WO2018226113A1 - Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины - Google Patents

Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины Download PDF

Info

Publication number
WO2018226113A1
WO2018226113A1 PCT/RU2017/000394 RU2017000394W WO2018226113A1 WO 2018226113 A1 WO2018226113 A1 WO 2018226113A1 RU 2017000394 W RU2017000394 W RU 2017000394W WO 2018226113 A1 WO2018226113 A1 WO 2018226113A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
suspension
degradable
particles
fibers
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/RU2017/000394
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Елена Владимировна ДАНИЛЕВИЧ
Сергей Дмитриевич ПАРХОНЮК
Никита Юрьевич СИЛКО
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 PCT/RU2017/000394 priority Critical patent/WO2018226113A1/ru
Priority to RU2019135958A priority patent/RU2742382C1/ru
Priority to CA3066104A priority patent/CA3066104A1/en
Priority to US16/620,597 priority patent/US11168555B2/en
Publication of WO2018226113A1 publication Critical patent/WO2018226113A1/ru
Priority to SA519410749A priority patent/SA519410749B1/ar
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
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
    • 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
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • 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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514—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
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—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
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • 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
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E21B33/146—Stage cementing, i.e. discharging cement from casing at different levels
    • 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
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • 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
    • E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • 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
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/08—Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry and can find application in stimulating an underground formation using hydraulic fracturing operations, in particular, during temporary isolation of hydraulic fracturing, repeated hydraulic fracturing, and also when killing wells.
  • multizone stimulation of the oil reservoir is used, which means placing several perforation intervals in the cased well bore and creating several fractures as a result of hydraulic fracturing.
  • some hydraulic fractures lose their effectiveness and there is a need for temporary isolation of the perforation interval for the duration of repeated hydraulic fracturing (refrac) or other repair work (temporary killing of the well).
  • particles and fibers from degradable material are not always available in sufficient quantities or the dispersed composition of particles (size distribution) does not allow temporarily isolate cracks and perforations in the well.
  • inert particles used for temporary isolation during borehole operations in the form of milled minerals or salts partially damage the oil reservoir when injected into the well, then there is a mudding of the formation by small particles having a size close to the size of the pores.
  • formation damage effect is meant the infiltration of small inert particles into the pore space of a fracture (in particular, into the pores between proppant granules) or into the pores of the surrounding rock. Since such inert particles are not soluble in the well fluid or reservoir oil, the permeability of the surrounding rock and the fractured fracture is irreversibly reduced, which eliminates the effect of stimulation of the well.
  • isolation of an interval, perforation, or crack in a rock is understood to mean a significant decrease (5 or more times) in the influx of processing fluid through the isolation object after placement of the insulating suspension in the form of a filter layer. At the same time, part of the liquid continues to be filtered through the filter layer.
  • a measure of interval isolation is the pressure difference across the isolation object ( ⁇ in bars).
  • the killing operation it is necessary to compensate for the pore pressure of the rock by hydrostatic pressure of the killing fluid, but at the same time to avoid fluid flow between the formation and the borehole. To do this, the permeability of fractured rock intervals or artificial fracturing is reduced. After jamming and repair work, it is necessary to restore the permeability of the bottomhole rock in order to resume the production of oil-containing fluid.
  • One of the methods for killing a well is to use additives or block compositions based on finely divided solid phase (particles). So, in practice, the REABLOCK TM block composition (M-1 SWACO, a Schlumberger Company, USA) is used. This blocking composition for jamming is based on a mixture of carbonate particles of various disperse composition.
  • Such particles clog permeable rock and prevent absorption of the working fluid.
  • it is necessary to restore the permeability of the formation, which is achieved by acid treatment of the plugged zone. But even acid treatment does not completely restore permeability, which reduces well productivity after killing.
  • a method for temporarily isolating a well interval begins with the injection of a first suspension into the well, which contains a viscous carrier fluid, degraded particles and degraded fibers until the formation of the first filter layer.
  • a second suspension containing a viscous carrier fluid, non-degradable particles and degradable fibers is pumped into the well until a second filter layer is formed.
  • the first and second suspensions do not mix and the volume of the first suspension refers to the volume of the second suspension in a ratio of 1: 5 to 2: 1.
  • a second filter layer on top of the first filter layer creates a double insulating layer that reliably isolates (plugs) the borehole intervals with high fluid loss.
