WO2017188842A1 - Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта Download PDFInfo
- Publication number
- WO2017188842A1 WO2017188842A1 PCT/RU2016/000260 RU2016000260W WO2017188842A1 WO 2017188842 A1 WO2017188842 A1 WO 2017188842A1 RU 2016000260 W RU2016000260 W RU 2016000260W WO 2017188842 A1 WO2017188842 A1 WO 2017188842A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- proppant
- component adhesive
- component
- adhesive
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims abstract description 118
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims abstract description 118
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 91
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 14
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 33
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- 239000004820 Pressure-sensitive adhesive Substances 0.000 claims description 29
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 26
- 239000002775 capsule Substances 0.000 claims description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 14
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 14
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 9
- IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N bisphenol A Chemical compound C=1C=C(O)C=CC=1C(C)(C)C1=CC=C(O)C=C1 IISBACLAFKSPIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- PXKLMJQFEQBVLD-UHFFFAOYSA-N bisphenol F Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1CC1=CC=C(O)C=C1 PXKLMJQFEQBVLD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 6
- RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N Abietic-Saeure Natural products C12CCC(C(C)C)=CC2=CCC2C1(C)CCCC2(C)C(O)=O RSWGJHLUYNHPMX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 claims description 5
- 229920000178 Acrylic resin Polymers 0.000 claims description 5
- 239000013032 Hydrocarbon resin Substances 0.000 claims description 5
- KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N Rosin Natural products O(C/C=C/c1ccccc1)[C@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O1 KHPCPRHQVVSZAH-HUOMCSJISA-N 0.000 claims description 5
- PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N Styrene Natural products C=CC1=CC=CC=C1 PPBRXRYQALVLMV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 5
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 5
- DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N but-3-enoic acid;ethene Chemical compound C=C.OC(=O)CC=C DQXBYHZEEUGOBF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920005549 butyl rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 5
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 5
- 239000005038 ethylene vinyl acetate Substances 0.000 claims description 5
- 229920006270 hydrocarbon resin Polymers 0.000 claims description 5
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 5
- 229920001200 poly(ethylene-vinyl acetate) Polymers 0.000 claims description 5
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 claims description 5
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 5
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims description 5
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims description 5
- KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N trans-cinnamyl beta-D-glucopyranoside Natural products OC1C(O)C(O)C(CO)OC1OCC=CC1=CC=CC=C1 KHPCPRHQVVSZAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N Epichlorohydrin Chemical compound ClCC1CO1 BRLQWZUYTZBJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000008065 acid anhydrides Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000002989 phenols Chemical class 0.000 claims description 4
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 abstract 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 10
- 229920006130 high-performance polyamide Polymers 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000004040 coloring Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004026 adhesive bonding Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005538 encapsulation Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229920006223 adhesive resin Polymers 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012784 inorganic fiber Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09J—ADHESIVES; NON-MECHANICAL ASPECTS OF ADHESIVE PROCESSES IN GENERAL; ADHESIVE PROCESSES NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE; USE OF MATERIALS AS ADHESIVES
- C09J4/00—Adhesives based on organic non-macromolecular compounds having at least one polymerisable carbon-to-carbon unsaturated bond ; adhesives, based on monomers of macromolecular compounds of groups C09J183/00 - C09J183/16
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09J—ADHESIVES; NON-MECHANICAL ASPECTS OF ADHESIVE PROCESSES IN GENERAL; ADHESIVE PROCESSES NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE; USE OF MATERIALS AS ADHESIVES
- C09J7/00—Adhesives in the form of films or foils
- C09J7/30—Adhesives in the form of films or foils characterised by the adhesive composition
- C09J7/38—Pressure-sensitive adhesives [PSA]
- C09J7/381—Pressure-sensitive adhesives [PSA] based on macromolecular compounds obtained by reactions involving only carbon-to-carbon unsaturated bonds
- C09J7/385—Acrylic polymers
-
- 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
- C09K8/84—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
- C09K8/92—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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09J—ADHESIVES; NON-MECHANICAL ASPECTS OF ADHESIVE PROCESSES IN GENERAL; ADHESIVE PROCESSES NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE; USE OF MATERIALS AS ADHESIVES
- C09J133/00—Adhesives based on homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and at least one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides, or nitriles thereof; Adhesives based on derivatives of such polymers
- C09J133/04—Homopolymers or copolymers of esters
Definitions
- a heterogeneous proppant pack is formed when several individual proppant clusters are placed in a crack. This (heterogeneous) packing of individual clusters keeps the crack from closing, while simultaneously forming a network of channels that are completely open to the flow of hydrocarbons.
- Fracture conductivity is a parameter that affects well productivity or injectivity.
- the conductivity is determined by the presence of channels.
- the conductivity of a crack with HPPA is higher than that of a crack without HPPA, while the channels for the movement of hydrocarbons (channels) remain open.
- the quality of the heterogeneous packing of the proppant (RA) is determined by many parameters, such as cluster size and channel width, as well as the resistance of the clusters to external factors - crack closure pressure, entraining force of the fluid flow, etc. There is also the removal of small particles of RA, formed after coloring under the influence of closing pressure, and the rock. All this can be solved by strengthening the clusters through the use of adhesive materials.
- Well productivity is increased by sequentially pumping alternating phases into the wellbore in order to improve the placement of proppant fracturing fluids that differ in their ability to transport proppants agents in the crack, or by the number of proppants delivered.
- Wedged cracks obtained as a result of this process are characterized by the presence of clusters of proppant clusters located along the entire length of the crack. In other words, clusters of solid particles form “islands” that keep the crack open along its entire length and create many channels for the movement of formation fluids.
- US 8,113,283 B2 addresses a method for improving low-quality RA and its subsequent use. Improvement is achieved by coating (at least partially) RA with a water-based tackifier. Such a mixture is made from a water-based tackifier and a water-based liquid.
- the main objective is to provide the possibility of creating a heterogeneous packing of the proppant (proppant), while the present disclosure is aimed at firmly fixing (gluing) the proppant particles at the point of application of the crack closure pressure on the cluster or fixing the proppant particles agent at the outer edge of the cluster. Also, the present disclosure will allow the use of non-standard / low-quality proppants in hydraulic fracturing operations using heterogeneous proppant placement.
