проппанта по настоящему изобретению с одной твердой частицей на волокнистом или сеточном полимерном носителе, причем фигуры За, ЗЬ и Зс представляют собой виды в перспективе, а фигура 3d - вид в разрезе. Фигуры 4a-4c схематично показывают четвертый вариант воплощения композитного проппанта по настоящему изобретению с одной твердой частицей и двумя сплошными полимерными носителями, образующими непрерывную оболочку вокруг этой твердой частицы, на различных этапах способа изготовления такого проппанта, причем фигуры 4а и 4Ь представляют собой виды в перспективе, а фигура 4с - вид в разрезе.
Фигуры 5а-5с схематично показывают виды в разрезе твердой частицы композитного проппанта по пятому варианту воплощения настоящего изобретения. ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ВОПЛОЩЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Некоторые варианты воплощения настоящего изобретения далее описаны подробно со ссылками на вышеуказанные чертежи и нижеприведенные примеры.
В настоящем изобретении раскрыт композитный проппант, содержащий по меньшей мере одну твердую частицу, прикрепленную к по меньшей мере одному полимерному носителю, способствующему снижению скорости осаждения композитного проппанта, и при этом полимерный носитель содержит включения по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений.
Используемый в настоящем изобретении термин «композитный проппант» означает, что проппант содержит по меньшей мере две разнородные части, выполняющие свои определенные функции, а именно, несущую часть и расклинивающую часть. При этом несущая часть композитного проппанта образована из по меньшей мере одного (т.е. одного или множества) полимерных носителей твердой частицы или частиц и выполняет функции повышения транспортных свойств проппанта, способствования снижению скорости (замедлению) осаждения композитного проппанта и ингибирования образования неорганических или органических отложений, в то время как расклинивающая часть композитного проппанта образована из по меньшей мере одной (т.е. одной или множества) твердых частиц проппанта и выполняет собственно функцию расклинивания композитного проппанта, или еще и функцию дополнительного ингибирования образования неорганических или органических отложений.
Под термином «ингибитор образования неорганических или органических отложений» в настоящем изобретении подразумеваются следующие химические агенты: вещества, которые подавляют рост кристаллов твердых парафинов и асфальтенов, диспергаторы твердых парафинов и асфальтенов, модификаторы роста кристаллов твердых парафинов и асфальтенов, детергенты отложений, а также имеющие полимерную или неорганическую природу ингибиторы образования неорганических отложений.
Под термином «твердая частица» в настоящем изобретении подразумевается отдельная частица природного проппанта (например, песка) или искусственного проппанта (например, спеченного керамического материала), обладающая достаточной прочностью для использования при операциях гидроразрыва или создания гравийной упаковки. Таким образом, «твердые частицы»— это песок, керамический проппант или искусственный проппант с полимерным покрытием. Такие свойства частиц проппанта, как их прочность и размеры, могут соответствовать стандарту ISO 13503-2:2006(Е) "Petroleum and natural gas industries - Completion fluids and materials - part 2. Measurement of properties of proppants used in hydraulic fracturing and gravel-packing operations". Так, в таблице B.4 этого стандарта ISO задана классификация частиц после испытания на прочность (классификация от 1 К до 15К). Понятие достаточной прочности частиц при испытании означает разрушение менее 1 0% частиц при рабочей нагрузке (в таблице приведен диапазон нагрузок испытания от 6,9 МПа до 103 МПа). При этом следует отметить, что в композитном проппанте прочность «твердой частицы» намного выше прочности «полимерного носителя», который выполняет совсем иные функции (усиление транспортных свойств проппанта и подавление отложений).
Например, в композитном проппанте по меньшей мере один полимерный носитель и/или внешнее покрытие твердой частицы выполнен(ы) на основе пленкообразующего полимера. Термин «пленкообразующий полимер» в настоящем изобретении означает любой природный или синтетический полимер, который при рабочих температурах проппанта существует в виде пленки. Иными словами, пленка из такого полимера имеет достаточную технологическую прочность,1 чтобы из такой пленки можно было получить указанный полимерный носитель, к которому прикрепляют твердую(ые) частицу(ы). В спецификациях производителя полимеров указывается форма поставки - в виде пленки, в виде рулонов, в виде полимерной сетки и т.д. Примером пленкообразующих полимеров являются пленки для защиты пищевых продуктов, а также полифосфазеновые пленкообразующие полимеры с низкой температурой полимеризации (см. Handbook of Polymer Synthesis: Part В (In Two Parts), by Hans R. richeldorf, CRC Press, 1991 , P. 1087). Также примером нефтерастворимых пленкообразующих полимеров являются полимеры на основе латекса (латексная пленка образуется при низких температурах). Большинство подходящих для нанесения на частицы проппанта полимеров являются пленкообразующими полимерами. Понятие «пленкообразующий полимер» широко используют в технологиях полимеров (см., к примеру, патент США N» US 6306990 В 1 под названием "Film-forming polymers", опубликованный 23.10.2001 г.).
Определение термина «скорость осаждения композитного проппанта» - глубина заполненного жидкостью вертикального узкого канала, поделенная на время прохождения частицы проппанта от поверхности жидкости до дна канала (т.е. скорость, с которой частица тонет в жидкости), см. примеры.