  • the method consists of pumping a first suspension into a well containing a viscous carrier fluid, degraded particles and degraded fibers until a first filter layer is formed. Then, a second suspension containing a viscous carrier fluid, non-degradable particles and degraded fibers is pumped into the well until a second filter layer is formed.
  • the first and second the suspensions do not mix and the volume of the first suspension refers to the volume of the second suspension in a proportion of 1: 5 to 2: 1.
  • the pressure in the well is increased to a level higher than the hydraulic fracture pressure and hydraulic fracturing is performed in a new place or repeated hydraulic fracturing for the selected hydraulic fracture.
  • the first and second suspensions do not mix and the volume of the first suspension refers to the volume of the second suspension in a ratio of 1: 5 to 2: 1.
  • the formed double filter layer creates a reliable, but gentle insulation for the selected interval of the wellbore, which allows to reduce the pressure in the wellbore (well killing).
  • Figure 1 shows a graph comparing the effectiveness of the operations of insulation of hydraulic fractures using various insulating compositions delivered to the place of isolation.
  • the proposed methods are based on pumping suspensions of particles and fibers into the intervals of the well where temporary isolation is necessary (to reduce the flow of fluid from the wellbore into the rock). Pumping a portion of the suspension through the porous rock leads to the creation of a filter cake, which self-compacts over time.
  • the composition of the formed filter layer determines the strength and stability of the filter layer.
  • double filter layer and “insulating layer” should be understood in the framework of this description as equivalent concepts.
  • the term “gentle insulation” in the framework of this disclosure means that over time the material of the filter layer degrades and the conductivity of the rock (or hydraulic fractures) is restored.
  • the term “killing a well” means stopping the production of oil fluid or inflow of formation fluid into the wellbore using various measures and differs from the operation of suspension of the well by closing the valves at the wellhead (when high pressure is maintained).
  • a method for temporarily isolating a well interval comprises the steps of:
  • the first and second suspensions are pumped sequentially.
  • the first and second suspensions do not mix and the volume of the first suspension refers to the volume of the second suspension in a ratio of 1: 5 to 2: 1.
  • the formed second filter layer on top of the first filter layer creates a double insulating layer that reliably isolates (plugs) the borehole intervals with high fluid loss.
  • an aqueous solution of a thickening polymer is selected as a viscous carrier fluid.
  • a viscous carrier fluid acts as a carrier for particles of the first and second suspensions.
  • degraded particles and degraded fibers are selected from the class of degradable polymers, for example, polylactic acid, polyglycolic acid, and other degradable polyesters.
  • the second filter layer has great stability in an aqueous medium, and, for example, calcium carbonate, silicon oxide, aluminosilicates, and bauxites are selected as non-degradable particles for the second suspension.
  • the first suspension has a concentration of degradable particles from 8 to 90 kg / m 3 and a concentration of degradable fibers from 2 to 12 kg / m 3 .
  • the second suspension has a concentration of non-degradable particles from 15 to 100 kg / m 3 and a concentration of degradable fibers in the range from 1 to 4 kg / m 3 .
  • a higher concentration of particles in suspensions leads to difficulties in the operation of pumping and mixing equipment (particle clogging of bottlenecks in the equipment).
  • degradable fibers In the first suspension, degradable fibers have a length of 3 to 10 mm.
  • degradable particles In the first suspension, degradable particles have a size in the range from 0.01 to 5 mm.
  • non-degradable particles In the second suspension (injected to create a second filter layer), non-degradable particles have a size in the range from 0.01 to 1 mm.
  • the first and second suspension do not mix when fed to the wellhead. Additionally, portions of the first and second suspension can be separated by an additional portion of a viscous liquid (aqueous thickening polymer solution).
  • a viscous liquid aqueous thickening polymer solution
  • the first and second suspensions do not mix (the second suspension is pumped after the first) and the volume of the first suspension refers to the volume of the second suspension in a ratio of 1: 5 to 2: 1.
  • the pressure in the well is increased to a level higher than the hydraulic fracture pressure and hydraulic fracturing is performed in a new location (or repeated hydraulic fracturing for the selected hydraulic fracture).
  • a new (or expanded crack) is filled with a suspension of proppant (for example, coarse sand) and the pressure is reduced to close the wedged crack.
  • a new hydraulic fracture (or extended old hydraulic fracture) increases the stimulation zone of the formation.
  • Degradable particles and degradable fibers are selected from the class of degradable polymers, for example, polylactic acid, polyglycolic acid and other degradable polyesters.
  • non-degradable particles for the second suspension for example, calcium carbonate, silica, aluminosilicates, bauxites are selected.
  • the first suspension has a concentration of degradable particles from 8 to 90 kg / m 3 and a concentration of degradable fibers from 2 to 12 kg / m 3 .
  • the second suspension has a concentration of non-degradable particles from 15 to 100 kg / m 3 and a concentration of degradable fibers in the range from 1 to 4 kg / m 3 .
  • the degradable fibers in the first suspension have a length of 3 to 10 mm.
  • degradable particles In the first suspension, degradable particles have a size in the range from 0.01 to 5 mm.