- the present disclosure will increase the resistance of bonded proppant clusters to the attracting strength of the flow if these clusters are formed from too fine material, while the bonded cluster has a fluid stability region at a fluid velocity of more than 3 m / s, and will reduce the removal of small particles of proppant (both present in it initially and formed as a result of coloring proppant).
- This disclosure discloses a new approach to designing an HPPA operation for production and injection wells using adhesives to strengthen proppant clusters, used for both horizontal and vertical wells.
- Several options for fracturing methods and a method for producing fluid from a formation intersected by a wellbore are also proposed.
- the approach involves firmly securing proppant particles at the site of application of crack closure pressure to the cluster or securing proppant particles at the outer boundary of the cluster. The result is achieved by at least partially filling the pore space between the particles of the proppant with adhesive and their strong bonding to each other and to the rock.
- a fracturing method intersected by a borehole in which a proppant and a two-component adhesive are provided, the two-component adhesive comprising encapsulated components of a two-component adhesive; carry out pumping into the wellbore of a fracturing fluid that does not contain a proppant, with the formation of a fracture in the formation; injecting a fracturing fluid into the wellbore in a pulsed mode, the pulsed injection mode providing for the presence of at least one fluid injection pulse fracturing medium containing a proppant and encapsulated components of a two-component adhesive and at least one injection pulse of a fracturing fluid not containing a proppant, while the proppant is characterized by at least one of the following properties: resistance to proppant coloration below than rock closure pressure; when a pressure of 20.7 MPa is applied to this proppant, at least 5 wt.% of particles with a size of
- hydraulic fracturing methods in which a proppant and a two-component adhesive are used, the two-component adhesive containing one component of a two-component adhesive in capsule form and a second component of a two-component adhesive in liquid form or a proppant and a two-component adhesive sensitive to pressure, or use a proppant and a two-component adhesive, one component of which is solid phase component.
- Figure 1 presents a General diagram of the implementation of the methods of hydraulic fracturing and a method of producing a fluid.
- FIG. 1 shows a well 100 intersecting an oil and gas bearing formation 101 into which hydraulic fracturing fluid 103 is injected from surface 102, which forms at least one fracture 104.
- the fracturing fluid 103 is injected into the well 100 in a pulsed mode to form a fracture, wherein the pulsed mode provides for injection into the wellbore in a pulsed hydraulic fracturing mode, wherein the pulsed injection mode provides for at least one fracturing fluid injection containing a proppant (RA) and a two-component adhesive and at least one injection pulse of a fracturing fluid not containing a proppant.
- RA proppant
- a two-component adhesive at least one injection pulse of a fracturing fluid not containing a proppant.
- a hydraulic fracturing fluid that does not contain a proppant a pure hydraulic fracturing fluid or hydraulic fracturing fluid with additives that are not classified as a proppant is used.
- proppant clusters 105, 106 and channels 07 are formed in the crack 104 through which fluid 108 is produced from the formation 101 to the surface 102.
- a RA comparable in quality to a non-standard proppant (HP A) or even worse in quality of the RA.
- HP A non-standard proppant
- Such a RA has at least one of the following properties (properties are tested according to ISO 13503-2: 2006 (E)):
- the colorization resistance of this RA is lower than the closure pressure of the rock into which it is pumped.
- the colorization resistance of a RA is the pressure at which no more than 10% by weight of particles are formed with a size smaller than the lower size limit of a given RA.
- At a pressure of 20.7 MPa at least 5% by weight of particles less than 100 microns in size are formed on this RA.
- This RA has a wide size distribution, for example, 10-1000 microns. Roundness and / or roundness less than 0.6, solubility in acid 5-20 wt.%.
- a pressure sensitive adhesive or a two-component adhesive is used to provide chemical interaction between the components of the two-component adhesive.
- Pressure sensitive adhesives are a two-component mixture in which bonds between the mixture and the substrate (rock or PA) are formed when pressure is applied.
- Pressure sensitive adhesives are called sticky polymeric materials that form strong adhesive compounds with substrates of various chemical nature when applied to the film of external pressure adhesive for a short time, which retain its adhesive ability and after the destruction of the connection.
- This is a class of materials characterized by stickiness under operating conditions and different from structural adhesives and adhesives, since the formation of an adhesive compound does not require elevated temperature, solvent removal, and is not accompanied by a change in the chemical nature of the starting polymer.
- a two-component adhesive providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive
- a two-component mixture is used in which bonds within the mixture and between the mixture and the substrate are formed due to chemical interaction between the components of the two-component adhesive (resin and hardener).
- Pressure-sensitive adhesives are an elastomer selected from the group consisting of: acrylic resin, butyl rubber, ethylene-vinyl acetate, nitrile resin, silicone rubber and styrene copolymers, or mixtures thereof; and a tackifying reagent, depending on the elastomer, these can be: esterified rosin, aliphatic, cycloaliphatic and aromatic resins, hydrogenated hydrocarbon resins, terpene-phenolic resins, or mixtures thereof.
- a resin selected from the group consisting of an epoxy resin, a mixture of epichlorohydrin with bisphenol A, bisphenol F or aromatic amines, phenol formaldehyde resin, or mixtures thereof; and a hardener selected from the group consisting of polyfunctional amines, acids and acid anhydrides, phenols, alcohols, thiols, or mixtures thereof.
- Encapsulation of both components pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of a two-component adhesive
- the encapsulated components of a two-component adhesive substance are the encapsulated components of a two-component adhesive substance, the capsules of which are destroyed by the pressure of closing the crack or by dissolving the material of the walls of the capsules.
- PA bonding will occur inside the cluster, while the outer boundary of the cluster will remain un glued, since pressure is practically not applied to the outer boundary of the cluster.
- the concentration of encapsulated pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive is 1-30% by weight of RA.
- the size encapsulated granules should be 0.1-1 mm.
- the shell thickness of the encapsulated granules is 0.01-0.2 mm, the encapsulated granules cannot withstand a pressure of more than 6.9 MPa.
