WO2016159816A1 - Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты) - Google Patents

Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2016159816A1
WO2016159816A1 PCT/RU2015/000210 RU2015000210W WO2016159816A1 WO 2016159816 A1 WO2016159816 A1 WO 2016159816A1 RU 2015000210 W RU2015000210 W RU 2015000210W WO 2016159816 A1 WO2016159816 A1 WO 2016159816A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
degradable
well
particles
formation
fracture
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/RU2015/000210
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Сергей Владимирович СЕМЁНОВ
Чад КРАМЕР
Мохан Канака Раджу ПАНГА
Максим Павлович ЮТКИН
Ксения Михайловна КАПРИЕЛОВА
Сергей Сергеевич СКИБА
Бернхард Рудольф ЛЮНГВИЦ
Денис Викторович БАННИКОВ
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
Original Assignee
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
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 filed Critical Schlumberger Canada Ltd
Priority to US15/563,965 priority Critical patent/US20180135399A1/en
Priority to PCT/RU2015/000210 priority patent/WO2016159816A1/ru
Publication of WO2016159816A1 publication Critical patent/WO2016159816A1/ru
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

Definitions

  • fibers and / or solid particles are selected as insoluble degradable material.
  • a pair of polyelectrolyte-surfactants for the formation of a viscous binder degradable water-insoluble phase is dictated by the presence of opposite charges for these components in an aqueous solution.
  • a cationic polyelectrolyte when interacting with an anionic polyelectrolyte or a surfactant or their precursor, forms a viscous mass (agglomerate), which is able to firmly hold particles of clogging material (particles and fibers).
  • the anionic polymer (s) is selected (s) from the group consisting of carboxymethylated guar and cellulose, xanthan, carrageenan, lignosulfonate, polyacrylic acid, polyacrylamides, their precursors and their derivatives.
  • the required (necessary) time interval for the existence of the plug is determined by the schedule of the well operations and depends on the complexity and duration of each operation, requiring temporary isolation of the remaining zones of the well. As practice shows, multi-zone operations require from 24 hours to several days. Therefore, the life time of the cork according to the invention can be controlled by additives that accelerate or slow down the degradation of the particles of the clogging material.
  • An example of an accelerating agent can be, for example, an acidic or alkaline environment that accelerates the degradation of polyesters, or an oxidizing agent.
  • An example of a moderating agent can be, for example, any hydrophobic substance covering the surface of degrading particles, which makes it difficult for the particles to contact water.
  • the composition of such additives is known from practice and is understandable to the average specialist in the field of well treatment.
  • implementation of the present invention to reduce the concentration of particles of degradable material from the composition of the PEC and the exclusion of particles with a size greater than 1 mm choose a certain the sequence of loading the polyelectrolyte complex (PEC) and the degraded material, consisting of particles of different diameters and fibers to form a viscous and durable cork: first PEC containing only two types of fibers, then PEC containing both fibers and particles of different sizes.
  • PEC polyelectrolyte complex
  • Particles of polylactic acid (flakes 0.3 mm in size and balls with a diameter of 1 mm and 2 mm) and two types of fibers (rigid and flexible) of the same material (PMC) with an average length of 6 mm were selected as particles of a degraded material.
  • the task of the tests was to obtain a plug with the lowest concentration of particles of degradable material, which at the same time withstands the prescribed pressure difference in the experimental cell with a slit-like channel (simulating the entrance to the fracture).
  • Example 3 The formation of cork from a polyelectrolyte complex and degraded material consisting of particles of different diameters and fibers, as well as non-degradable particles.

Landscapes

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

Abstract

Заявленное изобретение относится к способам интенсификации притока нефти и/или газа из ствола скважины с множеством перфорационных интервалов. В соответствии с заявленным способом закачивают жидкость гидравлического разрыва в скважину, содержащую множество перфорационных интервалов для создания и распространения трещины гидравлического разрыва в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов; затем закачивают в скважину суспензию, содержащую нерастворимый деградируемый материал, противоположно заряженные полиэлектролиты и/или их предшественники; при этом образуется деградируемая вязкая фаза из противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников, несмешиваемая с жидкостью гидравлического разрыва; и образование деградируемой пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины; обеспечивают отведение потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал с последующей деградацией пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины в течение требуемого времени. В соответствии с другим вариантом заявленного способа закачивают в скважину суспензию, содержащую нерастворимый деградируемый материал, заряженный сурфактант и противоположно заряженный ему полиэлектролит и/или его предшественник.