  • non-degradable particles have a size in the range from 0.01 to 1 mm.
  • the first and second suspension do not mix when fed to the wellhead. Additionally, portions of the first and second suspension can be separated by an additional portion of a viscous liquid (aqueous thickening polymer solution).
  • a viscous liquid aqueous thickening polymer solution
  • the first suspension of degradable fibers dispersed in the carrier fluid is pumped into the jamming zone.
  • the first filter layer filter cake
  • the permeability of the first (base) filter layer is about 1 Darcy, which is not enough to kill the well, but enough to pump a second suspension of particles that will go into the zone with a high rate of loss of the processing fluid.
  • a second suspension based on a carrier fluid is pumped into the jamming zone, in which finely dispersed (inert) particles are dispersed.
  • the second stage is carried out immediately after the first, while the first and second suspensions do not mix when pumped. This allows you to create a second filter layer on top of the first, and such a double layer creates a strong filter cake with low permeability.
  • degraded particles and degraded fibers are selected from the class of degradable polymers, for example, polylactic acid, polyglycolic acid and other degradable polyesters.
  • Time decomposition depends on the temperature in the well and on the choice of degraded material. For example, there are suspensions of degradable material under the BroadBand Sequence TM trademark (Schlumberger) for low, medium, and high temperatures in a well fluid.
  • the second filter layer has great stability in an aqueous medium, for example, calcium carbonate, silica, aluminosilicates, bauxites are selected as non-degradable particles for the second suspension.
  • the first suspension has a concentration of degradable particles from 8 to 90 kg / m 3 .
  • the second suspension has a concentration of non-degradable particles from 15 to 100 kg / m 3 .
  • repair work can be carried out.
  • the resulting double filter cake is removed by creating a depression in the wellbore (leaching the filter cake by the influx of formation fluid) or by moderate acid treatment (decomposition of calcium carbonate particles in an acidic environment). Since small inert particles from the second suspension did not penetrate into the rock, but were deposited on top of the first filter layer, the permeability of the rock is restored to its original level. Such well killing is classified as gentle killing.
  • Example 1 The applicability of a double portion of the suspension to isolate hydraulic fractures.
  • a repeated hydraulic fracturing operation was performed on a horizontal well at a depth of 2400 meters drilled in the oil and gas reservoir.
  • the well was completed with a multi-stage hydraulic fracturing arrangement with swellable packers.
  • the arrangement allows sequentially pumping the insulating pack into hydraulic fractures with numbers 1,2, 3 (through hydraulic fracturing couplings 1, 2, 3).
  • MDOZ instantaneous injection stop pressure
  • Figure 1 shows the measurement of the instantaneous change in the injection stop (stability of the filter layer) for various pumping options for filter suspensions.
  • a thickening agent 3.6 kg / m 3 guar
  • the viscosity of the carrier fluid does not allow solid particles and fibers to delaminate when pumped (homogeneous suspension).
  • the insulating properties of the double pack of suspensions were tested in comparison with the suspensions supplied to the test unit separately.
  • particles of polylactic acid (PMA) were selected.
  • the length of the fibers from PMC in the range from 2 to 5 mm.
  • the fibers are fully dispersed in a viscous aqueous solution. Particles are added to the suspension with fibers.
  • non-degradable (inert) particles for the second suspension particles of various sizes from ground calcium carbonate (CaCO3) were selected.
  • Inert particles can also be selected from the group of silicon oxide, aluminosilicates, bauxites with the desired size (in the range from 0.01 to 1 mm).
  • a double pack of the first and second suspension also proved to be more effective than a simple mixture of the first and second suspension - in the latter case, the mixture of fibers and particles is not pumped into the test channel (delivery problem).
  • Table 4 shows the composition of the suspensions and the combination of two suspensions for temporary isolation of a narrow vertical channel (analogue of a narrow hydraulic fracture), carried out at the installation for testing plugging compositions.
  • An example shows that when pumping two suspensions that have good transport properties (pumpability), gentle (without mudding) insulation of the fractured rock is created.
  • test results showed that a combination of two filter layers is more effective. Non-degradable particles of the second suspension do not penetrate the first filter layer.
  • Killing was performed by sequentially pumping two packs (two suspensions): a 5 m 3 pack based on a fibrous additive (first suspension) followed by pumping a pack (10 m 3 ) of REABLOCK.
  • the composition of each suspension is presented in table 6 and 7.
  • the block composition is placed under pressure, which indicates the formation of a filter layer (filter cake) on the wall of the well.
  • the combined pack turned out to be much more effective than the REABLOCK block composition.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (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)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Предложен способ временной изоляции интервала скважины, содержащий: закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя; закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину. Для оптимальной изоляции интервала объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1. Также предложены способ повторного гидроразрыва в интервале с несколькими трещинами ГРП, и способ щадящего глушения скважины. Технический результат: отсутствие кольматации пласта и деградация образованного изолирующего слоя.