- Encapsulation of one of the reagents pressure sensitive adhesives, or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive
- a component of pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive that provides chemical interaction between the components of the two-component adhesive will be released when the crack closure pressure is applied.
- the second component of pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive is added to the fracturing fluid or to the over-flowing fluid. The bonding of RA will occur both within the cluster and at its outer boundary.
- the concentration of the encapsulated component of pressure-sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive is 1-20% by weight of RA.
- the size of the encapsulated granules is 0.1-1 mm.
- the shell thickness of the encapsulated granules is 0.01-0.2 mm.
- Encapsulated granules do not withstand pressure of more than 6.9 MPa.
- the injection volume of the second component is 20-200% of the volume of the encapsulated component.
- adhesive components are added, sensitive to pressure, fracking fluid or reselling fluid. Activation of pressure sensitive adhesive components will occur during and at the application of the crack closing pressure. RA bonding will occur inside the cluster while the outer boundary of the cluster will remain un glued, since pressure is practically not applied to the outer boundary of the cluster.
- the total concentration of pressure sensitive adhesive components is 1-40% of the fracturing fluid volume.
- one of the components of pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive
- the second component of the two-component adhesive is added by any of the above methods.
- the particle size of the solid component is 0.1-1 mm.
- the concentration of the encapsulated component of pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive is 1-20% by weight of RA.
- the size of the encapsulated granules is 0.1-1 mm. Shell thickness encapsulated granules - 0.01-0.2 mm. Encapsulated granules do not withstand pressure of more than 6.9 MPa. If the second component is added in the liquid phase, then pressure sensitive adhesives can be injected in this way. The injection volume of the second component is 20-200% of the volume of the solid component.
- This method can also be used to delay well completion until the cluster sticks together and the crosslinked fracturing fluid breaks down, which allows either to keep the RA particles in the cluster, or allows the particles to settle to the bottom of the crack, and in this case it is possible to use a very fine RA, up to 50 microns.
- the delivery of the adhesive mixture pressure sensitive adhesives or a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive
- the development is delayed until both conditions are satisfied (cluster bonding and fracture crosslinked fracturing fluid).
- the RA clusters have a closing pressure of at least 7.0 MPa.
- the fracturing or reselling fluid bonding will occur both inside the cluster and at its outer border (for a two-component adhesive, providing chemical interaction between the components of the two-component adhesive).
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)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
Abstract
В настоящем раскрытии предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором: обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество; осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте; вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачивания предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество и; по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающий агент, при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%; обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров.
Description
СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕСТАНДАРТНОГО ПРОППАНТА
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ Настоящее раскрытие относится к области неоднородного размещения расклинивающего агента (НРРА) (проппанта) и является новым подходом к гидравлическому разрыву пласта. Неоднородная упаковка из расклинивающего агента образуется, когда в трещине размещаются несколько отдельных кластеров из расклинивающего агента. Такая (неоднородная) упаковка из отдельных кластеров удерживает трещину от смыкания, одновременно формируя сеть каналов, полностью открытых для тока углеводородов.
Проводимость трещины является параметром, который влияет на производительность скважины или ее приемистость. Для трещины с НРРА проводимость определяется наличием каналов. Проводимость трещины с НРРА выше, чем у трещины без НРРА, пока протоки для движения углеводородов (каналы) остаются открытыми.
Качество неоднородной упаковки расклинивающего агента (РА) определятся многими параметрами, такими как размер кластеров и ширина каналов, а также устойчивость кластеров к воздействию внешних факторов - давления закрытия трещины, влекущая сила потока жидкости и т.д. Также существует вынос мелких частиц РА, образовавшихся после раскрашивания под воздействием давления закрытия, и породы. Это все может быть решено за счёт укрепления кластеров посредством применения клейких материалов. ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В патенте N° US 6,776,235 «Способ гидроразрыва», поданном компанией «Шлюмберже» 23 июля 2002 года, раскрывается способ и средства оптимизации проводимости трещины. Продуктивность скважины увеличивается путем последовательной закачки чередующимися фазами в ствол скважины в целях улучшения размещения расклинивающего агента жидкостей для гидроразрыва, различающихся либо по своей способности транспортировать расклинивающие
агенты в трещину, либо по количеству доставляемых расклинивающих агентов. Полученные в результате такого процесса расклиненные трещины характеризуются наличием скоплений кластеров расклинивающего агента, расположенных по всей длине трещины. Другими словами, кластеры твердых частиц образуют «островки», которые держат трещину открытой по всей ее длине и создают множество каналов для движения пластовых жидкостей.
В заявке на патент Na US 2008135242 «Неоднородное размещение в трещине расклинивающего агента с удаляемым каналообразующим наполнителем», поданной компанией «Шлюмберже» 8 декабря 2006 года, (патент No US 7,581,590 (В2), патент jV° US 8,066,068 (В2), раскрывается способ, включающий в себя закачку через ствол скважины в трещину жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и каналообразующий материал-наполнитель, называемый «канал ообразователь»; неоднородное размещение расклинивающего агента в трещине в виде множества кластеров или островков агента, отделенных друг от друга канал ообразовател ем; а также удаление каналообразующего материала-наполнителя и создания открытых каналов вокруг расклинивающих стержней для обеспечения притока жидкости из пласта через трещину в ствол скважины.
В решении US 5,582,249 А описывается использование покрытого клейкого материала в смеси с РА для ГРП и прочих методов обработки пласта, при котором уменьшается вынос частиц РА и породы и стабилизируется РА в пласте/трещине. Как покрытые материалы рассматриваются стеклянные и керамические волокна, производные полиолефинов, полиамидов, поливинилов и целлюлозы в виде частиц, волокон, лент или хлопьев.
В решении US 8,113,283 В2 рассматривается способ улучшения низкокачественного РА и его последующего использования. Улучшение достигается путем покрытия (хотя бы частичного) РА смесью, придающей липкость, на водной основе. Такая смесь выполнена из вещества, придающего липкость, на водной основе и жидкости на водной основе.