Description

СПОСОБ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ С МНОЖЕСТВОМ ПЕРФОРАЦИОННЫХ ИНТЕРВАЛОВ (ВАРИАНТЫ)
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к способам интенсификации притока нефти и/или газа из ствола скважины с множеством перфорационных интервалов, проходящей через один или несколько пластовых резервуаров, и, более конкретно, к созданию изоляции в одном или нескольких перфорационных интервалов.
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/закачивание в пласт жидкости гидроразрыва (обрабатывающей текучей среды, обрабатывающего флюида), 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.
Для добычи углеводородов (например, сырой нефти и природного газа и т.д.) может буриться ствол скважины, который проходит через один или несколько пластовых резервуаров, несущих углеводороды, или подземных коллекторов, также известных, как пластовые коллекторы или продуктивные зоны. В настоящем изобретении термин «перфорационный интервал» или «продуктивный интервал» означает секцию ствола скважины, которая была подготовлена для добычи посредством создания каналов между продуктивной зоной и стволом скважины.
В простейшем случае, для скважины с одним перфорационным интервалом, или в которой обработка может быть выполнена через все перфорации, не требуется зональной изоляции. Однако, например, для разработки нетрадиционных источников углеводородов, таких как сланцевый газ или сланцевая нефть, как правило, нужны длинные горизонтальные скважины и проведение многостадийного гидроразрыва пласта. Сланцевые резервуары могут обладать существенной анизотропией по давлению и по напряжениям даже внутри одного перфорационного интервала. В таких случаях для успешного выполнения операции стимулирования пласта часто является необходимой последовательная обработка перфорационных интервалов. Одной из ключевых причин для необходимости эффективной зональной изоляции является то, что обрабатывающие текучие среды обычно больше поступают в зоны с высокой проницаемостью, то есть зоны с низкой проницаемостью остаются необработанными. Для этого требуется точно и эффективно изолировать одну зону, в которой уже произведена обработка гидроразрывом, от других зон, которые будут обработаны гидроразрывом следующими.
Зональная изоляция достигается путем использования техники отклонения. Традиционные средства для отклонения/перенаправления/отведения потока представляют собой механические средства.
Механические средства для отклонения потока, как правило, используются в скважинах с обсадной колонной и включают в себя использование шариковых уплотнителей (ball sealers) или мостовых пробок (bridge plugs). Наиболее коммерчески доступные шариковые изоляторы перфораций сделаны или полностью из твердых (неразлагаемых) материалов, или имеет твердую (неразлагаемую) жесткую оболочку, стабильную при высоких давлениях и температурах. Вместе с тем, шариковые уплотнители необходимо удалять из заглушённых перфорационных отверстий на этапе перехода к добыче нефтегазовой жидкости. Операции для удаления неразлагаемых материалов, как правило, являются дорогостоящими и длительными.
Поэтому в нефтегазовой промышленности появись методы закупоривания отверстий с помощью деградирующих/разлагающихся материалов для образования временной/обратимой изоляции/пробки, которая со временем теряет изолирующие свойства и не мешает добыче углеводородов через трещину гидроразрыва после завершения операций обработки скважины. В следующих известных решениях (US7565929 В2, US8167043 В2, US20120285692 А1) описаны методы для многостадийного гидроразрыва с использованием разлагающегося материала для изоляции перфорированных кластеров.
Заявка US20120285695 А1 описывает решение использования смеси частиц разлагающегося материала, связанных с помощью растворимых контейнеров для улучшения консолидации данных частиц во время закачки и изоляции зон. Однако помещение контейнеров с твердыми частицами в скважину малого диаметра является технически сложной задачей.
В заявке на патент US20120181034 А1 представлены различные разлагающиеся материалы для различных температурных интервалов. Разлагающиеся полиэфиры (полимолочная кислота, полигликолевая кислота) являются примерами возможных средств для отклонения потока с замедленным разложением. В предложенных решениях с твердыми частицами прочность формирующихся изоляций/пробок является низкой (пробки ломаются при перепадах давления в скважине).
Анализируя известный уровень техники, существует необходимость в усовершенствованном способе создания улучшенной изоляции между интервалами ствола скважины для обеспечения надежного, упрощенного в операционном плане перенаправления/отклонения потока при обработке или повторной обработке нефтяных и газовых скважин с множеством перфорационных интервалов. СУЩНОСТЬ
В настоящем описании раскрыт новый подход к созданию стойких/прочных к перепадам давлений, более адаптируемых к формам трещин и к текстурам трещин, а также обеспечивающих контролируемую скорость деградации/разложения изоляций/пробок.
В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу обработки скважины с множеством перфорационных интервалов. В соответствии с заявленным способом закачивают жидкость гидравлического разрыва в скважину, содержащую множество перфорационных интервалов для создания и распространения трещины гидравлического разрыва в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов; затем закачивают в скважину суспензию, содержащую нерастворимый деградируемый материал, противоположно заряженные полиэлектролиты и/или их предшественники; при этом образуется деградируемая вязкая фаза из противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников, несмешиваемая с жидкостью гидравлического разрыва; и образование деградируемой пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины; обеспечивают отведение потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал с последующей деградацией/разложением пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины в течение требуемого времени.
В других вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу обработки скважины с множеством перфорационных интервалов, причем на этапе б) закачивают в скважину суспензию, содержащую нерастворимый деградируемый материал, заряженный сурфактант и противоположно заряженный ему полиэлектролит и/или его предшественник.
В некоторых вариантах осуществления настоящее изобретение относится к способу обработки скважины с множеством перфорационных интервалов, причем способ завершается этапом д), а именно, отведением потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал.