Description

СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА СКВАЖИНЫ, СПОСОБ ПОВТОРНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА И СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ
СКВАЖИНЫ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при стимулировании подземного пласта с помощью операций гидравлического разрыва пласта, в частности, при временной изоляции трещин гидравлического разрыва пласта, при повторном гидравлическом разрыве пласта, а также при глушении скважин.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В практике нефтегазовой добычи используют многозональную стимуляцию нефтеносного пласта, что означает размещение нескольких перфорационных интервалов в стволе обсаженной скважины и создание нескольких трещин в результате гидравлического разрыва пласта (ГРП). При этом в процессе добычи некоторые трещины ГРП теряют свою эффективность и возникает потребность во временной изоляции перфорационного интервала на время проведения повторного ГРП (refrac) или иных ремонтных работ (временное глушение скважины).
Известны способы и композиции на основе деградируемых твердых материалов (обычно смесь твердых частиц и волокон), которые закачивают в виде суспензии в несущей жидкости ко входу в трещину ГРП. Подобный подход описан в патенте US 8167043 или US 8905133. Такой способ обработки скважины известен как «отклонение потока с помощью деградируемой композиции» или DMAD (Degradable Material Assisted Diversion).
Вместе с тем, частицы и волокна из деградируемого материала (гидрализуемые в скважинных условиях искусственные полимеры, такие как, например, полимолочная кислота - ПМА или полигликолевая кислота - ПГА) не всегда доступны в достаточном количестве или дисперсный состав частиц (распределение по размерам) не позволяет временно изолировать трещины и перфорационные отверстия в скважине.
В патентной заявке US 2016/02901 15 "Re-fracturing a fracture stimulating subterranean formation" описан способ размещения временной закупоривающей суспензии, содержащей вязкую базовую жидкость, недеградируемые частицы, деградируемые частицы и стабилизирующий агент (липкое покрытие на частицах). После размещения временной закупоривающей суспензии проводят повторное ГРП на месте новой перфорации.
С другой стороны, применяемые для временной изоляции при проведении скважинных операций инертные (недеградируемые) частицы в виде размолотых минералов или солей (карбонат кальция, тальк, слюда, мелкодисперсный оксид кремния, графит и пр.) при закачивании в скважину частично повреждают нефтеносный пласт, то есть имеет место кольматация пласта мелкими частицами, имеющими размер близкий к размеру пор. Под эффектом «повреждения пласта» (кольматации) подразумевается инфильтрация мелких инертных частиц в поровое пространство трещины (в частности, в поры между гранулами проппанта) или в поры окружающей породы. Поскольку такие инертные частицы не растворимы в скважинной жидкости или пластовой нефтяной жидкости, то проницаемость окружающей породы и расклиненной трещины ГРП снижается необратимым образом, что ликвидирует эффект от стимулирования скважины.
Далее под термином «изоляция» интервала, перфорации или трещины в породе понимают существенное снижение (в 5 или более раз) притока обрабатывающей жидкости через объект изоляции после размещения изолирующей суспензии в виде фильтрующего слоя. При этом часть жидкости продолжает фильтроваться через фильтрующий слой. Во время проведения скважинных работ, событие изоляции интервала перфорации на фоне стабильно работающего нагнетательного насоса проявляется как резкий скачок давления, поскольку скорость проникновения жидкости гидроразрыва в пласт была снижена. В данном раскрытии, мерой изоляции интервала является разница давления на объекте изоляции (ΔΡ в барах).
Таким образом, существует потребность в способе, который сочетает преимущества использования деградируемых частиц и недеградируемых частиц для временной изоляции интервала скважины, при этом позволяя избежать негативного воздействия мелких недеградируемых частиц на проводимость трещины ГРП.
При проведении операции глушения скважины, необходимо компенсировать поровое давление породы гидростатическим давлением жидкости глушения, но при этом избежать перетока жидкости между пластом и стволом скважины Для этого снижают проницаемость трещиноватых интервалов породы или искусственных трещин ГРП. После глушения и проведения ремонтных работ необходимо восстановить проницаемость призабойной породы, чтобы возобновить добычу нефтесодержащего флюида. Один из способов проведения глушения скважины - использование добавок или блок-составов на основе мелкодисперсной твердой фазы (частиц). Так, на практике применяют блок-состав REABLOCK™ (М-1 SWACO, a Schlumberger Company, USA). Этот блокирующий состав для глушения построен на смеси частиц карбонатов различного дисперсного состава. Такие частицы кольматируют проницаемую породу и предотвращают поглощение рабочей жидкости. При последующем запуске скважины необходимо восстановить проницаемость пласта, что достигается кислотной обработкой заглушённой зоны. Но даже кислотная обработка не позволяет полностью восстановить проницаемость, что снижает продуктивность скважины после глушения.
Таким образом, существует потребность в щадящем способе глушения скважины, при которой можно восставить проницаемость пласта без дополнительных операций по очистке скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
Предложен способ временной изоляции интервала скважины. Способ начинают с закачивания в скважину первой суспензии, которая содержит вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Далее закачивают в скважину вторую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1.
Формирование второго фильтрующего слоя поверх первого фильтрующего слоя создает двойной изолирующий слой, который надежно изолирует (закупоривает) интервалы ствола скважины с высокой потерей жидкости.
Также предложен способ проведения повторного ГРП. Способ представляет собой закачивание в скважину первой суспензии, содержащую вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Затем осуществляют закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. При этом первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1. После чего повышают давление в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проводят ГРП в новом месте или повторный ГРП для выбранной трещины ГРП.