В настоящем изобретении предлагается использовать модифицированный полимерным носителем расклинивающий агент (здесь и в дальнейшем — - модифицированный расклинивающий агент) с ингибиторами образования отложений (например, парафинов и/или асфальтенов), внедренными в полимерный(е) носитель(и), а также импрегнированными в частицы расклинивающего агента и/или нанесенными на поверхность частиц расклинивающего агента в виде внешнего покрытия. Под указанными ингибиторами подразумеваются химические композиции (составы, смеси), которые уменьшают/подавляют/предотвращают рост кристаллов твердого парафина и асфальтена и которые могут включать модификаторы кристаллов парафина, диспергаторы парафина, химические реагенты, снижающие гидравлические потери (WDFI), а также составы, снижающие температуру помутнения, температуру застывания нефти (температуру потери текучести), предельную температуру фильтруемости на холодном фильтре для жидкости (флюида), добываемой из продуцирующего (нефтеносного) пласта (резервуара). Здесь и далее такие ингибиторы образования отложений именуются просто «ингибиторами».
Указанный композитный проппант может закачиваться в подземный пласт (резервуар) вместе с жидкостью гидроразрыва, как расклинивающий агент, такой как песок или керамический расклинивающий агент. После закачки композитного проппанта с жидкостью гидроразрыва, размещения проппанта в трещине, образовавшейся при гидроразрыве, и начала добычи углеводородов в трещине могут начать формироваться тяжелые отложения (осадки) твердых парафинов или асфальтенов. Однако наличие композитного проппанта с ингибиторами уменьшает скорость образования таких осадков, тем самым поддерживая высокую проводимость трещины гидроразрыва для добываемых углеводородов. А также, дополнительной опцией является наличие ингибиторов, постоянно высвобождающихся из композитного проппанта и осаждающихся в перфорационных отверстиях, на эксплуатационном оборудовании скважины или наземных объектах, которые уменьшают скорость образования таких осадков твердых парафинов и асфальтенов в данных зонах.
В соответствии с настоящим изобретением композитный проппант может быть закачан в подземный пласт с жидкостью гидроразрыва в виде суспензии. Во время нагнетания такой суспензии в подземный пласт, а также в ходе размещения проппанта в подземном пласте полимерный носитель благодаря своей особой форме не дает модифицированному расклинивающему агенту преждевременно оседать, образуя проппантную пачку. При конкретных условиях по времени и температуре после закрытия трещины полимер(ы), содержащий(е)ся в полимерном носителе, начинает(ют) медленно разлагаться с расчетной скоростью, и ингибиторы высвобождаются из полимерного носителя, обеспечивая снижение образования органических и неорганических отложений.
Упомянутый полимерный носитель может быть получен из разлагаемых полимеров, например, полимолочной кислоты, поливинилового спирта, гуара, нейлона, полиэтилентерефталата (PET) и их модификаций или производных.
Несколько различных вариантов воплощения изобретения рассмотрены ниже с учетом различий в числе, форме и структуре полимерного носителя, числе, форме и структуре твердых частиц, а также взаимного расположения и скрепления твердых частиц и полимерного носителя. Первый вариант воплощения композитного проппанта
В первом варианте воплощения, схематично показанном на фигурах 1 а- 1 е, композитный проппант содержит одну твердую частицу 1 (например, песчинку произвольной формы или керамическую гранулу с формой, близкой к сферической или овальной), приклеенную или иным образом прикрепленную к одному полимерному носителю 2, причем полимерный носитель 2 представляет собой сплошную пластинку прямоугольной, круглой, овальной, трехлопастной или неправильной формы с включениями ингибиторов. Форма, размеры и их соотношение у твердой частицы 1 и полимерного носителя 2 конкретно не ограничены при условии обеспечения возможности применения композитного проппанта по его назначению. По меньшей мере один размер полимерного носителя больше по меньшей мере одного размера твердой частицы для увеличения гидродинамического сопротивления движению композитной частицы проппанта в жидкости. По меньшей мере два размера полимерного носителя больше наибольшего размера твердой частицы. Например, как показано на фигурах 1 а- 1 е, габаритные размеры полимерного носителя по длине и по ширине больше наибольшего габаритного размера твердой частицы. Размеры твердой частицы могут варьироваться, например, от 10 микрометров (мкм) до 20 миллиметров (мм), или, от 0,05 мм до 2 мм. При этом клеевой состав, возможно приклеивающий твердую частицу 1 к полимерному носителю 2, на фигурах 1 а- 1 е не показан для ясности. Второй вариант воплощения композитного проппанта
Во втором варианте воплощения, схематично показанном на фигурах 2а-2е, композитный проппант содержит не одну, а несколько твердых частиц 1 (например, песчинок произвольной формы или керамических зерен или гранул с формой, близкой к сферической или овальной), приклеенных или иным образом прикрепленных к одному полимерному носителю 2, причем здесь лишь в качестве примера показано три твердые частицы, хотя, к одному полимерному носителю 2 могут быть приклеены две или более чем три твердые частицы 1 , и при этом в композитном проппанте, закачиваемом в скважину с жидкостью гидроразрыва и содержащем множество таких композитных частиц или состоящем по существу из таких композитных частиц, к разным дискретным полимерным носителям может быть приклеено разное число твердых частиц, причем в различных (например, произвольных) местах полимерного носителя. В остальном композитный проппант по второму варианту может быть аналогичен композитному проппанту по первому варианту, например, в отношении формы, размеров и их соотношений полимерного носителя и твердых частиц, того, что полимерный носитель может представлять собой твердую сплошную пластинку прямоугольной, круглой, овальной, трехлопастной или неправильной формы с включениями ингибиторов. При этом клеевой состав, возможно приклеивающий твердые частицы 1 к полимерному носителю 2, на фигурах 2а-2е не показан для ясности.
Третий вариант воплощения композитного проппанта