В решении PCT/RU2015/000129 описаны различные методы упрочнения кластеров РА и увеличение их срока службы. Решение подразумевает как раздельное использование данных методов, так и их комбинирование для
достижения лучшего размещения, упрочнения и сопротивляемости к выносу расклинивающего агента.
В решении WO/2016/003303 описаны различные методы упрочнения кластеров с использованием органических или неорганических волокон, предотвращающее расползание кластеров расклинивающего агента под действием давления породы.
В решениях, известных из уровня техники, основной задачей является обеспечение возможности создания гетерогенной упаковки расклинивающего агента (проппанта), в то время как настоящее раскрытие направлено на прочное закрепление (склеивание) частиц расклинивающего агента в месте приложения давления закрытия трещины на кластер или закрепление частиц расклинивающего агента на внешней границе кластера. Также, настоящее раскрытие позволит использовать нестандартный/низкокачественны расклинивающего агента в операциях по гидроразрыву пласта с использованием неоднородного размещения расклинивающего агента. Более того, настоящее раскрытие позволит увеличить устойчивость склеенных кластеров расклинивающего агента к влекущей силе потока, если эти кластеры сформированы из слишком мелкого материала, при этом склеенный кластер имеет область стабильности по потоку флюида при скорости флюида более 3 м/сек, и позволит снизить вынос мелких частиц расклинивающего агента (как присутствующих в нем изначально, так и образованный вследствие раскрашивания расклинивающего агента).
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании механизма увеличения срока эксплуатации скважины за счет увеличения устойчивости кластеров расклинивающего агента к влекущей силе потока, в снижении выноса мелких частиц расклинивающего агента, прочного закрепления частиц расклинивающего агента в месте приложения давления закрытия трещины на кластер или закрепление частиц расклинивающего агента на внешней границе кластера, использования нестандартного/низкокачественного расклинивающего агента в операциях по гидроразрыву пласта с использованием неоднородного размещения расклинивающего агента.
СУЩНОСТЬ
В настоящем раскрытии раскрывается новый подход к проектированию операций по НРРА для добывающих и нагнетательных скважин с использованием клейких веществ для упрочнения кластеров расклинивающего агента, используемый как для горизонтальных, так и вертикальных скважин. Также предложены несколько вариантов способов гидроразрыва пласта и способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины. Подход подразумевает прочное закрепление частиц расклинивающего агента в месте приложения давления закрытия трещины на кластер или закрепление частиц расклинивающего агента на внешней границе кластера. Результат достигается за счет хотя бы частичного заполнения клейким веществом порового пространства между частицами расклинивающего агента и их прочного скрепления друг с другом и с породой. В том числе данный подход разработан для технологии неоднородного размещения расклинивающего агента с нестандартными свойствами, которая позволяет использовать нестандартный/низкокачественны расклинивающего агента (HP А) в операциях по НРРА. Тем не менее, даже эта технология ограничена спецификацией HP А, в частности интервалом размеров гранул НРА - 10-1000 мкм. Такое ограничение связано с низкой устойчивость кластеров НРА (и расклинивающего агента) к влекущей силе потока, если они сформированы из слишком мелкого материала. Еще одним техническим моментом, с которым стараются справиться, является вынос мелких частиц расклинивающего агента (как присутствующих в нем изначально, так и образованный вследствие раскрашивания.). В соответствии с одним вариантом настоящего раскрытия предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, причем двухкомпонентное клейкое вещество включает в себя капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества; осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте; вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей
среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающего агента, при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%; и обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров, удерживающих трещину от смыкания и формирующих сеть каналов, открытых для тока флюидов.
Также предложены варианты способа гидроразрыва пласта, в которых используют расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, причем двухкомпонентное клейкое вещество содержит один компонент двухкомпонентного клейкого вещества в капсулированном виде и второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде или используют расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, чувствительное к давлению, или используют расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, одним компонентом которого является твердофазный компонент.
Также предложен способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии со способом гидроразрыва пласта по любому из вариантов способов гидроразрыва пласта, в котором при закачке текучей среды гидроразрыва в импульсном режиме используют текучую среду гидроразрыва, представляющую собой сшитую жидкость гидроразрыва; обеспечивают канал добычи текучей среды на поверхность; вводят деструктор, предназначенный для понижения вязкости сшитой текучей среды гидроразрыва и обеспечивают задержку начала добычи текучей среды пласта для обеспечения склеивания кластера и снижения вязкости текучей среды гидроразрыва; а затем добывают текучую среду из пласта
б посредством канала добычи.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 представлена общая схема осуществления вариантов способов гидроразрыва пласта и способа добычи текучей среды.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В соответствии с предложенной методикой на Фиг.1 представлена скважина 100, пересекающая нефтегазоносный пласт 101, в которую с поверхности 102 нагнетается жидкость 103 гидроразрыва, которая формирует, по меньшей мере, одну трещину 104.
Затем жидкость 103 гидроразрыва нагнетают в скважину 100 в импульсном режиме для формирования трещины, причем импульсный режим предусматривает наличие закачки в ствол скважины в импульсном режиме текучей среды гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент (РА) и двухкомпонентное клейкое вещество и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающий агент. В качестве жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент используется чистая жидкость гидроразрыва, либо жидкость гидроразрыва с добавками, которые не относятся к расклинивающему агенту.
Посредством применения импульсного режима закачки жидкости гидроразрыва в трещине 104 формируются кластеры 105, 106 расклинивающего агента и каналы 07, через которые осуществляют добычу текучей среды 108 из пласта 101 на поверхность 102.
В настоящем раскрытии обеспечена возможность использования РА, сравнимого по качеству с нестандартным расклинивающим агентом (HP А) или даже худшего по качеству РА. Такой РА обладает как минимум одним из нижеперечисленных свойств (свойства тестируются согласно стандарту ISO 13503-2:2006(Е)):
Сопротивление раскрашиванию данного РА ниже, чем давление закрытия породы, в которую он закачивается. Сопротивление раскрашиванию РА - это давление, при котором образуется не более 10 вес.% частиц размером меньше, чем нижний предел по размерам данного РА. При давлении 20,7 МПа на данный РА образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм. Данный РА имеет широкое распределение по размерам, например, 10-1000 мкм. Округлость и/или окатанность менее 0,6, растворимость в кислоте 5-20 вес.%.