Другие аспекты изобретения станут очевидными из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведено описание следующих вариантов осуществления, которые не могут рассматриваться ограничивающими или определяющими объем изобретения.
В настоящем изобретении раскрыт способ обеспечения образования деградируемой (временной) пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, или стволе скважины для отведения потока жидкости гидравлического разрыва таким образом, что в скважину закачивают суспензию, содержащую нерастворимый деградируемый/разлагаемый материал, а также противоположно заряженные полиэлектролиты и/или их предшественники. Взаимодействие противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников приводит к образованию полиэлектролитных комплексов (ПЭК) или продуктов взаимодействия противоположно заряженных полимеров, которые выступают в качестве связующей (деградируемой вязкой водонерастворимой) фазы, несмешиваемой с жидкостью гидравлического разрыва. Образовавшаяся вязкая фаза связывает частицы и/или волокна нерастворимого деградируемого материала, что, тем самым, приводит далее к образованию деградируемой (временной) пробки в, по меньшей мере, одном из выбранных перфорационных интервалов, трещине, или стволе скважины.
Таким образом, в настоящем изобретении основной идеей явился новый способ создания вязкой и прочной пробки, отклоняющей поток. Это может приводить к отсутствию необходимости использования дополнительного оборудования к тому, которое используется для гидроразрыва пласта. Это возможно за счет образования деградируемой вязкой (связующей) фазы, предназначенной для консолидации/связывания/объединения смеси частиц и/или волокон нерастворимого деградируемого материала.
В настоящем изобретении термины «консолидация», «связывание», «объединение» используются равнозначно.
В настоящем изобретении термины «деградируемая(ый)», «разлагаемая(ый)» используются равнозначно.
Под понятием «деградируемая вязкая фаза» подразумевается фаза, включающая полиэлектролитные комплексы (ПЭК) и/или продукты взаимодействия противоположно заряженных полимеров, и обладающая достаточно высокой вязкостью, чтобы удерживать твердые частицы нерастворимого деградируемого материала в объеме полиэлектролитных комплексов (ПЭК) и/или продуктов взаимодействия противоположно заряженных полимеров или на поверхности тех и/или других в течение требуемого (необходимого для изоляции) времени.
Вязкость деградируемой (связующей) фазы контролируема концентрациями добавленных полиэлектролитов и/или их предшественников, чтобы регулировать проницаемость закупоривающей деградируемой пробки, а именно, обеспечить пониженную проницаемость пробки для отклонения потока, что в свою очередь способствует созданию более стойкой к перепадам давления пробки.
Образование деградируемой вязкой (связующей) фазы также способствует созданию пробки, более адаптируемой к формам трещин и к текстурам трещин за счет сохранения полужидкой консистенции.
Зная температуру скважины и варьируя концентрацию ускоряющего деградацию агента, мы можем добиться желаемой скорости деградации закупоривающей пробки определенного состава, (см. пример 5). Определение термина «скорость деградации пробки» - это скорость потери массы закупоривающей пробки определенного состава в течение определенного времени.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения в качестве нерастворимого деградируемого материала выбраны волокна и/или твердые частицы.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения твердые частицы нерастворимого деградируемого материала имеют размер от примерно 0, 1 мм до примерно 7,0 мм и присутствуют в суспензии (закачиваемой на этапе б) в концентрации от примерно 1,2 г/л до примерно 1200 г/л, в большинстве случаев, от примерно 6 г/л до примерно 240 г/л. Увеличение концентрации частиц, например, полимолочной кислоты (ПМК) вплоть до 1200 г/л приведет к повышению качества образованной пробки. Концентрация частиц, например, ПМК свыше 1200 г/л покажет аналогичную тенденцию, однако закачка такой высокой концентрации будет возможна, но чрезвычайно сложна с точки зрения оборудования на поверхности. Частицы небольшого размера (например, округлые частицы с диаметром меньше 1 мм) можно закачивать доступным насосным оборудованием, способным закачивать суспензию мелких твердых частиц и волокон. Также, увеличение размеров частиц, например, полимолочной кислоты (ПМК) вплоть до 7 мм позволит образовывать пробки в щели более широкой, чем 4 мм. Дальнейшее увеличение размеров частиц, например, ПМК также сохранит описанный тренд, однако их закачка будет возможна, но чрезвычайно сложна с точки зрения оборудования на поверхности.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения волокна нерастворимого деградируемого материала имеют длину от примерно 2,0 мм до примерно 8,0 мм и присутствуют в суспензии (закачиваемой на этапе б) в концентрации от примерно 1,2 г/л до примерно 24 г/л, в большинстве случаев, от примерно 6 г/л до примерно 12 г/л. Размеры волокон выбирают из соображений простоты смешивания с другими компонентами и возможности закачки доступным насосным оборудованием, способным закачивать суспензию мелких твердых частиц и волокон.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения нерастворимый деградируемый материал представляет собой, не ограничиваясь этим, полимер, выбранный из группы, включающей замещенные и незамещенные лактиды, гликолиды; полимолочную кислоту; полигликолевую кислоту; сополимеры полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты; сополимеры молочной кислоты с другими кислотами, содержащими гидроксильную-, карбоксильную- или гидроксикарбоксильную-группы; сополимеры гликолевой кислоты с другими кислотами, содержащими гидроксильную-, карбоксильную- или гидроксикарбоксильную-группы; их производные или комбинации. Дополнительно примеры подходящих нерастворимых деградируемых материалов раскрываются в заявках US20130048283 А1 и US20130056213 А1, включенных в данное описание путем ссылок.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения образовавшийся полиэлектролитный комплекс (ПЭК) есть продукт взаимодействия двух противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников. Например, по меньшей мере, один катионный полиэлектролит взаимодействует с, по меньшей мере, одним противоположно заряженным (анионным) полиэлектролитом и/или его предшественником с образованием осадка в виде вязкой связующей деградируемой водонерастворимой фазы.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения образовавшийся полиэлектролитный комплекс (ПЭК) есть продукт взаимодействия заряженного сурфактанта и противоположно заряженного ему полиэлектролита и/или его предшественника. Например, образование полиэлектролитного комплекса (ПЭК) происходит благодаря притяжению заряженных групп на сурфактанте к противоположно заряженным группам на полиэлектролите и/или на его предшественнике (заряженном полимере) с образованием осадка в виде вязкой связующей деградируемой водонерастворимой фазы.