В третьем варианте воплощения, схематично показанном на фигурах 3a-3d, композитный проппант содержит одну твердую частицу 1 (например, песчинку произвольной формы или керамическую гранулу с формой, близкой к сферической или овальной), приклеенную или иным образом прикрепленную к одному полимерному носителю 2, но в данном случае полимерный носитель представляет собой пучок или сетку из волокон. При этом на фигурах За и ЗЬ с противоположных сторон показан один и тот же полимерный носитель 2, выполненный в виде пучка волокон, закрепленного на одном участке поверхности твердой частицы, причем разные волокна в пучке простираются от этой твердой частицы в разных радиальных направлениях. На фигуре Зс полимерный носитель 2 тоже выполнен из волокон, но здесь волокна образуют сетку. И хотя в данном случае показана тканая сетка с взаимно перпендикулярными волокнами, в настоящем изобретении могут быть также использованы тканые сетки с другими типами плетения или нетканые сетки с произвольной или как-то упорядоченной ориентацией волокон (не показаны). При этом в по меньшей мере одном из волокон полимерного носителя (а по большей мере - в волокнах) содержатся включения ингибиторов. Также возможен вариант, при котором включения ингибиторов представляют собой одно или более волокон из ингибиторов и введенных в упомянутые пучок или сетку среди других волокон без ингибиторов. Кроме того, пучок или сетка из волокон могут быть закреплены на более чем одном участке поверхности твердой частицы, причем волокна в пучке или сетке могут простираться от твердой частицы в одном и том же или разных направлениях. Более того, композитный проппант по третьему варианту может быть аналогичен композитному проппанту по вышеописанным первому или второму вариантам, например, в отношении формы и размеров твердой частицы 1 , размеров и их соотношений у полимерного носителя 2, а также того, что к одному полимерному носителю 2 могут быть прикреплены (приклеены) две или более твердые частицы 1 , и при этом в композитном проппанте, закачиваемом в скважину, к разным дискретным полимерным носителям 2 может быть прикреплено разное число твердых частиц 1 , причем в различных (например, произвольных) местах полимерного носителя 2. При этом клеевой состав, возможно приклеивающий твердую(ые) частицу(ы) 1 к полимерному носителю 2, на фигурах 3a-3d не показан для ясности.
Четвертый вариант воплощения композитного проппанта
В четвертом варианте воплощения, схематично показанном на фигурах 4а- 4с, композитный проппант содержит одну твердую частицу 1 (например, песчинку произвольной формы или керамическую гранулу с формой, близкой к сферической или овальной), заключенную между двумя полимерными носителями 2- 1 и 2-2, любой из которых представляет собой сплошную пластинку или пленку, причем в по меньшей мере одном из двух полимерных носителей 2- 1 и 2-2 (а по большей мере - в обоих носителях) содержатся включения ингибиторов.
При этом на фигурах 4а, 4Ь и 4с последовательно показаны этапы способа изготовления такого композитного проппанта. На первом этапе твердую частицу 1 наносят (укладывают) на первый полимерный носитель 2- 1 , как показано на фигуре 4а. На втором этапе на твердую частицу 1 , находящуюся на первом полимерном носителе 2- 1 , сверху накладывают второй полимерный носитель 2-2, как показано на фигуре 4Ь. На третьем этапе первый и второй полимерные носители 2- 1 и 2-2 прижимают к твердой частице 1 , тем самым получая оболочку (сплошную или несплошную), образовавшуюся из двух полимерных носителей 2- 1 и 2-2 вокруг твердой частицы 1 , как показано на фигуре 4с.
Композитный проппант по этому варианту может быть аналогичен композитному проппанту по вышеописанным первому, второму или третьему вариантам, например, в отношении размеров твердой частицы 1 и полимерных носителей 2- 1 и 2-2, того, что между полимерными носителями 2-1 и 2-2 могут быть заключены две или более твердые частицы 1 , того, что один из полимерных носителей 2- 1 и 2-2 или они оба могут быть выполнены в виде сетки или пучка волокон, а также того, что в композитном проппанте в целом между разными дискретными фрагментами (слоями) полимерных носителей 2- 1 и 2-2 может быть заключено разное число твердых частиц 1 , причем в различных (например, произвольных) местах между полимерными носителями 2-1 и 2-2. Пятый вариант воплощения композитного проппанта
Композитный проппант по пятому варианту воплощения может быть аналогичен композитному проппанту по любому другому варианту воплощения настоящего изобретения, например, по любому из вышеописанных первого, второго, третьего и четвертого вариантов или по любой их принципиально возможной комбинации, за исключением формы выполнения по меньшей мере одной твердой частицы 1.
В первом подварианте композитного проппанта по пятому варианту, схематично показанном на фигуре 5а, твердая частица 1 представляет собой пористую частицу (сердцевину) с открытой пористостью, имеющую сплошные участки (стенки) 1 -1 и поры 1 -2, схематично обозначенные цепочками белых пятен. Например, в порах 1 -2 сердцевины твердой частицы содержатся ингибиторы, внедренные (импрегнированные) в поры 1 -2, например, путем пропитки пористой сердцевины твердой частицы раствором или расплавом ингибиторов. При этом поры могут быть полностью или частично заполнены ингибиторами. Такие импрегнированные ингибиторы могут уменьшать/предотвращать рост кристаллов твердых парафинов и/или асфальтенов на проппанте, тем самым поддерживая высокую проводимость трещины. Присутствие ингибиторов в порах обеспечивает медленное высвобождение (медленный выход) ингибиторов, поэтому продолжительность воздействия обработки оказывается намного дольше, чем в случае ингибиторов, просто закачиваемых в пласт в форме раствора.