Также предложен способ глушения скважины, в котором закачивают в скважину первую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и/или деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Затем в скважину закачивают вторую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, недеградируем ые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2:1.
Сформированный двойной фильтрующий слой создает надежную, но щадящую изоляцию для выбранного интервала ствола скважины, что позволяет снизить давление в стволе скважины (глушение скважины).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 изображен график сравнения эффективности операций изоляции трещин ГРП с помощью различных изолирующих композиций, доставленных к месту изоляции.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Предложенные способы основаны на закачивании суспензий частиц и волокон в интервалы скважины, где необходимо провести временную изоляцию (уменьшить приток жидкости из ствола скважины в породу). Закачивание порции суспензии через пористую породу приводит к созданию фильтрующего слоя (filter cake), который самоуплотняется со временем. Кроме того, состав сформированного фильтрующего слоя определяет прочность и стабильность фильтрующего слоя. Термины «двойной фильтрующий слой» и «изолирующий слой» следует понимать в рамках данного описания как эквивалентные понятия.
Понятие «щадящая изоляция» в рамках данного раскрытия означает, что со временем материал фильтрующего слоя деградирует и проводимость породы (или трещины ГРП) восстанавливается. Термин «глушение скважины» (killing a well) означает остановку добычи нефтяной жидкости или притока пластовой жидкости в ствол скважины с помощью различных мер и отличается от операции приостановки скважины с помощью закрытия клапанов в устье скважины (когда высокое давление сохраняется).
Временная изоляция интервала скважины с трещинами ГРП
Способ временной изоляции интервала скважины содержит этапы:
(1) закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
(2) закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя.
Первую и вторую суспензии закачивают последовательно. При этом первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2:1.
Сформированный второй фильтрующий слой поверх первого фильтрующего слоя создает двойной изолирующий слой, который надежно изолирует (закупоривает) интервалы ствола скважины с высокой потерей жидкости.
В способе временной изоляции в качестве вязкой несущей жидкости выбирают, например, водный раствор загущающего полимера, эмульсию. Вязкая несущая жидкость выполняет роль носителя для частиц первой и второй суспензий.
Поскольку имеется в виду временный характер изоляции интервала (деградация изолирующего материала в течении нескольких дней), то деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры.
Второй фильтрующий слой имеет большую устойчивость в водной среде, и в качестве недеградируемых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
Первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
Вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3. Более высокая концентрация частиц в суспензиях приводит к трудностям работы насосного и смесительного оборудования (закупорка частицами узких мест в оборудовании).
В первой суспензии деградируемые волокна имеют длину от 3 до 10 мм.
В первой суспензии деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 5 мм.
Во второй суспензии (закачивают для создания второго фильтрующего слоя) недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 1 мм.
Первая и вторая суспензия не смешиваются при подаче на устье скважины. Дополнительно, порции первой и второй суспензии могут быть разделены дополнительной порцией вязкой жидкости (водный раствор загущающего полимера).
Способ повторного ГРП (после временной изоляции интервала скважины)
Проведение повторного гидроразрыва пласта представляет собой череду операций:
(1) закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
(2) закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя.
При этом первая и вторая суспензии не смешиваются (вторую суспензию закачивают после первой) и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1.
На этапе (3) повышают давление в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проводят ГРП в новом месте (или повторный ГРП для выбранной трещины ГРП). Далее новую (или расширенную трещину) заполняют суспензией расклинивающего агента (например, крупный песок) и снижают давление для закрытия расклиненной трещины. Новая трещина ГРП (или расширенная старая трещина ГРП) увеличивают зону стимулирования пласта.
Деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры. В качестве недеградируе ых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
Первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
Вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3.
Деградируемые волокна в первой суспензии имеют длину от 3 до 10 мм.
В первой суспензии деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 5 мм.
Во второй суспензии недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 1 мм.
Первая и вторая суспензия не смешиваются при подаче на устье скважины. Дополнительно, порции первой и второй суспензии могут быть разделены дополнительной порцией вязкой жидкости (водный раствор загущающего полимера).
Способ глушения скважины перед ремонтными работами
На первом этапе в зону глушения закачивают первую суспензию деградируемых волокон, диспергированных в несущей жидкости. При фильтрации несущей жидкости на стенках скважины образуется первый фильтрующий слой (фильтрационная корка). По оценкам, для типичных концентраций деградируемого волокна в суспензии, проницаемость первого (базового) фильтрующего слоя составляет приблизительно 1 Дарси, что недостаточно для глушения скважины, но достаточно для закачивания второй суспензии частиц, которая будет идти в зону с высокой скоростью потери обрабатывающей жидкости.
На втором этапе, в зону глушения закачивают вторую суспензию на основе несущей жидкости, в которой диспергированы мелкодисперсные (инертные) частицы. Второй этап проводят сразу за первым, при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании. Это позволяет создать второй фильтрующий слой поверх первого, а такой двойной слой создает прочную фильтрационную корку с низкой проницаемостью.
Поскольку глушение носит временный характер, то деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры. Время разложения зависит от температуры в скважине и от выбора деградируемого материала. Например, существуют суспензии деградируемого материала под торговой маркой BroadBand Sequence™ (компания Schlumberger), рассчитанная на низкие, средние и высокие температуры в скважиной жидкости.