Известно использование полиэлектролитов (анионных и катионных) для связывания мелких частиц при очистке сточных вод. При этом полиэлектролиты используются для дестабилизации коллоидной суспензии (загрязненные и технические воды), для инициации флокуляции (выпадения в осадок частиц коллоида, связанных с полиэлектролитом). Большой класс промышленных флокулянтов принадлежит группе полиэлектролитов (ионных полимеров). Далее термины «полимерный флокулянт», «полиэлектролит» и «ионный полимер» используются как взаимозаменяемые термины. Вместе с тем, промышленные флокулянты (в форме полиэлектролита) эффективно связывают только частицы микронного и субмикронного размера для облегчения фильтрации примесей. Для связывания частиц, таких как проппанты (размеры порядка миллиметра) такие флокулянты неэффективны.
В качестве исходных веществ для образования полиэлектролитного комплекса (ПЭК) применяются «предшественники полиэлектролитов», то есть нейтральные полимеры, которые в результате химической или физической реакции превращаются в заряженные полиэлектролиты. Варианты получения полиэлектролитного комплекса (ПЭК) в скважине из предшественника полиэлектролита (нейтрального полимера) приведены заявке US20130048283 А1 ), включенной в данное описание путем ссылки. В этой же заявке представлены примеры химических реакций, меняющих заряд активных групп полимерного предшественника. Полиэлектролит образуется из полимерного предшественника в результате: гидролиза химических групп полимера, протонирования химических групп полимера, превращения химических групп в соли, реакции амидных групп полимера с реагентом из жидкости обработки.
Возможный выбор пары полиэлектролит-сурфактант (или иных комбинаций, описанных выше) для образования вязкой связующей деградируемой водонерастворимой фазы диктуется наличием противоположных зарядов у этих компонентов в водном растворе. Например, катионный полиэлектролит при взаимодействии с анионным полиэлектролитом или сурфактантом или их (его) предшественником образует вязкую массу (агломерат), которая способна прочно удерживать частицы закупоривающего материала (частицы и волокна).
По другому варианту, анионный полиэлектролит при взаимодействии с катионным сурфактантом (или катионный полиэлектролит с анионным сурфактантом) образует вязкую массу, которая способна удерживать частицы закупоривающего материала (частицы и волокна).
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения анионный(е) полимер(ы) выбран(ы) из группы, включающей карбоксиметилированный гуар и целлюлозу, ксантан, каррагинан, лигносульфонат, полиакриловую кислоту, полиакриламиды, их предшественники и их производные.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения катионный(е) полимер(ы) выбран(ы) из группы, включающей сополимеры полиакриалмидов, такие как диаллилдиметиламмоний хлорид (ДАДМАК) и другие четвертичные мономеры аммония, поливинил пирролидон, полиэтиленимин, хитозан, желатин и другие полипептиды, их предшественники и их производные.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения полиэлектролиты и/или их предшественники присутствует в суспензии (закачиваемой на этапе б) в концентрации от примерно 0,1 мл/л до примерно 50 мл/л, в большинстве случаев, от примерно 0,2 мл/л до примерно 20 мл/л. Использование полиэлектролитов и/или их предшественников в концентрации, превышающей описанный интервал, также возможно, но, в случае меньшей концентрации образующийся полиэлектролитный комплекс будет не способен связать все частицы и волокна, а в случае большей концентрации концепция будет невыгодна с экономической точки зрения.
В большинстве случаев, для образования устойчивого полиэлектролитного комплекса (ПЭК) катионные полиэлектролиты и анионные полиэлектролиты смешивают в соотношении, близком к стехиометрическому (по количеству зарядов), или в равных весовых соотношениях.
Поскольку температурный интервал для существования полиэлектролитного комплекса (ПЭК) как основы пробки для изоляции перфораций достаточно широкий, предложенный способ позволяет выполнять операции изоляции при высоких скважинных температурах.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения этап (в) образования деградируемой вязкой фазы предполагает образование полиэлектролитов из их предшественников под действием изменения температуры, рН среды, химической реакцией между предшественником и другим реагентом или их комбинацией. Преимущество такого варианта образования деградируемой вязкой фазы (временной вязкой и прочной пробки) заключается в том, что образование деградируемой вязкой фазы произойдет в требуемый момент времени, Желательно иметь достаточно жидкий (легко транспортируемый) материал, который при доставке к нужному месту приобретет вязкие свойства полиэлектролитного комплекса, необходимые для закупоривания отверстий. Это достигается путем превращения одного незаряженного полимера в ионный полимер (полиэлектролит) в результате химической или физической активации активных групп полимера в скважинных условиях.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения суспензия (закачиваемой на этапе б) дополнительно содержит недеградируемые частицы, выполненные из любого материала, включая керамику, резину, диоксид кремния, карбонаты, песок, пластик, стекло, любой расклинивающий агент, используемый в процессе гидравлического разрыва пласта или комбинации этих частиц.
Материалом для приготовления частиц закупоривающего материала могут комбинации инертных и деградирующих веществ. Примером деградирующих веществ могут быть деградирующие полиэфиры (эфиры полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты), воск, желатин, гидролизованный поливинилацетат, поливиниловый спирт и иные вещества твердые, способные к медленной деградации (в масштабе нескольких часов или суток в зависимости от температуры) в скважинных условиях.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения суспензия (закачиваемая на этапе б) дополнительно содержит агент для замедления или ускорения деградации пробки.
Требуемый (необходимый) временной интервал для существования пробки определяется графиком проведения скважинных операций и зависит от сложности и продолжительности каждой операции, требующей временной изоляции остальных зон скважины. Как показывает практика, для проведения многозональных операций требуется от 24 часов до нескольких суток. Поэтому интервал времени существования пробки согласно изобретению может регулироваться с помощью добавок, ускоряющих или замедляющих деградацию частиц закупоривающего материала. Примером агента-ускорителя может быть, например, кислая или щелочная среда, ускоряющая деградацию полиэфиров, или окислитель. Примером агента-замедлителя может быть, например, любое гидрофобное вещество, покрывающее поверхность деградирующих частиц, что затрудняет контакт частиц с водой. Состав таких добавок известен из практики и понятен среднему специалисту в области обработки скважин.
В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения способ содержит последовательно повторяющиеся этапы (а)-(д) один или много раз для отведения потока жидкости гидравлического разрыва от предьщущих перфорационных интервалов в, по меньшей мере, один следующий перфорационный интервал для создания и распространения трещины гидравлического разрыва, при этом пробки затем разлагаются на этапе (е) за счет деградации нерастворимого материала в течение требуемого времени.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения для снижения концентрации частиц деградируемого материала из состава ПЭК и при этом исключения частиц с размером более, чем 1 мм выбирают определенную очередность загрузки полиэлектролитного комплекса (ПЭК) и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон для образования вязкой и прочной пробки: сначала ПЭК, содержащий только волокна двух видов, затем ПЭК, содержащий и волокна и частицы разных размеров.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Образование пробки из полиэлектролитного комплекса и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон. Пример демонстрирует образование вязкой и прочной пробки на основе полиэлектролитного комплекса типа полиэлектролит-полиэлектролит и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон.
В качестве частиц деградируемого материала были выбраны частицы из полимолочной кислоты (хлопья размером 0,3 мм и шарики с диаметром 1 мм и 2 мм) и волокна двух типов (жесткие и гибкие) из того же материала (ПМК) со средней длиной 6 мм. В качестве исходных материалов для создания полиэлектролитного комплекса выбраны водорастворимые полимеры, анионный сополимер полиакриламида (ПАМ) и катионный полиэтиленимин (ПЭИ) в одинаковых массовых пропорциях. Задача испытаний состояла в получении пробки с самой низкой концентрацией частиц деградируемого материала, которая при этом выдерживает предписанную разницу давлений в экспериментальной ячейке с щелевидным каналом (симулирующий вход в трещину гидроразрыва).
При приготовлении полиэлектролитного комплекса все компоненты смешивались с помощью верхнеприводной мешалки в следующем порядке. К 300 мл водопроводной воды добавляли анионный полиэлектролит (ПАМ), затем добавляли волокна из ПМК одного или двух видов, далее добавляли полимерные частицы (из ПМК) различного размера и интенсивно перемешивали полученную суспензию, в конце добавляли катионный полиэлектролит (ПЭИ). Полученную суспензию перемешивали до формирования вязкой фазы полиэлектролитного комплекса (ПЭК). Все волокна и частицы были связаны внутри вязкой фазы (ПЭК).
Полученный ПЭК помещали с испытательную ячейку, имеющую сквозную щель с шириной 4 мм, а затем к ячейке прикладывали постоянное дифференциальное давление 0,7 МПа. После испытаний экспериментальную ячейку разбирали, и визуально оценивали образование пробки, закупоривающую щель.
Результаты экспериментов по влиянию концентраций используемых компонентов для формирования ПЭК на способность образования закупоривающей пробки представлены в таблице 1. Каждый эксперимент проводился 2-3 раза, формирование стабильной пробки во всех случаях отмечено как «пробка», образование пробки не во всех случаях или частичное закупоривание щели отмечено как «частично успешно». Из представленных результатов видно, что при использовании волокон и частиц нескольких типов происходит надежное формирование закупоривающей щель пробки. Полученная пробка оставалась стабильной при дифференциальном давлении вплоть до 3,5 МПа.
Таблица 1. Влияние концентраций используемых компонентов для формирования ПЭК на способность образования закупоривающей пробки.
Волокна Волокна Частицы ПМК, г/л Образование
ПАМ пэи первого второго закупоривающей
Тест
мл/л мл/л типа, типа, 2 1 0,3 пробки (на щели г/л г/л мм мм мм шириной 4 мм)
Частично
1 7 7 6 - 60 60 - успешно
Частично
2 7 7 6 - 30 30 - успешно
Частично
3 7 7 12 - 30 30 - успешно
4 5 5 6 - 90 90 - Пробка
5 5 5 6 - 60 60 - Пробка
Частично
6 5 5 6 - 50 50 - успешно 7 5 5 9 1,8 90 30 90 Пробка
8 5 5 6 3,6 200 0 90 Пробка
9 5 5 3 5,4 30 30 0 Пробка
10 5 5 3 5,4 0 60 60 Пробка
Частично
11 5 5 3 5,4 0 30 30
успешно
Очевидно, что при более высоких концентрациях деградируемого материала (в пределах заявленных в пунктах формулы) формирование пробки будет еще более успешным. Дальнейшее увеличение концентрации частиц ПМК вплоть до 1200 г/л приведет к увеличению качества образованной пробки. Концентрация частиц ПМК свыше 1200 г/л покажет аналогичный тренд, однако закачка такой высокой концентрации будет чрезвычайно сложна с точки зрения оборудования на поверхности.
Также, увеличение размеров частиц ПМК вплоть до 7 мм позволит образовывать пробки в щели более широкой чем 4 мм. Дальнейшее увеличение размеров ПМК также сохранит описанный тренд, однако их закачка будет чрезвычайно сложна с точки зрения оборудования на поверхности.
Пример 2. Образование пробки из полиэлектролитного комплекса и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон.
Пример демонстрирует образование вязкой и прочной пробки на основе полиэлектролитного комплекса типа полиэлектролит-полиэлектролит и деградируемого материала (состоящего из частиц разных диаметров и волокон).
В данном примере образование закупоривающей пробки проводили в две стадии. Сначала в ячейку загружали ПЭК, содержащий только волокна из ПМК размером 6 мм двух типов: жесткие и гибкие. Затем в ячейку загружали ПЭК, содержащий и волокна и частицы из ПМК разных размеров. После чего ячейку разбирали и визуально оценивали образование пробки, закупоривающую щель. Полиэлектролитные комплексы для обоих стадий готовились аналогично методу, описанному в Примере 1.