Во втором подварианте композитного проппанта по пятому варианту, схематично показанном на фигуре 5Ь, твердая частица 1 аналогична вышеописанному первому подварианту, за исключением того, что она дополнительно снабжена внешним покрытием. То есть, твердая частица 1 тоже представляет собой пористую частицу (сердцевину) с открытой пористостью, имеющую сплошные участки (стенки) 1 - 1 и поры 1 -2, схематично обозначенные цепочками белых пятен, но дополнительно снабженную внешним покрытием 1 -3. Внешнее покрытие 1 -3 содержит ингибиторы, например, выполнено на основе пленкообразующего полимера с включениями ингибиторов, или же выполнено по существу из ингибиторов. Внешнее покрытие по меньшей мере частично покрывает импрегнированную (пропитанную) твердую частицу проппанта. Внешнее покрытие (оболочка) может иметь разнообразные составы, включая растворимые или разлагаемые водой и/или нефтью полимеры, в том числе, помимо прочих, полимолочную кислоту, полигликолевую кислоту, желатин, казеин, полилактид, поливиниловый спирт, полиакриловую кислоту, полиакриламиды, полиэтиленгликоль и их сочетания (композиции). При разложении или растворении полимера происходит высвобождение ингибиторов в добываемый флюид, затем по меньшей мере часть высвободившихся ингибиторов осаждается на поверхности перфорационных отверстий, эксплуатационного оборудования скважины и обвязки, уменьшая или предотвращая образование на них органических отложений. Между тем, пока происходит растворение и/или разложение полимера(ов) внешнего покрытия, по меньшей мере часть пор оказываются открытыми, и поэтому ингибиторы, импрегнированные в эти открытые поры твердой частицы, начинают выделяться, предотвращая образование отложений кристаллов твердых парафинов и/или асфальтенов, как в первом подварианте.
В третьем подварианте композитного проппанта по пятому варианту, схематично показанном на фигуре 5с, твердая частица 1 представляет собой непористую расклинивающую сердцевину (подложку) 1 - 1 с внешним покрытием 1 -3, содержащим упомянутые ингибиторы или выполненным из них, как и в вышеописанном втором подварианте. Внешнее покрытие 1 -3 может по меньшей мере частично покрывать сердцевину 1 - 1 (т.е. закрывать всю поверхность сердцевины или ее часть). Вместе с тем, также применима пористая сердцевина, в порах которой отсутствуют ингибиторы и поверхность которой покрыта упомянутым внешним покрытием. В любом случае, ингибиторы, покрывающие по меньшей мере часть поверхности сердцевины твердой частицы проппанта, уменьшают образование органических отложений в проппантной пачке (т.е. в барьере или упаковке из проппанта в трещине гидроразрыва). Между тем, возможность высвобождение ингибиторов с наружной поверхности твердой частицы может также обеспечиваться согласно любому из описанных выше вариаций по второму подварианту, и может приводить к тем же преимуществам, которые представлены в вышеописанном втором подварианте. Однако, нужно также отметить, что в случае быстрого удаления полимерного носителя и/или внешнего покрытия с композитного проппанта (например, при сильном абразивном воздействии на него внутри трещины), расклинивающая сердцевина) непосредственно подвергается воздействию углеводородов, поэтому рекомендуется, чтобы сердцевина была пористой и была импрегнирована ингибиторами.
Настоящее изобретение ниже дополнительно проиллюстрировано примерами его осуществления.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕР 1. Импрегнирование ингибитора в поры расклинивающего агента и покрытие расклинивающего агента ингибитором.
Импрегнирование ингибитора(ов) в поры частиц расклинивающего агента и, альтернативно, по меньшей мере частичное покрытие расклинивающего агента ингибитором может быть выполнено следующим образом:
- растворить твердый ингибитор в растворителе, если ингибитор является твердым;
- смешать расклинивающий агент с раствором ингибитора;
- дать растворителю высохнуть.
Пока растворитель испаряется, рекомендуется выполнять перемешивание смеси расклинивающего агента и раствора ингибитора, чтобы смесь и, вследствие этого, импрегнирование и покрытие были более однородными.
Альтернативно, предлагается уменьшить давление над расклинивающим агентом перед указанным выше смешиванием на 2-ом этапе, чтобы создать в порах разрежение и тем самым способствовать поступлению раствора в поры и, таким образом, повысить качество импрегнирования.
ПРИМЕР 2. Покрытие расклинивающего агента полимером, содержащим ингибитор. Нанесение ингибиторов на поверхность расклинивающего агента в форме соединений, включенных (внедренных) в растворимом или разлагаемом водой полимере, может выполняться следующим образом:
- если ингибитор доступен в твердой форме, растворить твердый ингибитор в растворителе;
- смешать разлагаемый водой полимер (например, полимолочная кислота) с раствором ингибитора в растворителе;
- добавить расклинивающий агент к раствору ингибитора и разлагаемому водой полимеру в растворителе;
- дать растворителю испариться.
Пока растворитель сохнет, рекомендуется выполнять перемешивание смеси расклинивающего агента и раствора ингибитора с разлагаемым водой полимером, чтобы смесь и, вследствие этого, импрегнирование и покрытие были более однородными.
ПРИМЕР 3
Изготовление композитного проппанта по первому и второму вариантам воплощения может быть осуществлено с использованием следующих этапов:
- получение большой пластины полимерного материала с введенными в него включениями ингибитора(ов);
- приклеивание частиц расклинивающего агента к большой пластине полимерного материала;
разделение большой пластины с приклеенными частицами расклинивающего агента на небольшие пластинки.
ПРИМЕР 4
Изготовление композитного проппанта по первому и второму вариантам воплощения может быть осуществлено с использованием следующих этапов:
- получение большой пластины полимерного материала с введенными в него включениями ингибитора(ов);
- разрезание большой пластины на небольшие пластинки;
- покрывание частиц расклинивающего агента клеем; и - смешивание частиц расклинивающего агента с небольшими пластинками со слипанием их друг с другом.
ПРИМЕР 5
Изготовление композитного проппанта по третьему варианту воплощения может быть осуществлено с использованием следующих этапов:
- получение полимерной сетки из волокон, включающих в себя ингибитор(ы);
- формирование небольших фрагментов сетки (например, разрыванием или разрезанием); и
- приклеивание частиц расклинивающего агента к небольшим фрагментам сетки.
ПРИМЕР 6
Изготовление композитного проппанта по четвертому варианту воплощения может быть осуществлено с использованием следующих этапов:
- получение полимерной пленки с введенными в нее включениями ингибитора(ов);