Поскольку второй фильтрующий слой имеет большую устойчивость в водной среде, в качестве недеградируемых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
При этом первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3.
При этом вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3.
При снижении давления в стволе заглушённой скважине можно проводить ремонтные работы. После проведения ремонтных работ полученную двойную фильтрационную корку удаляют благодаря созданию депрессии в стволе скважины (вымывание фильтрационной корки притоком пластовой жидкости) или с помощью умеренной кислотной обработки (разложение частиц карбоната кальция в кислой среде). Поскольку мелкие инертные частицы из второй суспензии не проникали в породу, а были осаждены поверх первого фильтрующего слоя, то проницаемость породы восстанавливается до исходного уровня. Такое глушение скважины классифицируется как щадящее глушение.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Применимость двойной порции суспензии для изоляции трещин ГРП В качестве примера, была проведена операция повторного ГРП на горизонтальной скважине на глубине 2400 метров, пробуренной в нефтегазовом пласте. Скважина была закончена многостадийной ГРП-компоновкой с разбухающими пакерами. Компоновка позволяет проводить последовательно закачку изолирующей пачки в трещины ГРП с номерами 1,2, 3 (через муфты ГРП 1, 2, 3).
Были протестированы различные графики закачки изолирующего материала: закачка только первой суспензии, закачка только второй суспензии, и также закачка двойной пачки: вначале первой суспензии с последующей закачкой второй суспензии. Общий объем изолирующих пачек был выбран одинаковым и равным 3 м3. Состав первой и второй суспензий приведены в таблицах 1 и 2. Для того, чтобы избежать расслоения суспензии, частицы и волокна были суспендированы в водном растворе гуара с концентрацией 3,6 кг/м3 при рН раствора 8,0. Такая концентрация линейного геля (то есть без сшивающего агента) обеспечивает вязкость суспензии в пределах 50-100 сПз и достаточной для доставки суспензии к месту изоляции в скважине.
Figure imgf000011_0001
Закаченные объемы суспензий (три варианта) приведены в таблице 3 ниже.
Таблица 3. Объемы закачанных смесей при проведении повторного ГРП
Figure imgf000011_0002
Одним из критериев успешности операции изоляции является положительный прирост МДОЗ (мгновенное давление остановки закачки, ISIP) во время прокачки суспензии в трещину ГРП. Высокий скачок давления, вызванный фактом изоляции трещины и отсутствием утечки рабочей жидкости в трещину свидетельствует о надежной изоляции трещины ГРП. Изоляционные пачки, которые заканчиваются слабым мгновенным приростом давления, неустойчивы и легко вымываются при смене режима потока (ненадёжная изоляция).
На Фиг.1 показаны измерения мгновенного изменения остановки закачки (устойчивость фильтрующего слоя) для различных вариантов закачивания фильтрующих суспензий.
Из приведённого графика видно, что последовательное закачивание первой суспензии до образования первого фильтрующего слоя и затем закачивание такого же объема второй суспензии до образования второго фильтрующего слоя является эффективной операцией изоляции трещин ГРП.
В интервал горизонтальной скважины на глубине 2400 метров с компоновкой в виде трех открытых муфт ГРП была проведена закачка двойной порции изолирующей композиции по варианту 2 из таблицы 3. Это обеспечило временную изоляцию двух из трех трещин ГРП с максимальной приемистостью жидкости ГРП. После этого давление в стволе скважины повышали до давления гидроразрыва пласта (Ргпр) и проводили усиление третьей трещины ГРП для увеличения площади контакта трещины с окружающей породой. Такой же способ применим для создания новой трещины ГРП после временной изоляции существующих трещин ГРП.
После двух суток временной изоляции трещин ГРП происходило разложение первого фильтрующего слоя (температура породы в этом интервале составляла 90-95°С, что достаточно для деградации частиц и волокон, выполненных из полимера ПМК). После этого проводимость трещин ГРП с номерами 1 и 2 была восстановлена, что свидетельствует о щадящем (некольмаирующем) характере временной изоляции с помощью создания второго фильтрующего слоя поверх первого фильтрующего слоя.
Пример 2. Лабораторные испытания изолирующих свойств суспензий
Две суспензии (первая и вторая) были приготовлены в водном растворе загущающего агента (3,6 кг/м3 гуара) при рН = 8.0. Вязкость несущей жидкости не позволяет твердым частицам и волокнам расслаиваться при закачивании (однородная суспензия).
Были проверены изолирующие свойства двойной пачки суспензий по сравнению с суспензиями, подаваемыми в тестовую установку по отдельности. В качестве деградируемых частиц и волокон выбирали частицы из полимолочной кислоты (ПМК). Длина волокон из ПМК в интервале от 2 до 5 мм. Волокна полностью диспергированы в вязком водном растворе. Частицы добавляются в суспензию с волокнами.
В качестве не деградируемых (инертных) частиц для второй суспензии выбирали частицы различного размера из размолотого карбоната кальция (СаСОз). Также инертные частицы можно выбрать из группы оксида кремния, алюмосиликатов, бокситов с нужным размером (в интервале от 0.01 до 1 мм).
Двойная пачка первой и второй суспензии также оказалась более эффективной, чем простая смесь первой и второй суспензии - в последнем случае смесь волокон и частиц не закачивается в испытательный канал (проблема с доставкой).
В таблице 4 отображены составы суспензий и комбинации двух суспензий для временной изоляции узкого вертикального канала (аналог узкой трещины ГРП), проведенные на установке по тестированию закупоривающих составов.
Щадящий состав двойной пачки для изоляции. Использование указанных объемных соотношений первой и второй суспензии (от 1 :5 до 2:1) позволяет получить изолирующий слой, в котором инертные частицы (карбоната кальция) присутствуют не глубже первого слоя. С подземным пластом контактирует только первая суспензия из полностью разлагаемых компонентов (ПМК) и она не оказывает кольматирующего влияния на подземный пласт или проппантную упаковку в пласте. Композиции, в которых вторая суспензия не проходит через первую, являются композициями со щадящим составом. Оценку щадящего состава в указанных экспериментах проводили визуально с использованием подкрашенного карбоната кальция.