Полученные результаты представлены в Таблице 2. Из таблицы видно, что используя вышеописанную последовательность формирования пробки удается существенно снизить концентрацию частиц ПМК из состава ПЭК и исключить частицы с размером более, чем 1 мм. Полученный результат объясняется следующим. На первой стадии ПЭК, содержащий только волокна, образует непрочный проницаемый слой, закупоривающий щель. На второй стадии, ПЭК, содержащий и волокна и частицы, образует прочную и непроницаемую пробку, закупоривающую щель. Полученная пробка оставалась стабильной при дифференциальном давлении вплоть до 3,5 МПа.
Таблица 2. Влияние концентраций используемых компонентов для формирования ПЭК на способность образования закупоривающей пробки.
Figure imgf000017_0001
Пример 3. Образование пробки из полиэлектролитного комплекса и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон, а также недеградируемых частиц.
Пример демонстрирует образование вязкой и прочной пробки на основе полиэлектролитного комплекса типа полиэлектролит-полиэлектролит, деградируемого материала (состоящего из частиц разных диаметров и волокон) и недеградируемых частиц.
В качестве частиц деградируемого материала были выбраны частицы из полимолочной кислоты (хлопья размером 0,3 мм и шарики с диаметром 1 мм и 2 мм) и волокна двух типов из того же материала (ПМК) со средней длиной 6 мм. В качестве недеградируемых частиц был выбран песок с размером частиц 0,15 мм. В качестве исходных материалов для создания полиэлектролитного комплекса выбраны водорастворимые полимеры анионный сополимер полиакриламида (ПАМ) и катионный полиэтиленимин (ПЭИ) в одинаковых массовых пропорциях.
При приготовлении полиэлектролитного комплекса все компоненты смешивались с помощью верхнеприводной мешалки в следующем порядке. К 300 мл водопроводной воды добавляли анионный полиэлектролит ПАМ, затем добавляли волокна из ПМК одного или двух видов, далее добавляли полимерные частицы (из ПМК) различного размера, далее добавляли песок и интенсивно перемешивали полученную суспензию, в конце добавляли катионный полиэлетролит ПЭИ. Полученную суспензию перемешивали до формирования вязкой фазы полиэлектролитного комплекса (ПЭК). Все волокна, частицы деградируемого материала и песок были связаны внутри вязкой фазы ПЭК.
Для формирования ПЭК в данном эксперименте использовали состав, представленный в таблице 1, эксперимент 10. Песок добавляли в концентрации 120 г/л. Полученный ПЭК загружали в ячейку и тестировали согласно процедуре, описанной в Примере 1. В результате эксперимента происходило формирование закупоривающей щель пробки. Полученная пробка оставалась стабильной при дифференциальном давлении вплоть до 3,5 МПа.
Пример 4. Образование пробки из полиэлектролитного комплекса, типа полиэлектролит-сурфактант, и деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон. Пример демонстрирует образование вязкой и прочной пробки на основе полиэлектролитного комплекса типа полиэлектролит-сурфактант и частиц деградируемого материала, состоящего из частиц разных диаметров и волокон.
В качестве частиц деградируемого материала были выбраны частицы из полимолочной кислоты (хлопья размером 0,3 мм и шарики с диаметром 1 мм и 2 мм) и волокна двух типов из того же материала (ПМК) со средней длиной 6 мм. В качестве исходных материалов для создания полиэлектролитного комплекса выбраны водорастворимые полимеры анионный сополимер полиакриламида (ПАМ) и катионный сурфактант на основе четвертичной аммониевой соли в одинаковых массовых пропорциях.
При приготовлении полиэлектролитного комплекса все компоненты смешивались с помощью верхнеприводной мешалки в следующем порядке. К 300 мл водопроводной воды добавляли анионный полиэлектролит ПАМ, затем добавляли волокна из ПМК одного или двух видов, далее добавляли полимерные частицы (из ПМК) различного размера и интенсивно перемешивали полученную суспензию, в конце добавляли катионный сурфактант. Полученную суспензию перемешивали до формирования вязкой фазы полиэлектролитного комплекса (ПЭК). Все волокна и частицы были связаны внутри вязкой фазы ПЭК. Для формирования ПЭК в данном эксперименте использовали состав, представленный в таблице 1, эксперимент 10. Вместо ПЕИ использовали катионный сурфактант. Полученный ПЭК загружали в ячейку и тестировали согласно процедуре, описанной в Примере 1. В результате эксперимента происходило формирование закупоривающей щель пробки. Полученная пробка оставалась стабильной при дифференциальном давлении вплоть до 3,5 МПа.
Пример 5. Деградация сформированной пробки при повышенной температуре.
Пример демонстрирует деградацию ПЭК, использующийся для формирования пробки, при повышенной температуре. Для формирования ПЭК в данном эксперименте использовали состав, представленный в таблице 1, эксперимент 10. При смешении всех компонентов в суспензию добавляли ускоряющий деградацию агент на основе персульфата аммония в концентрации 0,6 г/л или 0,12 г/л. Полученный ПЭК помещали в печь и выдерживали при температуре 80°С. Деградацию фазы полиэлектролитного комплекса оценивали визуально в течение первых нескольких часов. Деградацию частиц и волокон из ПМК оценивали по потере массы с течение времени.
В случае концентрации ускоряющего деградацию агента 0,6 г/л полная деградация фазы полиэлектролитного комплекса наблюдалась в течение 8 часов. В случае концентрации ускоряющего деградацию агента 0,12 г/л полная деградация фазы полиэлектролитного комплекса наблюдалась в течение 4 часов. Деградация волокон из ПМК и частиц из ПМК в обоих случаях составляла 70% по массе в течение 3 недель, что соответствует деградации полимолочной кислоты.
При более высокой температуре деградация фазы полиэлектролитного комплекса, а также волокон и частиц из ПМК, происходит существенно быстрее. При более низкой температуре деградация фазы полиэлектролитного комплекса, а также волокон и частиц из ПМК, происходит значительно медленнее. Данный пример демонстрирует, что зная температуру скважины и варьируя концентрацию ускоряющего деградацию агента, мы можем добиться желаемой скорости деградации закупоривающей пробки.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше варианты и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов, содержащий следующие этапы:
а) закачивание жидкости гидравлического разрыва в скважину, содержащую множество перфорационных интервалов для создания и распространения трещины гидравлического разрыва в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов;
б) закачивание в скважину суспензии, содержащей нерастворимый деградируемый материал и противоположно заряженные полиэлектролиты и/или их предшественники;
в) образование деградируемой вязкой фазы из противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников, несмешиваемой с жидкостью гидравлического разрыва;