- подачу частиц расклинивающего агента через питатель на нижний слой полимерной пленки, который был предварительно подготовлен и имеет клейкий слой или слегка отформован;
- укладка второго, верхнего слоя полимерной пленки на нижний слой полимерной пленки с нанесенными частицами расклинивающего агента и пропускание их через вальцы; и
разрезание полученного полотна с заделанными частицами расклинивающего агента на фрагменты.
Экспериментальные примеры
Способы изготовления композитного проппанта с носителем на основе пленкообразующего полимера в лабораторных условиях
Оборудование
Сушильный шкаф
Посуда и инструменты Пипетка 10 мл
Кисть, шпатель
Пластиковый стакан, 250 мл
Керамическая круглодонная чашка, 250мл
Чашка Петри диаметром 10 см, 8 см
Весы аналитические
Ножницы, резак, скальпель
Пинцеты
Чашечка для взвешивания
Материалы
В качестве носителя на основе пленкообразующего полимера испытывали: водорастворимую пленку GUNOLD® Solvy® 80μ артикул Ν° 40425 (на основе поливинилового спирта), и
полиамидную пленку.
Испытывали несколько разновидностей расклинивающего агента, выступающего в качестве твердых частиц в составе композитного проппанта:
CarboProp 1620® (средний диаметр частиц 1 ,05 мм),
CarboProp 1218® (средний диаметр частиц 1,4 мм),
CarboProp 3060® (средний диаметр частиц 0,50 мм),
BadgerSand 2040® (средний диаметр частиц 0,58 мм),
ForeProp 1630® (средний диаметр частиц примерно 1 ,0 мм),
OptiProp G2 2040® (расклинивающий агент с полимерным покрытием).
Эпоксидный клей для прикрепления частиц расклинивающего агента к полимерной пленке.
Тканное полотно из волокон полимолочной кислоты (ПМК) класса 6202D, произведенное Nature Works LLC (Миннетонка, США).
Волокна ПМК (в пучке в намотке) класса 6202D производства Nature Works
LLC.
Способ изготовления композитного проппанта, показанного на Фиг. 1а. Нарезали водорастворимую пленку GUNOLD® Solvy® ножницами на квадратные кусочки размером 3x3 мм.
Взяли навеску керамического расклинивающего агента.
Брали квадратик пленки (являющийся полимерным носителем) пинцетом, смачивали участок поверхности пленки (центральную ее часть) эпоксидным клеем с помощью пипетки или кисти.
Помещали частицу расклинивающего агента на поверхность смоченной пленки с помощью пинцета.
Повторяли с 3-го по 4-ый до тех пор, пока не было получено достаточное количество образца для исследования.
Высушивали полученные композитные частицы в сушильном шкафу при температуре 40-60°С в чашке Петри.
Способ изготовления композитного проппанта, показанного на Фиг. 2с.
Вырезали диск диаметром 10 см из водорастворимой пленки GLTNOLD® Solvy®.
Брали навеску керамического расклинивающего агента, 2,6 г.
Поместили пленку в чашку Петри, равномерно смочили поверхность пленки небольшим количеством воды с помощью пипетки и шпателя/кисти.
Высыпали частицы расклинивающего агента на поверхность смоченной пленки, равномерно распределяя частицы с помощью кисти.
Если количество воды достаточно для того, чтобы пленка начала размягчаться, и поверхность пленки стала/становится волнообразной, образец помещали высушиваться под пресс, например, в виде чашки Петри меньшего диаметра.
Высушивали полученный образец в сушильном шкафу при температуре 40-
60°С.
Высушенный образец нарезали с помощью ножниц или резака на фрагменты/куски нужного размера, например, 2x2 мм.
Способ изготовления композитного проппанта, показанного на Фиг. Зс. Приготовили диск из тканного полотна ПМК (Nature Works LLC.) диаметром 10 см.
Взяли навеску керамического расклинивающего агента CarboProp 1218®, 2,5 г.
Поместили диск тканого полотна в чашку Петри, равномерно обработали его поверхность небольшим количеством эпоксидного клея с помощью кисти.
Высыпали частицы расклинивающего агента на поверхность обработанного полотна, равномерно распределив частицы с помощью кисти/шпателя.
Поместили полученный образец под пресс (например, чашку Петри меньшего диаметра) и высушили при комнатной температуре.
Высушенный образец (диск тканного полотна с приклеенными к нему частицами керамического расклинивающего агента) измельчили с помощью ножниц на частицы размером 3 χ3 мм.
Способ изготовления композитного проппанта, показанного на Фиг. За и ЗЪ.
Приготовили волокна ПМК (пучки в намотке) класса 6202D.
Нарезали волокна на пучки длиной 4-6 мм.
Взяли навеску волокон в пучках, 0,5 г.
Взяли навеску расклинивающего агента с полимерным покрытием Optiprop G2 2040®, 2,5 г.
Поместили песок в керамическую круглодонную чашку и смочили небольшим количеством (около 1 мл) раствора ПМК в ацетоне, используемого в качестве клея.
Перемешивали навеску частиц шпателем до тех пор, пока полимер не распределился по частицам равномерно, растворитель почти весь испарился, но частицы оставались клейкими.
Поместили пучки волокон в чашку с частицами, распределили по всему объему частиц шпателем, слегка их разделяя. Перемешивание не прекращали до тех пор, пока весь растворитель не испарился и частицы песка не перестали слипаться друг с другом. Распределили полученный образец композитного проппанта с пучками волокон или отдельными волокнами ровным слоем в чашке Петри и оставили образец под тягой до полного высыхания клея.
Способ изготовления композитного проппанта, показанного на Фиг. 4а-4с. Приготовили 2 диска водорастворимой пленки GU OLD® Solvy® с диаметром 10 см.
Взяли навеску керамического расклинивающего агента, 2,5 г.
Поместили один диск пленки в чашку Петри, равномерно смочили поверхность пленки небольшим количеством воды с помощью пипетки и шпателя/кисти.
Высыпали частицы расклинивающего агента на поверхность смоченной пленки, равномерно распределив частицы с помощью кисти/шпателя.
Поместили второй диск пленки на частицы расклинивающего агента, удалили воздух, оставшийся между пленками, осторожно смыкая и проглаживая лоскуты пленки от центра к краям с помощью поролонового спонжа.
Поместили полученный образец под пресс (например, чашку Петри) и высушили при температуре 40-60°С.
Высушенный образец измельчили с помощью ножниц или резака на частицы нужного размера и формы, например, 3x3 мм. На выходе получили композитный проппант по Фиг. 4с.
Способы изготовления полимерной пленки с внедренным в нее химическим ингибитором органических отложений