Таблица 4. Эффективность суспензий для изоляции и доставки
Figure imgf000013_0001
Волокно/частиц Волокно/части
ы (кг/м3) цы (кг/м3)
Отдельные суспензии (для сравнения)
001 12 /12 - - < 35 да да
01 0/0 1-2 /15-30 - > 140 нет да
Двойные пачки
1 12/12 1-2 /15-30 1/5-2/1 > 140 да да
2 12/12 2/15 1/6 > 140 нет да
3 12/12 2/15 3/1 < 35 да да
4 12/7 2/15 1/5 > 140 нет да
5 12/95 2/15 1/5 < 35 да нет
6 1/12 2/15 1/5 < 35 да да
7 13/12 2/15 1/5 > 140 да нет
8 12/12 2/14 1/5 < 35 да да
9 12/12 1/110 1/5 > 140 нет да
10 12/12 5/15 1/5 < 35 да да
Пример показывает, что при закачивании двух суспензий, которые имеют хорошие транспортные свойства (возможность закачивания) создается щадящая (без кольматации) изоляция трещиноватой породы.
Результаты тестов показали, что комбинация из двух фильтрующих слоев более результативная. Недеградируемые частицы второй суспензии не проникают через первый фильтрующий слой.
Пример 3. Глушение скважины с помощью закачивания двух суспензий
Пять муфт ГРП установлены на глубине 2814.39; 2916.8; 3139.47; 3232.42; 3416.16м.
Проводился спуск с циркуляцией в интервале 2400-2814 м, потеря циркуляции рабочей жидкости обнаружена на глубине 2814 м. Прокачка вязкого утяжеленного состава (15 м3) желаемого эффекта не принесла, наблюдалось полное поглощение рабочей жидкости.
Ремонтные работы (глушение) с применением 15 м3 REABLOCK (вторая суспензия из недеградируемых частиц в вязком геле) не дали положительного результата (наблюдалось полное поглощение рабочей жидкости). Состав суспензии представлен в таблице 5.
Таблица 5. Состав приготовления блок-состава REABLOCK на водной основе.
Figure imgf000015_0001
При установке блок-состава рост давления на устье скважины не наблюдался (нет глушения).
Провели глушение с помощью последовательного закачивания двух пачек (двух суспензий): 5 м3 пачка на основе волокнистой добавки (первая суспензия) с последующей закачкой пачки (10 м3) REABLOCK. Состав каждой суспензии представлены в таблице 6 и 7.
Таблица 6. Рецептура приготовления блок-пачек REABLOCK и M-Fiber на водной основе.
Блок-состав REABLOCK
Figure imgf000015_0002
Таблица 7.
Блок-состав M-Fiber
Figure imgf000016_0001
Плановая процедура операции:
Герметизация затрубного пространства.
Закачка в трубное пространство 5 м3 блок-состава FIBER из агрегата N° 1, далее - 10 м3 блок - состава REABLOCK из агрегата N° 2 и Ns 3.
Продавка комбинированной пачки технической водой в объеме 13 м3. По расчету на поглощение должно было пойти 5 м3 блок-состава FIBER и 3 м3 блок-состава REABLOCK. «Голова» блок-состава REABLOCK на глубине 2717 м.
Фактическая ситуация при проведении работ:
При закачке блок-состава зафиксирован плавный рост давления с 0 до 70 атм на 6.7 м3 продавки (в пласт зашло 1.7 м3 блок-состав с волокнистой добавкой).
После прокачивания 10 м3 продавки (чистая жидкость) давление в устье скважины выросло до 100 атм (кратковременно до 120 атм).
После остановки закачки наблюдалось плавное падение давления до 80 атм. Закрытие трубного и затрубного пространств в течение технического отстоя.
Блок-состав размещен под давлением, что говорит об образовании фильтрующего слоя (filter cake) на стенке скважины. При этом комбинированная пачка оказалось значительно эффективнее, чем блок-состав REABLOCK.
После технического отстоя произведен спуск гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) с промывкой для нормализации забоя. На глубине 1200 м появилась циркуляция и далее продолжили спуск ГНКТ в интервале 1200-2844 м, интенсивность поглощения раствора - 3 м3/час, что говорит о снижении уровня поглощений.
Через 7 дней был осуществлен ввод заглушённой скважины в эксплуатацию. Дополнительная кислотная обработка не проводилась. Остатки фильтрационной корки были сняты путем создания депрессии. Выход волокна из фильтрующего слоя на поверхность не наблюдался. Снижение уровня добычи отмечено не было, что говорит о минимизации повреждения проппантной пачки кольматирующим составом.
Несмотря на то, что выше были подробно описаны только несколько примеров осуществления настоящего раскрытия, специалисты в данной области легко поймут, что возможны многие модификации приведенных вариантов без существенного отклонения от настоящего раскрытия. Соответственно, все подобные модификации должны быть включены в объем настоящего раскрытия, как определено в нижеследующей формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ временной изоляции интервала скважины, содержащий:
закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируем ые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя;
при этом, первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1.
2. Способ по п.1, в котором в качестве вязкой несущей жидкости выбирают, например, водный раствор загущающего полимера, эмульсию.
3. Способ по п.1, в котором в качестве деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликолевая кислота.
4. Способ по п.1, в котором недеградируемые частицы выбирают, например, из карбоната кальция, оксида кремния, алюмосиликатов, бокситов.
5. Способ по п.1, в котором первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
6. Способ по п.1, в котором вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3.
7. Способ по п.1, в котором деградируемые волокна имеют длину от 3 до 10 мм.
8. Способ по п.1, в котором деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 5 мм.
9. Способ по п.1, в котором недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 1 мм.
10. Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта, содержащий: закачивание в скважину с трещинами ГРП первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину с несколькими трещинами ГРП второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя;
при этом, первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1;
повышение давления в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проведение гидроразрыва пласта в новом месте.
11. Способ глушения скважины, содержащий:
закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя,
при этом, первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину.
12. Способ по п.11, в котором объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1 :5 до 2: 1.
13. Способ по п.1 1, в котором первая суспензия содержит вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы или деградируемые волокна.
14. Способ по п.П, в котором фильтрующие слои удаляют путем депрессии в стволе скважины.
PCT/RU2017/000394 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины Ceased WO2018226113A1 (ru)

Priority Applications (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000394 WO2018226113A1 (ru) 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины
RU2019135958A RU2742382C1 (ru) 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины
CA3066104A CA3066104A1 (en) 2017-06-09 2017-06-09 Method for temporary isolation of well interval, method for hydraulic refracturing, and method for well killing
US16/620,597 US11168555B2 (en) 2017-06-09 2017-06-09 Method for temporary isolation of well interval, method for hydraulic refracturing, and method for well killing
SA519410749A SA519410749B1 (ar) 2017-06-09 2019-12-07 طريقة للعزل المؤقت لفاصل بئر، طريقة لإعادة تكسير هيدروليكي، وطريقة لإخماد بئر

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2017/000394 WO2018226113A1 (ru) 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018226113A1 true WO2018226113A1 (ru) 2018-12-13

Family

ID=64567083

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000394 Ceased WO2018226113A1 (ru) 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины

Country Status (5)

Country Link
US (1) US11168555B2 (ru)
CA (1) CA3066104A1 (ru)
RU (1) RU2742382C1 (ru)
SA (1) SA519410749B1 (ru)
WO (1) WO2018226113A1 (ru)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA200870014A1 (ru) * 2005-12-05 2009-12-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Отклонение или изоляция при помощи разрушаемых материалов
US20160333680A1 (en) * 2015-05-12 2016-11-17 Schlumberger Technology Corporation Well re-fracturing method
RU2603990C2 (ru) * 2011-07-15 2016-12-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Гетерогенное размещение проппанта в гидроразрыве пласта с наполнителем из удаляемого экстраметрического материала

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5607905A (en) * 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7527095B2 (en) 2003-12-11 2009-05-05 Shell Oil Company Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore
US7775278B2 (en) 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7762960B2 (en) 2005-05-13 2010-07-27 Boston Scientific Scimed, Inc. Biopsy forceps assemblies
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
US9376888B2 (en) * 2013-08-08 2016-06-28 Halliburton Energy Services, Inc. Diverting resin for stabilizing particulate in a well
US20160290115A1 (en) 2014-01-09 2016-10-06 Halliburton Energy Services, Inc. Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA200870014A1 (ru) * 2005-12-05 2009-12-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Отклонение или изоляция при помощи разрушаемых материалов
RU2603990C2 (ru) * 2011-07-15 2016-12-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Гетерогенное размещение проппанта в гидроразрыве пласта с наполнителем из удаляемого экстраметрического материала
US20160333680A1 (en) * 2015-05-12 2016-11-17 Schlumberger Technology Corporation Well re-fracturing method

Also Published As

Publication number Publication date
US11168555B2 (en) 2021-11-09
CA3066104A1 (en) 2018-12-13
SA519410749B1 (ar) 2024-08-27
US20210140293A1 (en) 2021-05-13
RU2742382C1 (ru) 2021-02-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7644761B1 (en) Fracturing method for subterranean reservoirs
US4662448A (en) Well treatment method using sodium silicate to seal formation
CN104712303B (zh) 最小化压裂处理中支撑剂的过度驱替的方法
US11255176B2 (en) Methods of propping created fractures and microfractures in tight formation
CA2997709C (en) Enhancing propped complex fracture networks in subterranean formations
US20210292638A1 (en) Breaker System for Emulsified Fluid System
US10421893B2 (en) Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
RU2457323C1 (ru) Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями
US10941638B2 (en) Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing
RU2742382C1 (ru) Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины
US11091977B2 (en) Methods for diversion and controlling fluid-loss using formate brine compositions
US11091687B2 (en) Methods of improving conformance applications
US20120273200A1 (en) Methods for treating a wellbore
US10040985B2 (en) Compositons and methods for curing lost circulation
CA3133662C (en) Proppant ramp-up for cluster efficiency
Poyyara et al. Optimization of Acid Treatments by Assessing Diversion Strategies in Carbonate and Sandstone Formations
Christian et al. Formation Damage Control in Sand Control and Stimulation Work
Demak et al. Advanced Way in Controlling Fracture Height Growth during Hydraulic Fracturing Case Study Sangasanga Indonesia.

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: 17912410

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3066104

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2019135958

Country of ref document: RU

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17912410

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 519410749

Country of ref document: SA

WWG Wipo information: grant in national office

Ref document number: 519410749

Country of ref document: SA