г) образование деградируемой пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины;
д) отведение потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал;
е) деградацию пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины в течение требуемого времени.
2. Способ по п.1, в котором нерастворимый деградируемый материал представляет собой волокна и/или частицы.
3. Способ по пп.1 или 2, в котором частицы нерастворимого деградируемого материала имеют размер от примерно 0,1 мм до примерно 7,0 мм, в большинстве случаев, от примерно 0,1 мм до примерно 2 мм.
4. Способ по пп.1 или 2, в котором частицы нерастворимого деградируемого материала присутствуют в указанной суспензии в концентрации от примерно 1,2 г/л до примерно 1200 г/л, в большинстве случаев, от примерно 6 г/л до примерно 240 г/л.
5. Способ по пп.1 или 2, в котором волокна нерастворимого деградируемого материала имеют длину от примерно 2,0 мм до примерно 8,0 мм.
6. Способ по пп.1 или 2, в котором волокна нерастворимого деградируемого материала присутствуют в суспензии в концентрации от примерно 1,2 г/л до примерно 24 г/л, в большинстве случаев, от примерно 6 г/л до примерно 12 г/л.
7. Способ по п.1, в котором нерастворимый деградируемый материал содержит полимер, выбранный из группы, включающей замещенные и незамещенные лактиды, гликолиды; полимолочную кислоту; полигликолевую кислоту; сополимеры полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты; сополимеры молочной кислоты с другими кислотами, содержащими гидроксильную-, карбоксильную- или гидроксикарбоксильную-группы; сополимеры гликолевой кислоты с другими кислотами, содержащими гидроксильную-, карбоксильную- или гидроксикарбоксильную-группы; их производные или комбинации.
8. Способ по п.1, в котором противоположно заряженные полиэлектролиты представлены, по меньшей мере, одним анионным полимером и, по меньшей мере, одним катионным полимером.
9. Способ по пп.1 или 8, в котором анионный(е) полимер(ы) выбран(ы) из группы, включающей карбоксиметилированный гуар и целлюлозу, ксантан, каррагинан, лигносульфонат, полиакриловую кислоту, полиакриламиды, их предшественники и их производные.
10. Способ по пп.1 или 8, в котором катионный(е) полимер(ы) выбран(ы) из группы, включающей сополимеры полиакриалмидов, такие как диаллилдиметиламмоний хлорид (ДАДМАК) и другие четвертичные мономеры аммония, поливинил пирролидон, полиэтиленимин, хитозан, желатин и другие полипептиды, их предшественники и их производные.
11. Способ по п.1, в котором полиэлектролиты и/или их предшественники присутствует в указанной суспензии в концентрации от примерно 0,1 мл/л до примерно 50 мл/л, в большинстве случаев, от примерно 0,2 мл/л до примерно 20 мл/л.
12. Способ по п.1, в котором этап (в) образования деградируемой вязкой фазы предполагает образование полиэлектролитов из их предшественников под действием изменения температуры, рН среды, химической реакцией между предшественником и другим реагентом или их комбинацией.
13. Способ по п.1, в котором суспензия дополнительно содержит недеградируемые частицы, выполненные из любого материала, включая керамику, резину, диоксид кремния, карбонаты, песок, пластик, стекло, любой расклинивающий агент, используемый в процессе гидравлического разрыва пласта или комбинации этих частиц.
14. Способ по п.1 , в котором суспензия дополнительно содержит агент для замедления или ускорения деградации пробки.
15. Способ по п.1, который содержит последовательно повторяющиеся этапы (а)-(д) один или много раз для отведения потока жидкости гидравлического разрыва от предыдущих перфорационных интервалов в, по меньшей мере, один следующий перфорационный интервал для создания и распространения трещины гидравлического разрыва, при этом пробки затем разлагаются на этапе (е) за счет деградации нерастворимого материала.
16. Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов, содержащий следующие этапы:
а) закачивание жидкости гидравлического разрыва в скважину, содержащую множество перфорационных интервалов для создания и распространения трещины гидравлического разрыва в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов;
б) закачивание в скважину суспензии, содержащей нерастворимый деградируемый материал, заряженный сурфактант и противоположно заряженный ему полиэлектролит и/или его предшественник;
в) образование деградируемой вязкой фазы из противоположно заряженных полиэлектролитов и/или их предшественников, несмешиваемой с жидкостью гидравлического разрыва;
г) образование деградируемой пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины;
д) отведение потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал.
17. Способ по п.16, в котором заряженный сурфактант представлен, по меньшей мере, одним анионным сурфактантом или, по меньшей мере, одним катионным сурфактантом.
18. Способ по п.16, в котором анионный или катионный сурфактант присутствует в суспензии в концентрации от примерно 0,1 мл/л до примерно 50 мл/л, в большинстве случаев, от примерно 0,2 мл/л до примерно 20 мл/л.
19. Способ по п.16, который дополнительно содержит деградацию пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины.
20. Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов, содержащий следующие этапы:
а) закачивание жидкости гидравлического разрыва в скважину, содержащую множество перфорационных интервалов для создания и распространения трещины гидравлического разрыва в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов;
б) закачивание в скважину суспензии, содержащей нерастворимый деградируемый материал и противоположнозаряженные полиэлектролиты и/или их предшественники;
в) образование деградируемой вязкой фазы из противоположнозаряженных полиэлектролитов и/или их предшественников, несмешиваемой с жидкостью гидравлического разрыва;
г) образование деградируемой пробки в, по меньшей мере, одном из перфорационных интервалов, трещине, стволе скважины;
д) отведение потока жидкости гидравлического разрыва в следующий перфорационный интервал.
PCT/RU2015/000210 2015-04-03 2015-04-03 Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты) Ceased WO2016159816A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/563,965 US20180135399A1 (en) 2015-04-03 2015-04-03 A method for treating wells with a plurality of perforated intervals (variants)
PCT/RU2015/000210 WO2016159816A1 (ru) 2015-04-03 2015-04-03 Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2015/000210 WO2016159816A1 (ru) 2015-04-03 2015-04-03 Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016159816A1 true WO2016159816A1 (ru) 2016-10-06