В лабораторных условиях получали полимерную пленку с внедренным в нее ингибитором органических (или неорганических) отложений следующими способами:
Изготовление пленки из раствора
Брали навеску полимера, выбранного в качестве матрицы, например, ПМ . Растворяли полимер в растворителе, в случае ПМК - в ацетоне (также использовалась комбинация поливиниловый спирт и вода, с большей продолжительностью эксперимента), 30,0 вес.%. Брали навеску ингибитора. В качестве ингибитора органических отложений выбирали, например, этиленвинилацетат в форме порошка. В качестве ингибитора неорганических отложений выбирали фосфоновые кислоты, например, диэтилентриаминпентаметиленофосфоновую кислоту. Массовое соотношение ингибитора и полимера может варьироваться в пределах от 1 :9 до 1 : 1.
Помещали ингибитор в раствор полимера и перемешивали.
Равномерно распределяли полученный раствор по ровной поверхности, например, разливали тонким слоем в чашки Петри, и оставляли пленки до полного высыхания, до постоянного веса, после чего отделяли пленки от дна чашек Петри и использовали для создания образцов композитного проппанта с полимерным носителем (см. примеры выше).
Изготовление пленки из расплава
Приготовили навеску полимера, выбранного в качестве носителя, например, ПМК.
Приготовили навеску ингибитора.
Измельчили гранулы полимера, выбранного в качестве носителя, и смешали. Приготовили расплав смеси при постоянном перемешивании.
Распределили расплав полимеров тонким слоем в чашке Петри и оставили отверж даться.
Полученные пленки отделили от подложки (т.е. дна чашки Петри) и использовали для приготовления образцов композитного проппанта с полимерным носителем.
В промышленных условиях производство пленки с наполнителем- ингибитором может производиться методом экструзии полимера в виде пленки.
Способ изготовления композитного проппанта, содержащего ингибитор образования органических отложений в полимерной оболочке
Приготовили навеску керамического расклинивающего агента (либо природного песка), 100 г.
Приготовили навеску ингибитора образования отложений, 1 г. Приготовили навеску ПМК, служившей в качестве основы (матрицы) полимерной оболочки, 3 г.
Измельчили полимерную оболочку, поместили в керамическую чашку.
Смешали ингибитор с подготовленным разлагаемым полимером.
Приготовили расплав смеси, при перемешивании смеси. Условия температурной обработки зависят от выбранного класса ПМК, в данном примере температура плавления матрицы ПМК составила 240°С.
Не давая расплаву оболочки «полимер-ингибитор» охладиться, поместили частицы расклинивающего агента в керамическую чашку с расплавом.
При постоянном перемешивании и разделении частиц шпателем или лопастной мешалкой, распределении смеси ингибитор-полимер по поверхности частиц, дали смеси остыть, расплаву затвердеть, образую оболочку композитного проппанта.
При использовании технологии наполнения полимера ингибитором «через раствор» в керамическую круглодонную чашку помещают полимер, растворитель, ингибитор и расклинивающий агент в указанном порядке, при постоянном перемешивании. Продолжительность и условия среды процесса нанесения полимерной оболочки на расклинивающий агент в данном случае зависят от используемого растворителя.
Определение скорости осаждения композитного проппанта с носителем на основе пленкообразующего полимера
В ходе эксперимента определяли скорость осаждения твердых частиц, прикрепленных к носителю на основе пленкообразующего полимера.
В качестве твердых частиц использовали керамический расклинивающий агент ForeProp 1630® со средним диаметром частиц примерно 0, 1 см и кажущейся плотностью 2,84 г/см3, и в качестве носителя - нарезанные полимерные диски (см. таблицу 1 ):
Таблица 1. Свойства полимерного носителя (диск)
Диаметр, см Толщина, мкм Плотность, г/см Материал
0,45±0,05 250± 1 1,35±0,02 полиамид Изготовление образца. Полимерный диск (полиамид) смачивали небольшим количеством эпоксидного клея, частицу(ы) расклинивающего агента помещали на клеящую поверхность хаотично, максимальное количество частиц расклинивающего агента на диске составляло 10. Образец высушивали при комнатной температуре в течение 24 часов.
Осаждение полученных композитных частиц проводили в воде с добавлением ПАВ (поверхностно-активное вещество Fairy, 1 мл/л) в вертикальном слоте высотой 100 см и толщиной зазора 1 см и гладкими стенками (оргстекло). В ходе эксперимента измеряли время осаждения (усреднение по тридцати экспериментам). Полученные результаты приведены в таблице 2:
Таблица 2. Скорость осаждения композитного проппанта
Figure imgf000034_0001
Скорость осаждения измеряется как отношение глубины слота ко времени прохождения частиц от поверхности до дна слота.
В строках 1 и 2 приводится скорость осаждения отдельно для компонентов композитного проппанта.
В ходе эксперимента было показано, что композитный проппант по настоящему изобретению (строки 3-6) имеет скорость осаждения намного медленнее твердых частиц (строка 2). С увеличением количества твердых частиц на полимерном диске (носителе) скорость осаждения увеличивается. Кроме того. полимерный диск, полностью покрытый твердыми частицами (числом максимум 10), имеет меньшую скорость осаждения по сравнению с твердыми частицами проппанта без полимерного носителя.
Предшествующее описание было приведено в виде различных конкретнымх вариантов воплощения настоящего изобретения, которые обладают рядом преимуществ по сравнению с уровнем техники. Вместе с тем, следует отметить, что настоящее изобретение не ограничено вышеописанными конкретными вариантами воплощения настоящего изобретения, и в них могут быть внесены различные модификации и изменения без отклонения от сущности настоящего изобретения, которая выражена в прилагаемой формуле изобретения.
Термины «содержит», «включает в себя» и их аналоги используются в данном документе в неограничительном смысле, т.е. в смысле открытого списка, а не в исключительном смысле, и поэтому не исключают наличия других возможным компонентов, элементов, этапов и т.п. В исключительном смысле употребляется лишь термин «состоящий из».

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Композитный проппант, содержащий по меньшей мере одну твердую частицу, прикрепленную к по меньшей мере одному полимерному носителю, способствующему снижению скорости осаждения композитного проппанта, и при этом полимерный носитель содержит включения по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений.
2. Проппант по п. 1 , при этом гидродинамический радиус композитного проппанта в жидкости больше по сравнению с гидродинамическим радиусом отдельно твердой частицы.
3. Проппант по п. 1 , в котором в качестве твердой частицы использован керамический проппант, песок или проппант с полимерным покрытием.
4. Проппант по п. 1, в котором одна твердая частица прикреплена к одному полимерному носителю.
5. Проппант по п. 1 , в котором более чем одна твердая частица прикреплена к одному полимерному носителю.
6. Проппант по п. 1 , в котором одна твердая частица прикреплена к двум полимерным носителям.
7. Проппант по п. 1 , в котором более чем одна твердая частица прикреплена к двум полимерным носителям.
8. Проппант по п. 1 , в котором полимерный носитель имеет, по существу, форму, выбранную из диска, пластины, полоски, спирали, пучка волокон, фрагмента сетки и фрагмента пленки, или иную форму, отличающуюся от сферической формы.
9. Проппант по п. 1 , в котором полимерный носитель содержит растворимый и/или разлагаемый полимер.
10. Проппант по п. 9, в котором полимерный носитель содержит водорастворимый в воде или разлагаемый водой полимер.
1 1 . Проппант по п. 9, в котором полимерный носитель содержит растворимый в нефти или разлагаемый нефтью полимер.
12. Проппант по п. 1 , в котором полимерный носитель содержит полимер, выбранный из группы, включающей разлагаемые полимеры, такие как сложные полиэфиры, например, полимолочная кислота, а также поливиниловый спирт, нейлон, полиэтилентерефталат, их сочетания или производные.
13. Проппант по п. 1 , в котором по меньшей мере один ингибитор образования отложений представляет собой ингибитор образования отложений твердых парафинов и/или асфальтенов.
14. Проппант по п. 13, в котором ингибитор(ы) выбран(ы) из группы, включающей сополимер этилена и винилацетата (этиленвинилацетат, ЭВА), сополимер этилена/бутилена, акриловые полимеры, малеиновые полимеры и их производные.
15. Проппант по п. 1 , в котором твердая частица дополнительно имеет покрытие, содержащее ингибитор образования неорганических или органических отложений и/или пленкообразующий полимер.
16. Проппант по любому из пп. 1 - 15, в котором твердая частица является пористой частицей.
17. Проппант по п. 16, в котором пористая твердая частица пропитана раствором или расплавом ингибитора образования отложений твердых парафинов и/или асфальтенов.
18. Способ изготовления проппанта по любому из пп. 1 -17, включающий в себя следующие этапы:
(a) получение полимерного носителя с включениями по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений;
(b) прикрепление по меньшей мере одной твердой частицы к по меньшей мере одному полимерному носителю;
(c) разделение полученного полимерного носителя на фрагменты меньшего размера с прикрепленной по меньшей мере одной твердой частицей.
19. Способ по п. 18, в котором по меньшей мере один полимерный носитель получают, по существу, с формой, выбранной из диска, пластины, полоски, спирали, пучка волокон, фрагмента сетки и фрагмента пленки, или с иной формой, отличающейся от сферической формы.
20. Способ по п. 18, в котором этап прикрепления (Ь) осуществляют приклеиванием по меньшей мере одной твердой частицы к по меньшей мере одному полимерному носителю.
21 . Способ по п. 18, в котором этап прикрепления (Ь) осуществляют вдавливанием по меньшей мере одной твердой частицы в по меньшей мере один полимерный носитель.
22. Способ по п. 18, в котором этап разделения (с) осуществляют разрезанием.
23. Способ по п. 18, который осуществляют следующим образом:
- на этапе (а) полимерный носитель получают в форме сетки из волокон;
- на этапе (с) разрезают полученную сетку на фрагменты; и
- на этапе (Ь) покрывают твердые частицы клеевым составом и смешивают с упомянутыми фрагментами сетки, обеспечивая их слипание друг с другом.
24. Способ по п. 18, который осуществляют следующим образом:
- на этапе (а) получают полимерный носитель в форме пленки, которую подготавливают, нанося клейкий слой или отформовывая для приема по меньшей мере одной твердой частицы;
- на этапе (Ь) подают твердые частицы на предварительно подготовленную пленку, покрывают твердые частицы на предварительно подготовленной пленке еще одним слоем пленки полимерного носителя, и пропускают обе пленки с заключенными между ними твердыми частицами через вальцы, получая полотно;
- на этапе (с) разрезают полученное на этапе (Ь) полотно на фрагменты.
25. Способ по любому из пп. 18-24, дополнительно включающий в себя следующие предварительные этапы:
- смешивание по меньшей мере одного ингибитора образования неорганических или органических отложений и пленкообразующего полимера с получением смеси;
- нанесение полученной смеси на твердые частицы; и последующее высушивание твердых частиц при температурах пленкообразования с получением внешнего покрытия на твердых частиц.
26. Способ по п. 25, в котором смешивают пленкообразующий полимер в жидкой форме.
27. Способ по п. 25, в котором твердая частица является пористой частицей.
28. Способ по п. 25, в котором нанесение полученной смеси на пористые твердые частицы осуществляют пропиткой каждой пористой твердой частицы раствором или расплавом ингибитора образования органических отложений твердых парафинов и/или асфальтенов.
29. Способ проведения гидравлического разрыва подземного пласта, включающий в себя введение в скважину композитного проппанта, выполненного по любому из пп. 1 - 17 или полученного способом по любому из пп. 18-28.
30. Способ обработки органических ископаемых во время скважинной добычи после проведения гидравлического разрыва подземного пласта, включающий в себя высвобождение упомянутого по меньшей мере одного ингибитора из композитного проппанта, выполненного по любому из пп. 1 - 17 или полученного способом по любому из пп. 18-28, в органические ископаемые.
PCT/RU2014/000474 2014-06-30 2014-06-30 Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения Ceased WO2016003304A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201480080333.8A CN106687560A (zh) 2014-06-30 2014-06-30 复合支撑剂、生产复合支撑剂的方法及其使用方法
US15/318,707 US10221351B2 (en) 2014-06-30 2014-06-30 Composite proppant, method for producing a composite proppant and methods of its application
EA201692430A EA035175B1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Способ изготовления композитного проппанта
PCT/RU2014/000474 WO2016003304A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000474 WO2016003304A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016003304A1 true WO2016003304A1 (ru) 2016-01-07