В качестве двухкомпонентного клейкого вещества используют адгезив, чувствительный к давлению, или двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
Настоящий подход подразумевает использование адгезивов, чувствительных к давлению или двухкомпонентных эпоксидных смол. Адгезивы, чувствительные к давлению представляют собой двухкомпонентную смесь, в которой связи между смесью и субстратом (породой или РА) образуются при приложении давления. Адгезивами, чувствительными к давлению, называют липкие полимерные материалы, образующие прочные адгезионные соединения с субстратами различной химической природы при приложении к пленке адгезива внешнего давления в течение непродолжительного времени, которые сохраняют
свою клеящую способность и после разрушения соединения. Это класс материалов, характеризующийся липкостью в условиях эксплуатации и отличающийся от конструкционных адгезивов и клеев, поскольку формирование адгезионного соединения не требует повышенной температуры, удаления растворителя, и не сопровождается изменением химической природы исходного полимера.
В качестве двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, используют двухкомпонентную смесь, в которой связи внутри смеси и между смесью и субстратом образуются вследствие химического взаимодействия между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества (смолы и отвердителя).
Неограничивающие примеры подобных соединений приведены ниже: Адгезивы, чувствительные к давлению, представляют собой эластомер, выбранный из группы, содержащей: акриловую смолу, бутиловую резину, этилен- винилацетат, нитриловую смолу, силиконовую резину и сополимеры стирола, или их смеси; и реагента придающего клейкость, в зависимости от эластомера это могут быть: этерифицированная канифоль, алифатические, циклоалифатические и ароматические смолы, гидрированные углеводородные смолы, терпен-фенольные смолы или их смеси.
В качестве двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, используют смолу, выбранную из группы, содержащей эпоксидную смолу, смесь эпихлоргидрина с бисфенолом А, бисфенолом F или
ароматическими аминами, фенолформальдегидную смолу, или их смеси; и отвердитель, выбранный из группы, содержащей полифункциональные амины, кислоты и ангидриды кислот, фенолы, спирты, тиолы, или их смеси.
Для осуществления операций с использованием данного раскрытия предусматривается использование типичной технологии для НРРА - HiWAY™ - импульсная закачка РА, при которой поочередно закачиваются импульсы чистой жидкости гидроразрыва и жидкости, содержащей РА.
Возможно несколько вариантов осуществления подхода, описанного в данном описании.
Капсулирование обоих компонентов (адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества) и смешивание их с РА на поверхности с последующей закачкой. Капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества представляют собой капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества, капсулы которых разрушаются давлением закрытия трещины или растворением материала стенок капсул.
Склеивание РА будет происходить внутри кластера, в то время как внешняя граница кластера останется не склеенной, так как к внешней границе кластера практически не прилагается давление.
В этом варианте осуществления концентрация капсулированных адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, составляет 1-30% от массы РА. Размер
капсулированных гранул должен быть 0,1-1 мм. Толщина оболочки капсулированных гранул составляет 0,01-0,2 мм, капсулированные гранулы не выдерживают давление более 6,9 МПа.
Капсулирование одного из реагентов (адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества) и смешивание их с РА на поверхности с последующей закачкой. Компонент адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, будет высвобожден в момент приложения давления закрытия трещины. Второй компонент адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества добавляется в жидкость гидроразрыва или в жидкость перепро давки. Склеивание РА будет происходить как внутри кластера, так и на его внешней границе. В этом случае концентрация капсулированного компонента адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, составляет 1-20% от массы РА. Размер капсулированных гранул - 0,1-1 мм. Толщина оболочки капсулированных гранул - 0,01-0,2 мм. Капсулированные гранулы не выдерживают давление более 6,9 МПа. Объем закачки второго компонента - 20-200% от объема капсулированного компонента.
В другом варианте осуществления добавляют компоненты адгезивов,
чувствительных к давлению, в жидкость гидроразрыва или в жидкость перепродавки. Активация компонентов адгезивов, чувствительных к давлению, будет происходить во время и в местах приложения давления закрытия трещины. Склеивание РА будет происходить внутри кластера в то время как внешняя граница кластера останется не склеенной, так как к внешней границе кластера практически не прилагается давление.
В этом варианте осуществления суммарная концентрация компонентов адгезивов, чувствительных к давлению, составляет 1-40% от объема жидкости гидроразрыва.
В том случае, если один из компонентов адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, является твердым, то он может быть добавлен к РА перед закачкой. Второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества добавляется любым из вышеописанных способов. Концентрация твердого компонента адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.1-20% от массы РА. Размер частиц твердого компонента - 0,1-1 мм.
Если второй компонент капсулирован, то концентрация капсулированного компонента адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, составляет 1-20% от массы РА. Размер капсулированных гранул составляет 0,1 -1 мм. Толщина оболочки
капсулированных гранул - 0,01-0,2 мм. Капсулированные гранулы не выдерживают давление более 6,9 Мпа. Если второй компонент добавляется в жидкой фазе, то адгезивы, чувствительные к давлению, могут быть закачана таким способом. Объем закачки второго компонента - 20-200% от объема твердого компонента.
Данный способ также может использоваться при задержке отработки скважины до момента склеивания кластера и разрушения сшитой жидкости гидроразрыва, что позволяет либо удерживать частицы РА в кластере, либо дает частицам возможность осесть на дно трещины, и в этом случае возможно использование особо мелкого РА, вплоть до 50 мкм. Доставка склеивающей смеси (адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества) может быть осуществлена любым из способов, перечисленных выше. Отработка задерживается до момента пока оба условия не удовлетворены (склеивание кластера и разрушение сшитой жидкости гидроразрыва). В момент задержки отработки на кластеры РА оказывается давление закрытия не менее 7,0 МПа.