Family

ID=57006204

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000210 Ceased WO2016159816A1 (ru) 2015-04-03 2015-04-03 Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты)

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20180135399A1 (ru)
WO (1) WO2016159816A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107420081A (zh) * 2017-09-08 2017-12-01 中国石油天然气股份有限公司 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法
EP4237654A4 (en) * 2020-11-02 2024-07-10 Schlumberger Technology B.V. PROCEDURE FOR CONTROLLING FLUID LOSS WITH TWO TREATMENT FLUIDS

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US11981865B2 (en) 2019-10-18 2024-05-14 Schlumberger Technology Corporation In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing
CN112552889A (zh) * 2020-11-16 2021-03-26 西安石油大油气科技有限公司 一种自清洁或自降解暂堵剂及其制备方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080093073A1 (en) * 2006-10-24 2008-04-24 Oscar Bustos Degradable Material Assisted Diversion
WO2011081549A1 (en) * 2009-12-31 2011-07-07 Schlumberger Holdings Limited Proppant placement
WO2012064213A1 (en) * 2010-11-12 2012-05-18 Schlumberger Canada Limited Method to enhance fiber bridging
US20130056213A1 (en) * 2010-04-27 2013-03-07 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous Proppant Placement

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080093073A1 (en) * 2006-10-24 2008-04-24 Oscar Bustos Degradable Material Assisted Diversion
WO2011081549A1 (en) * 2009-12-31 2011-07-07 Schlumberger Holdings Limited Proppant placement
US20130056213A1 (en) * 2010-04-27 2013-03-07 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous Proppant Placement
WO2012064213A1 (en) * 2010-11-12 2012-05-18 Schlumberger Canada Limited Method to enhance fiber bridging

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107420081A (zh) * 2017-09-08 2017-12-01 中国石油天然气股份有限公司 一种实现致密非均质储层有效分压的压裂方法
EP4237654A4 (en) * 2020-11-02 2024-07-10 Schlumberger Technology B.V. PROCEDURE FOR CONTROLLING FLUID LOSS WITH TWO TREATMENT FLUIDS

Also Published As

Publication number Publication date
US20180135399A1 (en) 2018-05-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2544943C2 (ru) Неоднородное размещение расклинивающего агента
US7897545B2 (en) Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations
US10626321B2 (en) Microbubbles for heat and/or gas generation in subterranean formations
CN103249909B (zh) 增强纤维衔接的方法
US10301917B2 (en) Microbubbles for treatment chemical delivery in subterranean formations
US20130161003A1 (en) Proppant placement
WO2000075486A1 (en) The use of encapsulated acid in acid fracturing treatments
US20150315886A1 (en) Well treatment with high solids content fluids
WO2016159816A1 (ru) Способ обработки скважины с множеством перфорационных интервалов (варианты)
WO2015160277A1 (en) Treatment fluid
US20080190610A1 (en) Fracture Clean up Method
WO2013176826A1 (en) Degradable polymer and legume particulates for well treatment
EP3577193A1 (en) Nanosilica dispersion well treatment fluid
CA3018711C (en) Treatments in subterranean formations using degradable polymers in organic solvents
US6579909B1 (en) Method for preparing microgels of controlled size
Johnson et al. Effects of divalent cations, seawater, and formation brine on positively charged polyethylenimine/dextran sulfate/chromium (III) polyelectrolyte complexes and partially hydrolyzed polyacrylamide/chromium (III) gelation
US12043791B2 (en) Method for fluid loss control with two treatment fluids
RU2256787C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах
US10344205B2 (en) Systems and methods for breaking friction reducers in-situ
EP3535343A1 (en) Controlling gel times of remedial aqueous resin compositions for sealing off flow channels
CA1102030A (en) Process for the treatment of aqueous solutions of partially hydrolyzed polyacrylamides
US20110100625A1 (en) Method for forming an isolating plug
AU2010222709B2 (en) Methods of treating a portion of a well with a polymer or polymer system capable of forming a gel that dissolves at a low and high pH

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: 15887914

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15563965

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15887914

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1