Family

ID=55019697

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000474 Ceased WO2016003304A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения

Country Status (4)

Country Link
US (1) US10221351B2 (ru)
CN (1) CN106687560A (ru)
EA (1) EA035175B1 (ru)
WO (1) WO2016003304A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111318045B (zh) * 2018-12-14 2022-12-16 中国石油化工股份有限公司 一种用于异戊二烯分离的萃取精馏塔及分离方法
CN109913197B (zh) * 2019-03-21 2021-03-09 中国石油天然气股份有限公司 一种驱油支撑剂及其制备方法
CN111196920B (zh) * 2020-01-20 2021-04-27 中国石油大学(北京) 一种燃爆暂堵支撑剂及其制备方法
CN111335863B (zh) * 2020-04-10 2021-03-12 西南石油大学 一种常规和胶囊型可溶支撑剂交替注入的通道压裂方法
CN116731699A (zh) * 2022-03-02 2023-09-12 中国石油天然气股份有限公司 一种基于复合材料的防垢支撑剂颗粒的制备方法
CN116398105A (zh) * 2023-04-11 2023-07-07 陕西兴油科技开发有限公司 一种固体颗粒缓释防垢暂堵压裂方法
CN117821052A (zh) * 2023-11-21 2024-04-05 北京仁创科技集团有限公司 一种复合支撑剂及其压裂液体系

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US20060185847A1 (en) * 2005-02-22 2006-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US20090014176A1 (en) * 2005-12-23 2009-01-15 Schlumberger Technology Corporation Proppant and methods of use
WO2009016545A2 (en) * 2007-07-27 2009-02-05 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for combined fracturing treatment and scale inhibition
WO2012036862A1 (en) * 2010-09-17 2012-03-22 Services Petroliers Schlumberger Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives
US20130025860A1 (en) * 2011-07-26 2013-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Composite Particulates and Methods Thereof for High Permeability Formations

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3782469A (en) * 1972-05-25 1974-01-01 Cities Service Oil Co Formation and wellbore scale prevention
DE59906054D1 (de) 1998-04-24 2003-07-31 Infineon Technologies Ag Filmbildende Polymere
US7950455B2 (en) 2008-01-14 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Non-spherical well treating particulates and methods of using the same
EP2324196A4 (en) 2008-08-21 2012-10-31 Schlumberger Services Petrol SUPPORT FOR HYDRAULIC FRACTURING
US9029300B2 (en) * 2011-04-26 2015-05-12 Baker Hughes Incorporated Composites for controlled release of well treatment agents
US8448706B2 (en) * 2010-08-25 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Delivery of particulate material below ground
CN101942296B (zh) * 2010-09-10 2012-10-31 中国石油天然气股份有限公司 一种纤维复合防砂材料及其制备方法
RU2602250C2 (ru) * 2011-08-31 2016-11-10 Селф-Саспендинг Проппант Ллс Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва пласта
US9657558B2 (en) 2012-12-28 2017-05-23 Schlumberger Technology Corporation Method for treating and measuring subterranean formations
CN103615228A (zh) * 2013-11-26 2014-03-05 中国石油天然气股份有限公司 可降解纤维缝内暂堵压裂工艺
US10351761B2 (en) 2014-03-31 2019-07-16 Schlumberger Technology Corporation Method for modification and delivery of proppant during well operations, method for hydraulic fracturing and method for gravel packing

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US20060185847A1 (en) * 2005-02-22 2006-08-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of placing treatment chemicals
US20090014176A1 (en) * 2005-12-23 2009-01-15 Schlumberger Technology Corporation Proppant and methods of use
WO2009016545A2 (en) * 2007-07-27 2009-02-05 Schlumberger Canada Limited System, method, and apparatus for combined fracturing treatment and scale inhibition
WO2012036862A1 (en) * 2010-09-17 2012-03-22 Services Petroliers Schlumberger Mechanisms for treating subterranean formations with embedded additives
US20130025860A1 (en) * 2011-07-26 2013-01-31 Halliburton Energy Services, Inc. Composite Particulates and Methods Thereof for High Permeability Formations

Also Published As

Publication number Publication date
EA035175B1 (ru) 2020-05-12
US20170114273A1 (en) 2017-04-27
CN106687560A (zh) 2017-05-17
US10221351B2 (en) 2019-03-05
EA201692430A1 (ru) 2017-04-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016003304A1 (ru) Композитный проппант, способ изготовления композитного проппанта и способы его применения
CN101522855B (zh) 具有可溶性复合涂层的支撑剂
EP0735235B1 (en) Control of particulate flowback in subterranean wells
CA2659114C (en) Well treating materials and methods
RU2441052C2 (ru) Расклинивающий наполнитель (варианты)
US7581590B2 (en) Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US11339323B2 (en) Lightweight proppant and methods for making and using same
US20120305247A1 (en) Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
RU2016118283A (ru) Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке
MX2007005005A (es) Metodos para producir fluidos a partir de porciones de formaciones subterraneas acidificadas y consolidadas.
BR0302185B1 (pt) Método de tratamento de uma formação subterrânea
CA2877698A1 (en) Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations
EP3161101A1 (en) Proppant-based chemical delivery system
WO2014151280A1 (en) Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
RU2678250C2 (ru) Композиции и способы повышения проницаемости трещин
US20200308476A1 (en) Fiber surface finishing
EP4143270A1 (en) An oil field chemical release system
WO2016159810A1 (ru) Способ гидроразрыва пласта
WO2017007362A1 (ru) Композитная присадка для гидроразрыва пласта с реагентами для ингибирования отложений (варианты)
RU79312U1 (ru) Скважинный фильтр
RU2381350C1 (ru) Способ предотвращения пескования скважины с использованием гравийной засыпки
GB2631700A (en) Method for treating a geological formation
WO2018026302A1 (ru) Способ обработки скважины с применением полимерных волокон

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: 14896686

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15318707

Country of ref document: US

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201692430

Country of ref document: EA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14896686

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1