В соответствии с этим вариантом осуществления, со ссылкой на Фиг.1, предложен способ добычи текучей среды из пласта 101, пересекаемого стволом 100 скважины, на поверхность 102, в котором осуществляют гидроразрыв пласта, посредством закачки текучей среды 103 гидроразрыва в соответствии с любым из вышеуказанных способов гидроразрыва, причем на этапе закачки текучей среды гидроразрыва в импульсном режиме используют текучую среду гидроразрыва, представляющую собой сшитую жидкость гидроразрыва. Затем обеспечивают
канал 113 добычи текучей среды на поверхность и вводят деструктор, предназначенный для понижения вязкости сшитой текучей среды гидроразрыва. После чего обеспечивают задержку начала добычи текучей среды пласта для обеспечения склеивания кластера и снижения вязкости текучей среды гидроразрыва и добывают текучую среду 108 из пласта 101 посредством канала 113 добычи.
В результате использования любого из вышеуказанных вариантов обработки пласта обеспечены:
полное или частичное склеивание кластера, что приведет к упрочнению кластера, повышению его сопротивляемости влекущей силе потока и уменьшению его расползания под действием давления закрытия;
снижение пористости кластера, а, следовательно, и снижение проводимости кластера вплоть до полной ее потери. В работах по НРРА это не является существенным явлением, так как проводимость обеспечивается наличием каналов;
удерживание мелких частиц РА внутри кластера.
При использовании капсулированных компонентов адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, склеивание будет происходить внутри кластера, в месте приложения давления.
При добавлении компонентов адгезивов, чувствительных к давлению, или двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, в
60
14 жидкость гидроразрыва или перепродавки склеивание будет происходить как внутри кластера, так и на внешней его границе (для двухкомпонентного клейкого вещества, обеспечивающего химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества).
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов и их смесей).
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний раскрытия. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов раскрытия, заявленного в формуле.
Claims
1. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, содержащий этапы на которых:
обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, причем двухкомпонентное клейкое вещество включает в себя капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества;
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте;
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачивания предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества и, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающего агента,
при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже, чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%;
обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц
расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров, удерживающих трещину от смыкания и формирующих сеть каналов, открытых для тока флюидов.
2. Способ по п.1, в котором двухкомпонентное клейкое вещество представляет собой адгезив, чувствительный к давлению, или двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
3. Способ по п. 1, в котором механизм инициации склеивания представляет собой приложение давления к адгезиву, чувствительному к давлению.
4. Способ по п.1, в котором механизм инициации склеивания представляет собой химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
5. Способ по пп.1 или 2, в котором адгезив, чувствительный к давлению, содержит эластомер, выбранный из группы, содержащей: акриловую смолу, бутиловую резину, этилен-винилацетат, нитриловую смолу, силиконовую резину и сополимеры стирола, или их смеси; и реагент, придающий клейкость, выбранный из группы, содержащей: этерифицированную канифоль, алифатические, циклоалифатические и ароматические смолы, гидрированные углеводородные смолы, терпен-фенольные смолы или их смеси.
6. Способ по пп.1 или 2, в котором, двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, содержит смолу, выбранную из группы, содержащей эпоксидную смолу, смесь эпихлоргидрина с бисфенолом А, бисфенолом F или ароматическими аминами, фенолформальдегидную смолу, или
их смеси; и отвердитель, выбранный из группы, содержащей полифункциональные амины, кислоты и ангидриды кислот, фенолы, спирты, тиолы, или их смеси.
7. Способ по п.1, в котором капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества представляют собой капсулированные компоненты двухкомпонентного клейкого вещества, капсулы которых разрушаются давлением закрытия трещины или растворением материала стенок капсул.
8. Способ по пп.1 или 7, в котором концентрация капсулированных компонентов двухкомпонентного клейкого вещества составляет 1-30% от массы расклинивающего агента.
9. Способ по пп.1 или 7, в котором размер капсул составляет 0,1-1 мм.
10. Способ по пп.1 или 7, в котором толщина оболочки капсул составляет 0,01-0,2 мм.
1 1. Способ по пп.1 или 7, в котором давление, обеспечивающее высвобождение двухкомпонентного клейкого вещества из капсул, меньше или равно 6,9 МПа.
12. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, содержащий этапы на которых:
обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, причем двухкомпонентное клейкое вещество содержит один компонент двухкомпонентного клейкого вещества в капсулированном виде и второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде;
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды
гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте;
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачивания предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и один компонент двухкомпонентного клейкого вещества в капсулированном виде и второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде и, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающий агент и содержащего второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде,
при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%;
обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров, удерживающих трещину от смыкания и формирующих сеть каналов, открытых для тока флюидов.
13. Способ по п.12, в котором двухкомпонентное клейкое вещество представляет собой адгезив, чувствительный к давлению, или двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между
компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
14. Способ по п. 12, в котором механизм инициации склеивания представляет собой приложение давления к адгезиву, чувствительному к давлению.
15. Способ по п.12 или 13, в котором адгезив, чувствительный к давлению, содержит эластомер, выбранный из группы, содержащей: акриловую смолу, бутиловую резину, этилен-винилацетат, нитриловую смолу, силиконовую резину и сополимеры стирола, или их смеси; и реагент, придающий клейкость, выбранный из группы, содержащей: этерифицированную канифоль, алифатические, циклоалифатические и ароматические смолы, гидрированные углеводородные смолы, терпен-фенольные смолы или их смеси.
16. Способ по п.12, в котором механизм инициации склеивания представляет собой химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
17. Способ по пп.12 или 16, в котором двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, содержит смолу, выбранную из группы, содержащей эпоксидную смолу, смесь эпихлоргидрина с бисфенолом А, бисфенолом F или ароматическими аминами, фенолформальдегидную смолу, или их смеси; и отвердитель, выбранный из группы, содержащей полифункциональные амины, кислоты и ангидриды кислот, фенолы, спирты, тиолы, или их смеси.
18. Способ по п.12, в котором один из компонентов двухкомпонентного клейкого вещества представляет собой капсулированное двухкомпонентное
клейкое вещество, капсулы которого разрушаются давлением закрытия трещины или растворением материала стенок капсул.
19. Способ по пп.12 или 18, в котором размер капсул составляет 0,1-1 мм.
20. Способ по пп.12 или 18, в котором концентрация капсулированных компонентов двухкомпонентного клейкого вещества составляет 1-30% от массы расклинивающего агента.
21. Способ по пп.12 или 18, в котором толщина оболочки капсул составляет 0,01-0,2 мм.
22. Способ по пп.12 или 18, в котором давление, обеспечивающее высвобождение двухкомпонентного клейкого вещества из капсул, меньше или равно 6,9 МПа.
23. Способ по п.12, в котором, по меньшей мере, одни импульс закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, и содержащей второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде, представляет собой закачивание жидкости перепро давки.
24. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, содержащий этапы на которых:
обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество;
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте;
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачивания предусматривает наличие,
по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, и, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающий агент,
при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%;
обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров, удерживающих трещину от смыкания и формирующих сеть каналов, открытых для тока флюидов.
25. Способ по п. 24, в котором двухкомпонентное клейкое вещество представляет собой адгезив, чувствительный к давлению.
26. Способ по п.24, в котором механизм инициации склеивания представляет собой приложение давления к адгезиву, чувствительному к давлению.
27. Способ по пп.24 или 25, в котором двухкомпонентное клейкое вещество, чувствительное к приложению давления, содержит эластомер, выбранный из группы, содержащей: акриловую смолу, бутиловую резину, этилен- винилацетат, нитриловую смолу, силиконовую резину и сополимеры стирола, или их смеси; и реагент, придающий клейкость, выбранный из группы, содержащей:
этерифицированную канифоль, алифатические, циклоалифатические и ароматические смолы, гидрированные углеводородные смолы, терпен-фенольные смолы или их смеси.
28. Способ по п.24, в котором суммарная концентрация двух компонентов двухкомпонентного клейкого вещества составляет 1-40% от объема жидкости гидроразрыва.
29. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, содержащий этапы на которых:
обеспечивают расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, одним компонентом которого является твердофазный компонент;
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте;
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачивания предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, содержащего расклинивающий агент и двухкомпонентное клейкое вещество, содержащее твердофазный компонент и второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества, и, по меньшей мере, одного импульса закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащего расклинивающий агент и содержащего второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества,
при этом расклинивающий агент характеризуется, по меньшей мере, одним из следующих свойств: сопротивление раскрашиванию расклинивающего агента ниже чем давление закрытия породы; при приложении давления 20,7 МПа
на данный расклинивающего агента образуется не менее 5 вес.% частиц размером менее 100 мкм; распределение расклинивающего агента по размерам составляет 10-1000 мкм; округлость и/или окатанность расклинивающего агента составляет менее 0,6, растворимость расклинивающего агента в кислоте 5-20 вес.%;
обеспечивают механизм инициации, побуждающий к склеиванию частиц расклинивающего агента с образованием склеенных кластеров, удерживающих трещину от смыкания и формирующих сеть каналов, открытых для тока флюидов.
30. Способ по п.29, в котором двухкомпонентное клейкое вещество представляет собой адгезив, чувствительный к давлению, или двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
31. Способ по п.29, в котором механизм инициации склеивания представляет собой приложение давления к адгезиву, чувствительному к давлению.
32. Способ по п.29, в котором механизм инициации склеивания представляет собой химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества.
33. Способ по пп.29 или 30, в котором адгезив, чувствительный к давлению, содержит эластомер, выбранный из группы, содержащей: акриловую смолу, бутиловую резину, этилен-винилацетат, нитриловую смолу, силиконовую резину и сополимеры стирола, или их смеси; и реагент, придающий клейкость, выбранный из группы, содержащей: этерифицированную канифоль, алифатические, циклоалифатические и ароматические смолы, гидрированные углеводородные смолы, терпен-фенольные смолы или их смеси.
34. Способ по пп.29 или 30, в котором двухкомпонентное клейкое вещество, обеспечивающее химическое взаимодействие между компонентами двухкомпонентного клейкого вещества, содержит смолу, выбранную из группы, содержащей эпоксидную смолу, смесь эпихлоргидрина с бисфенолом А, бисфенолом F или ароматическими аминами, фенолформальдегидную смолу, или их смеси; и отвердитель, выбранный из группы, содержащей полифункциональные амины, кислоты и ангидриды кислот, фенолы, спирты, тиолы, или их смеси.
35. Способ по п.29, в котором концентрация твердофазного компонента двухкомпонентного клейкого вещества составляет 1-20% от массы расклинивающего агента.
36. Способ по п.29, в котором размер частиц твердофазного компонента двухкомпонентного клейкого вещества составляет 0,1-1 мм.
37. Способ по п.29, в котором второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества представляет собой капсулированное двухкомпонентное клейкое вещество, капсулы которого разрушаются давлением закрытия трещины или растворением материала стенок капсул.
38. Способ по пп.29 или 37, в котором концентрация капсулированного второго компонента двухкомпонентного клейкого вещества составляет 1 -20% от массы расклинивающего агента.
39. Способ по пп.29 или 37, в котором размер капсул составляет 0,1-1 мм.
40. Способ по пп.29 или 37, в котором толщина оболочки капсул составляет 0,01-0,2 мм.
41. Способ по пп.29 или 37, в котором давление, обеспечивающее
высвобождение двухкомпонентного клейкого вещества из капсул, меньше или равно 6,9 МПа.
42. Способ по п.29, в котором второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества представляет собой жидкое вещество, чувствительное к давлению.
43. Способ по п.29, в котором, по меньшей мере, одни импульс закачивания текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, и содержащей второй компонент двухкомпонентного клейкого вещества в жидком виде, представляет собой закачивание жидкости перепро давки.
44. Способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии со способом гидроразрыва пласта по любому из пунктов 1-43, причем текучая среда гидроразрыва представляет собой сшитую жидкость гидроразрыва;
обеспечивают канал добычи текучей среды на поверхность;
вводят деструктор, предназначенный для понижения вязкости сшитой текучей среды гидроразрыва;
обеспечивают задержку начала добычи текучей среды пласта для обеспечения склеивания кластера и снижения вязкости сшитой текучей среды гидроразрыва;
добывают текучую среду из пласта посредством канала добычи.
45. Способ по п. 44, в котором при проведении гидроразрыва пласта по любому из пунктов 1-43 используют мелкий расклинивающий агент с размером частиц не более 50 мкм.
46. Способ по п. 44, в котором давление закрытия трещины во время
задержки отработки больше или равно 7 МПа.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2016/000260 WO2017188842A1 (ru) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта |
| US16/097,335 US10941336B2 (en) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Hydraulic fracturing method using non-standard proppant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2016/000260 WO2017188842A1 (ru) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2017188842A1 true WO2017188842A1 (ru) | 2017-11-02 |
Family
ID=60160955
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2016/000260 WO2017188842A1 (ru) | 2016-04-29 | 2016-04-29 | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10941336B2 (ru) |
| WO (1) | WO2017188842A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018231873A1 (en) * | 2017-06-12 | 2018-12-20 | Metis Energy, LLC | System, method, and composition for fracturing a subterranean formation |
| CN109446706A (zh) * | 2018-11-09 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种确定脉冲纤维加砂压裂支撑剂团铺置形态的方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA200701378A1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем |
| RU2422487C2 (ru) * | 2005-08-16 | 2011-06-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе |
| RU2462498C2 (ru) * | 2006-07-12 | 2012-09-27 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ ЭлЭлСи | Материалы и способы для обработки скважины |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5582249A (en) | 1995-08-02 | 1996-12-10 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| US6776235B1 (en) | 2002-07-23 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US8113283B2 (en) | 2004-12-08 | 2012-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US7334635B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing subterranean wells |
| US9085727B2 (en) * | 2006-12-08 | 2015-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill |
| RU2351632C2 (ru) | 2007-03-22 | 2009-04-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Проппант и способ его изготовления |
| WO2009078745A1 (en) | 2007-12-14 | 2009-06-25 | Schlumberger Canada Limited | Proppant flowback control using encapsulated adhesive materials |
| US9845427B2 (en) | 2009-10-20 | 2017-12-19 | Self-Suspending Proppant Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
| CA2799551C (en) * | 2010-05-17 | 2017-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments |
| US20140290943A1 (en) * | 2013-03-29 | 2014-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Stabilized Fluids In Well Treatment |
| US9797231B2 (en) * | 2013-04-25 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of coating proppant particulates for use in subterranean formation operations |
| WO2015026369A1 (en) * | 2013-08-23 | 2015-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing materials and methods of making and using same |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| RU2687722C2 (ru) | 2015-03-03 | 2019-05-15 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Укрепленные проппантные кластеры для гидроразрыва пласта |
-
2016
- 2016-04-29 WO PCT/RU2016/000260 patent/WO2017188842A1/ru active Application Filing
- 2016-04-29 US US16/097,335 patent/US10941336B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2422487C2 (ru) * | 2005-08-16 | 2011-06-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Множество частиц расклинивающего наполнителя с нанесенным покрытием из композиции замедленного действия, повышающей клейкость, и состав для обработки на их основе |
| RU2462498C2 (ru) * | 2006-07-12 | 2012-09-27 | ДЖОРДЖИЯ-ПЭСИФИК КЕМИКАЛЗ ЭлЭлСи | Материалы и способы для обработки скважины |
| EA200701378A1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Размещение в трещине гетерогенного проппанта с удаляемым каналообразующим наполнителем |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018231873A1 (en) * | 2017-06-12 | 2018-12-20 | Metis Energy, LLC | System, method, and composition for fracturing a subterranean formation |
| CN109446706A (zh) * | 2018-11-09 | 2019-03-08 | 西南石油大学 | 一种确定脉冲纤维加砂压裂支撑剂团铺置形态的方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10941336B2 (en) | 2021-03-09 |
| US20190136121A1 (en) | 2019-05-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2478779C2 (ru) | Повышение плавучести материалов для обработки скважин | |
| RU2432454C2 (ru) | Способ стабилизации рыхлых пластов для борьбы с выносом песков | |
| RU2405920C2 (ru) | Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины | |
| RU2398959C2 (ru) | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) | |
| RU2401940C2 (ru) | Способы контроля миграции твердых частиц в подземном пласте | |
| RU2462498C2 (ru) | Материалы и способы для обработки скважины | |
| RU2008136370A (ru) | Эмульсии уплотнителей и способы, связанные с ними | |
| EP3194523B1 (en) | Low temperature curable proppant | |
| US20220003098A1 (en) | Compositions and methods for use of proppant surface chemistry to improve proppant consolidation and flowback control | |
| RU2016118283A (ru) | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке | |
| RU2687722C2 (ru) | Укрепленные проппантные кластеры для гидроразрыва пласта | |
| US20050263283A1 (en) | Methods for stabilizing and stimulating wells in unconsolidated subterranean formations | |
| RU2435946C2 (ru) | Способы и композиции для заканчивания скважины при прорыве скважин паром | |
| US11447690B2 (en) | Enhancing propped fracture conductivity in subterranean wells | |
| US20200362233A1 (en) | Compositions of, and methods for making, lightweight proppant particles | |
| WO2017188842A1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта с использованием нестандартного проппанта | |
| US20070007009A1 (en) | Methods of well stimulation and completion | |
| US10472561B2 (en) | Controlling proppant flowback using resin chemistry for acid fracturing | |
| US7870902B2 (en) | Methods for allowing multiple fractures to be formed in a subterranean formation from an open hole well | |
| AU2011231415A1 (en) | Methods and compositions for sand control in injection wells | |
| US9957436B2 (en) | Methods of simultaneously introducing a curable resin and curing agent with delayed curing | |
| WO2016108067A1 (ru) | Композитный расклинивающий агент и способ его применения | |
| US10501681B2 (en) | Inorganic clay particulate additive for consolidating treatments |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 16900641 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 16900641 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |