RU2346152C2 - Способы гидроразрыва подземных скважин - Google Patents

Способы гидроразрыва подземных скважин Download PDF

Info

Publication number
RU2346152C2
RU2346152C2 RU2006101186/03A RU2006101186A RU2346152C2 RU 2346152 C2 RU2346152 C2 RU 2346152C2 RU 2006101186/03 A RU2006101186/03 A RU 2006101186/03A RU 2006101186 A RU2006101186 A RU 2006101186A RU 2346152 C2 RU2346152 C2 RU 2346152C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
particles
proppant
resin
well
fracture
Prior art date
Application number
RU2006101186/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006101186A (ru
Inventor
Филип Д. НГУЙЕН (US)
Филип Д. НГУЙЕН
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
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 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Publication of RU2006101186A publication Critical patent/RU2006101186A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2346152C2 publication Critical patent/RU2346152C2/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805Coated proppants
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Adhesives Or Adhesive Processes (AREA)
  • Lining Or Joining Of Plastics Or The Like (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способам формирования расклиненных трещин в частях подземных формаций. Технический результат - повышение эффективности создания трещин. Способ формирования расклиненной трещины содержит подготовку трещины, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область, размещение частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, частично покрытых клейким веществом, размещение части частиц второго расклинивающего наполнителя, имеющих более крупный размер по шкале грохочения, чем частицы первого расклинивающего наполнителя, в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области. Способ стимулирования продуктивного интервала содержит гидравлический разрыв для создания трещины, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область, размещение части частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, частично покрытых клейким веществом, в дальней от скважины области трещины и размещение части частиц указанного выше второго расклинивающего наполнителя в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Настоящее изобретение относится к способам формирования расклиненных трещин в частях подземных формаций. Добывающие скважины (такие как добывающие углеводороды скважины или добывающие воду скважины) часто стимулируют гидравлическим разрывом. При проведении гидравлического разрыва вязкую жидкость для гидроразрыва, которая также выполняет функцию несущей жидкости, закачивают насосом в часть подземной формации с такими расходом и давлением, что подземная формация разрушается, и образуется одна или несколько трещин. Обычно измельченные твердые вещества, такие как фракционированный песок, суспендируют в части жидкости для гидроразрыва и затем осаждают в трещинах. Эти измельченные твердые вещества или частицы расклинивающего наполнителя служат для предотвращения полного смыкания трещин сразу же после устранения гидравлического давления. Удерживая трещину от полного смыкания, частицы расклинивающего наполнителя способствуют образованию проводящих путей, через которые могут протекать жидкости.
Широко используемые частицы расклинивающего наполнителя обычно содержат, по существу, сферические частицы, такие как фракционированный песок, боксит, керамика или даже ореховая скорлупа. Как правило, частицы расклинивающего наполнителя помещают в трещину в такой концентрации, что они образуют плотную набивку частиц. К сожалению, в таких традиционных операциях, когда трещины смыкаются на частицах расклинивающего наполнителя, частицы могут крошиться или уплотняться, потенциально формируя скорее непроницаемые или низкопроницаемые массы внутри трещины, чем желательные высокопроницаемые массы, такие низкопроницаемые массы могут забить проток жидкостей внутри формации. Более того, частицы расклинивающего наполнителя могут внедряться в особенно мягкие формации, отрицательно влияя на производительность.
Степень успеха операции разрыва зависит по меньшей мере частично от пористости трещины и проводимости сразу после прекращения операции разрыва и начала добычи. Традиционные операции разрыва вводят большой объем частиц расклинивающего наполнителя в трещину, и пористость забитой в результате расклинивающим наполнителем трещины связана с соединенными между собой промежуточным зазором граничащими частицами расклинивающего наполнителя. Таким образом, пористость трещины, полученная в результате традиционной операции разрыва, тесно связана с прочностью размещенных частиц расклинивающего наполнителя (если размещенные частицы крошатся, то кусочки разрушенного расклинивающего наполнителя могут закупоривать промежуточные зазоры) и размеров и формы размещенных частиц (более крупные, более сферические частицы расклинивающего наполнителя обычно дают увеличенные промежуточные зазоры между частицами).
Один из предложенных путей решения проблем, свойственных плотным набивкам частиц расклинивающего наполнителя, предусматривает размещение значительно уменьшенного объема частиц расклинивающего наполнителя в трещине для создания высокопористой набивки частиц расклинивающего наполнителя, такую набивку можно было бы охарактеризовать как частичный монослой. В частичных монослоях частицы расклинивающего наполнителя внутри трещины могут быть расположены с широкими промежутками, но все-таки достаточно близко, чтобы удерживать трещину открытой и обеспечивать добычу. Частичные монослои делают возможной увеличенную проводимость трещины, благодаря по меньшей мере частично тому факту, что добываемые жидкости могут течь вокруг расположенных с широкими промежутками частиц расклинивающего наполнителя скорее, чем только через относительно малые промежуточные зазоры в традиционном набитом слое частиц расклинивающего наполнителя.
Хотя концепция частичных монослоев для применения для гидроразрыва была исследована в промышленности, эта концепция не находит успешного применения по нескольким причинам. Одной из проблем является то, что успешное размещение частичного монослоя частиц расклинивающего наполнителя ставит уникальные вопросы по относительным плотностям частиц против несущей жидкости. Другая проблема заключается в том, что размещение расклинивающего наполнителя, который имеет склонность к измельчению или внедрению под давлением, может дать возможность трещине сжаться или сомкнуться местами сразу после сброса давления гидроразрыва. Еще одной проблемой является то, что частицы могут иметь тенденцию располагаться с промежутками неровно или располагаться с промежутками скорее индивидуально, чем скоплениями, и поэтому они создают более тонкую или меньшую, чем желательная, трещину сразу после сброса давления гидроразрыва.
Согласно изобретению создан способ формирования расклиненной трещины, содержащий следующие стадии:
подготовка трещины в части подземной формации, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область;
размещение части частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере частично покрытых клейким веществом, в дальней от скважины области трещины;
размещение части частиц второго расклинивающего наполнителя, имеющих более крупный размер по шкале грохочения, чем частицы первого расклинивающего наполнителя, в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области.
Частицы первого расклинивающего наполнителя могут составлять от около 40% до около 90% по массе всех частиц используемого расклинивающего наполнителя и содержат по меньшей мере одно из следующего: частицы низкокачественного расклинивающего наполнителя, частицы песка, частицы боксита, керамические частицы, частицы стекла, полимерные частицы, частицы Teflon®, частицы ореховой скорлупы, содержащие отвержденные частицы смолы кусочки ореховой скорлупы, частицы переработанной древесины, композиционные частицы, полученные из связующего и частиц наполнителя, содержащие диоксид кремния, оксид алюминия, коллоидный углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, летучую золу, полые стеклянные микросферы или частицы твердого стекла.
Клейкое вещество может содержать неводное повышающее клейкость вещество, водное повышающее клейкость вещество, силил-модифицированный полиамид, состав на основе отверждаемой смолы или их сочетание.
Неводное повышающее клейкость вещество может дополнительно содержать многофункциональный материал, материал, содержащий по меньшей мере одно из следующих веществ: альдегид, диальдегид, глутаральдегид, полуацеталь, высвобождающий альдегид соединение, галогенид дикислоты, дигалогенид, дихлорид, дибромид, ангидрид поликислоты, лимонная кислота, эпоксид, конденсат фурфурола, конденсат глутаральдегида или конденсат альдегида.
Водное повышающее клейкость вещество может содержать по меньшей мере одно из следующих веществ: полиметилакрилат, полибутилакрилат, поли-2-этилгексилакрилат, полиметилметакрилат, полибутилметакрилат, поли-2-этилгексилметакрилат, полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, сомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного метакриловой кислоты, гомополимер метакриловой кислоты, гомополимер сложного эфира метакриловой кислоты, полимер сульфоната акриламидо-метил-пропана, полимер производного сульфоната акриламидо-метил-пропана, сополимер сульфоната акриламидо-метил-пропана или сополимер акриловая кислота/акриламидо-метил-пропан-сульфонат.
Отверждаемая смола может содержать, по меньшей мере, одно из следующих веществ: двухкомпонентая смола на эпокси-основе, смола на основе глицидилового простого эфира, смола на основе бутоксиметил-бутил-глицидилового простого эфира, новолачная смола, полиэпоксидная смола, мочевино-альдегидная смола, уретановая смола, полиуретановая смола и их гибриды и сополимеры, фенольная смола, фенол-альдегидная смола, смола на основе диглицидилового простого эфира бисфенола А, смола на основе бисфенол А-эпихлоргидрина, фенолоформальдегидная смола, фенольная/латексная смола, фурановая смола, смола на основе фурана/фурфурилового спирта, смола на основе сложного полиэфира и их гибриды и сополимеры, или акрилатная смола.
Можно формировать частичный монослой размещением частиц, покрытых клейким материалом, для формирования разнесенных опор, способных расклинивать трещину.
Частичный монослой можно формировать размещением частиц не способного деградировать расклинивающего наполнителя вместе со способными деградировать частицами так, что способные деградировать частицы деградируют после размещения частиц второго расклинивающего наполнителя с образованием высокопористой расклиненной трещины.
Частицы второго расклинивающего наполнителя могут содержать, по существу, несферические частицы, каждая из которых имеет соотношение геометрических размеров и наиболее длинную ось, имеющую длину от около 0,02 дюйма до около 0,3 дюйма.
Частицы второго расклинивающего наполнителя могут содержать частицы высококачественного расклинивающего наполнителя.
Частицы второго расклинивающего наполнителя могут содержать, по меньшей мере, один пластик высокой плотности и усиливающий материал.
Частицы второго расклинивающего наполнителя могут содержать частицы не способного деградировать расклинивающего наполнителя и способные деградировать частицы.
Способные деградировать частицы могут содержать, по меньшей мере, одно из следующего: деградирующая в масле частица, выбранная из группы, состоящей из полиакриловых производных, полиамида, полиолефина, полиэтилена, полипропилена, полиизобутилена и полистирола, деградирующая в воде частица, выбранная из группы, состоящей из полисахарида, хитина, хитозана, протеина, алифатического сложного полиэфира, полилактида, полигликолида, поли-ε-капролактона, полигидроксибутирата, полиангидрида, алифатического или ароматического поликарбоната, сложного полиортоэфира, полиаминокислоты, полиэтиленоксида, полифосфазена, дегидратированной соли, полиадипинового ангидрида, полипробкового ангидрида, полисебацинового ангидрида, поли(додекандиоевого ангидрида), поли(малеинового ангидрида), полибензойного ангидрида и материала твердого безводного бората.
Способная деградировать частица может составлять от около 10% до около 90% частиц второго расклинивающего наполнителя.
Трещину можно создавать в части подземной формации гидравлическим разрывом.
Согласно изобретению создан способ стимулирования продуктивного интервала, содержащий следующие стадии:
гидравлический разрыв в части подземной формации для создания трещины, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область,
размещение части частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере частично покрытых клейким веществом, в дальней от скважины области трещины,
размещение части частиц второго расклинивающего наполнителя, имеющих более крупный размер по шкале грохочения, чем частицы первого расклинивающего наполнителя, в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области.
Частицы первого расклинивающего наполнителя могут составлять от около 40% по массе до около 90% по массе всех используемых частиц расклинивающего наполнителя и содержат низкокачественные частицы.
Частичный монослой можно формировать размещением частиц расклинивающего наполнителя, покрытых клейким материалом, для формирования разнесенных опор, способных расклинивать трещину, или размещением не способных деградировать частиц расклинивающего наполнителя вместе со способными деградировать частицами так, что способные деградировать частицы деградируют после размещения частиц второго расклинивающего наполнителя с образованием высокопористой расклиненной трещины.
Характерные особенности и преимущества данного изобретения станут очевидными для специалистов при чтении описания воплощений, которое следует далее.
Настоящее изобретение относится к способам формирования расклиненных трещин в частях подземных формаций, включающим размещение частиц расклинивающего наполнителя в, по меньшей мере, одной трещине для формирования проводящей расклиненной трещины. Способы по данному изобретению используют, по меньшей мере, два типа частиц расклинивающего наполнителя. Частицы первого расклинивающего наполнителя, используемого в способах по данному изобретению, содержат частицы расклинивающего наполнителя, которые по меньшей мере частично покрыты клейким веществом. Частицы расклинивающего наполнителя, покрытые клейким веществом, имеют тенденцию объединяться в трещине, уменьшая тем самым обратный поток расклинивающего наполнителя и других частиц во время добычи. Частицы первого расклинивающего наполнителя размещают в дальней от скважины части трещины. Термин «дальняя от скважины» относится к части трещины, которая является дистальной по отношению к скважине и проксимальной к концу трещины. Термин «клейкое вещество» относится к материалу, который способен покрывать частицы расклинивающего наполнителя и который обнаруживает липкий или клейкий характер (такому как смола или вещество для повышения клейкости), так что частицы расклинивающего наполнителя, которые имеют на них адгезив, склонны создавать кластеры или агрегаты. Термин «липкий» во всех его формах обычно относится к веществу, имеющему такой характер, что оно является (или может быть активировано, чтобы стать) до некоторой степени липким на ощупь.
Частицы второго расклинивающего наполнителя, используемого в способах по данному изобретению, должны быть способны к формированию частичного монослоя в трещине. Термин «частичный монослой» относится к высокопористой набивке частиц расклинивающего наполнителя в трещине, в которой частицы расклинивающего наполнителя широко разнесены, но еще способны удерживать трещину открытой. В некоторых воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 40%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 43%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 45%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 50%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 55%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 60%. В других воплощениях данного изобретения термин «высокопористый» относится к пористостям более чем около 70%. Частицы второго расклинивающего наполнителя помещают в ближней к скважине части трещины, по существу, вблизи области размещения частиц первого расклинивающего наполнителя. Термин «ближняя к скважине» относится к части трещины, которая является, по существу, соседней или проксимальной к скважине и дистальной по отношению к концу трещины.
Настоящее изобретение позволяет трещине быть расклиненной так, что большая часть частиц расклинивающего наполнителя является частицами низкокачественного, менее ценного первого расклинивающего наполнителя. Остальные частицы расклинивающего наполнителя, необходимые для расклинения трещины, могут быть высококачественными, стойкими к раздавливанию частицами расклинивающего наполнителя, который помещают в трещину как частичный монослой. Помещением частиц первого расклинивающего наполнителя в дальнюю от скважины часть трещины и частиц второго расклинивающего наполнителя в ближнюю к скважине часть трещины трещина может быть расклинена и проводимость трещины обеспечена при значительно более низкой стоимости по сравнению с традиционными способами. Соответственно, настоящее изобретение относится к способам формирования расклиненной трещины, содержащим подготовку трещины, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область в части подземной формации, подготовку частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере частично покрытых клейким веществом, размещение частиц первого расклинивающего наполнителя в дальней от скважины области трещины, подготовку частиц второго расклинивающего наполнителя, способных формировать частичный монослой, и размещение частиц второго расклинивающего наполнителя в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области.
Частицы первого расклинивающего наполнителя, используемые в способах по данному изобретению, могут быть какими-либо частицами, которые по меньшей мере частично покрыты клейким веществом. Как обсуждалось выше, частицы расклинивающего наполнителя могут быть использованы для расклинивания трещин, и, когда они покрыты клейким веществом, частицы расклинивающего наполнителя могут объединяться в трещине, уменьшая тем самым обратный поток расклинивающего наполнителя и других частиц во время добычи. В некоторых воплощениях частицы первого расклинивающего наполнителя составляют от около 40% до около 90% всех частиц расклинивающего наполнителя, используемого в трещине.
Частицы некоторых расклинивающих наполнителей, известных в технике, могут быть подходящими для применения в качестве частиц первого расклинивающего наполнителя по данному изобретению. Примеры частиц подходящего первого расклинивающего наполнителя включают, но без ограничения указанным, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы Teflon®, измельченную ореховую скорлупу, частицы оболочек семян, содержащие отвержденные частицы смолы кусочки ореховой скорлупы, содержащие отвержденные частицы смолы кусочки оболочек семян, кусочки околоплодников, содержащие отвержденные частицы смолы кусочки околоплодников, переработанную древесину, композиционные частицы, полученные из связующего и частиц наполнителя, включая диоксид кремния, оксид алюминия, коллоидный углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, летучую золу, полые стеклянные микросферы и твердое стекло и их сочетания.
В основном, подходящие частицы первого расклинивающего наполнителя имеют такой размер, что предотвращается извлечение из формации мелочи формации, которая может мигрировать с добываемыми жидкостями. Частицы первого расклинивающего наполнителя, используемого в способах по данному изобретению, могут иметь любое сочетание размера и формы, которое известно в технике как подходящее для применения в операции гидроразрыва. Обычно, когда частицы выбранного расклинивающего наполнителя являются, по существу, сферическими, подходящие частицы расклинивающего наполнителя имеют размеры в пределах от около 2 до около 400 меш серии сит США. В некоторых воплощениях данного изобретения частицы расклинивающего наполнителя имеют размеры в пределах от около 8 до около 100 меш серии сит США. Специалист в данной области техники с помощью данного описания может определить предпочтительный размер частиц первого расклинивающего наполнителя на основе, например, распределения частиц формации, которые должны быть задержаны частицами первого расклинивающего наполнителя.
Хотя частицы первого расклинивающего наполнителя обычно, по существу, сферические, подходящие примеры также включают все известные формы материалов, включая такие, как волокнистые материалы, полигональные материалы (такие как кубические материалы) и их смеси. В некоторых воплощениях данного изобретения может быть желательным использование, по существу, несферических частиц первого расклинивающего наполнителя. Подходящие, по существу, несферические частицы первого расклинивающего наполнителя могут быть кубическими, полигональными, волокнистыми или любой другой несферической формы. Такие, по существу, несферические частицы первого расклинивающего наполнителя могут быть, например, кубической формы, прямоугольной формы, в форме стержня, в форме эллипса, конусообразной формы, в форме пирамиды или цилиндрической формы.
В некоторых предпочтительных воплощениях данного изобретения частицы низкокачественного расклинивающего наполнителя могут быть использованы в качестве частиц первого расклинивающего наполнителя.
Используемый здесь термин «частицы низкокачественного расклинивающего наполнителя» относится к частицам расклинивающего наполнителя, которые не соответствуют по меньшей мере одному из стандартов сферичности, закругленности, размеру, мутности, растворимости в кислоте, относительной доли мелочи или сопротивления раздавливанию, которые перечислены в стандарте Американского нефтяного института номер 56 для частиц, используемых в операциях разрыва.
Стандарт 56 описывает минимальный стандарт сферичности как по меньшей мере 0,6 и закругленности как по меньшей мере 0,6. Используемые здесь термины «сферичность» и «закругленность» определены, как описано в указанном стандарте, и могут быть определены с использованием процедур, установленных в нем. Данный стандарт устанавливает также некоторые широко известные размеры расклинивающего наполнителя, такие как 6/12, 8/16, 12/20, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140. Стандарт 56 дополнительно отмечает, что минимальная относительная доля частиц та, которая может оказаться между обозначенными размерами песка, и что не более чем 0,1 мас.% частиц должны быть более крупными частицами, чем более крупный размер песка, и не более чем 1 мас.% частиц должны быть более мелкими, чем меньшая крупность песка. Так, для расклинивающего наполнителя 20/40 не более чем 0,1 мас.% частиц должно быть более крупными, чем 20 меш США, и не более чем 1 мас.% частиц должно быть менее крупными, чем 40 меш США.
В указанном стандарте приведен минимальный стандарт для мутности частиц расклинивающего наполнителя как 250 FTU или менее. Стандарт 56 описывает минимальный стандарт для растворимости в кислоте как потерю не более чем 2 мас.% при испытании согласно процедурам данного стандарта для расклинивающего наполнителя с крупностью между 6/12 меш и 30/50 меш серии сит США и как потерю не более 3 мас.% при испытании согласно процедурам данного стандарта для расклинивающего наполнителя с крупностью между 40/70 меш и 70/140 меш серии сит США. Согласно стандарту 56 растворимость в кислоте частиц расклинивающего наполнителя (т.е. песка) в растворе хлороводородной-фтороводородной кислоты (а именно, 12% по массе HCl и 3% по массе HF) является показателем количества нежелательных примесей (например, карбонатов, полевых шпатов, оксидов железа, глин и тому подобного), присутствующих в частицах расклинивающего наполнителя. Стандарт 56 описывает минимальный стандарт для сопротивления раздавливанию расклинивающего наполнителя как образование не более чем предлагаемый максимум мелочи, как установлено в таблице 1 ниже, для испытанной крупности.
Таблица 1
Предлагаемый максимум мелочи для частиц расклинивающего наполнителя, подвергнутого испытанию на прочность при раздавливании
Размер меш (серии сит США) Сила раздавливания (фунты) Нагрузка на частицы расклинивающего наполнителя (фунт/кв. дюйм) Максимум мелочи (% по массе)
6/12 6,283 2,000 20
8/16 6,283 2,000 18
12/20 9,425 3,000 16
16/30 9,425 3,000 14
20/40 12,566 4,000 14
30/50 12,566 4,000 10
40/70 15,708 5,000 8
70/140 15,708 5,000 6
Частицы первого расклинивающего наполнителя по данному изобретению по меньшей мере частично покрыты клейким веществом. Клейкие вещества, подходящие для применения в данном изобретении, включают повышающие клейкость вещества (неводные повышающие клейкость вещества и водные повышающие клейкость вещества), силил-модифицированные полиамиды и составы на основе отверждаемых смол, которые способны к отверждению с образованием отвержденных веществ. Помимо стимуляции частиц первого расклинивающего наполнителя к образованию агрегатов, применение клейкого вещества может давать расклиненную трещину, которая вообще не испытывает на практике или испытывает очень небольшой нежелательный обратный поток расклинивающего наполнителя или частиц формации. Более того, нанесение клейкого вещества на частицы первого расклинивающего наполнителя может способствовать образованию агрегатов скоплений частиц расклинивающего наполнителя, которые усиливают способность частиц расклинивающего наполнителя эффективно удерживать трещину открытой для добычи. Клейкие вещества могут быть нанесены оперативно («на лету») на месте скважины или могут быть нанесены заблаговременно.
Неводные повышающие клейкость вещества, подходящие для покрытия частиц первого расклинивающего наполнителя по данному изобретению, содержат какое-либо соединение, которое, когда находится в жидкой форме или в растворе в растворителе, будет образовывать неотверждающееся покрытие на частицах. Один пример подходящей группы неводных повышающих клейкость веществ содержит полиамиды, которые являются жидкостями или находятся в растворе при температуре подземной формации, так что они сами по себе являются неотверждающимися, когда их вводят в подземную формацию. Другим примером подходящего неводного повышающего клейкость вещества является продукт реакции конденсации, составленный коммерчески доступными поликислотами и полиаминами. Такие коммерческие продукты включают такие вещества, как смеси С36 двухосновных кислот, содержащие некоторые тримерные и высшие олигомеры и также небольшие количества мономерных кислот, которые взаимодействуют с полиаминами. Другие поликислоты включают тримерные кислоты, синтетические кислоты, полученные из жирных кислот, малеинового ангидрида, акриловой кислоты, и тому подобное. Такие кислотные смеси доступны от компаний, таких как Witco Corporation, Union Camp, Chemtall и Emery Industries. Продукты реакции доступны, например, от Champion Technologies, Inc. и Witco Corporation. Дополнительные вещества, которые могут быть использованы в качестве неводных повышающих клейкость веществ, включают жидкости и растворы, например, сложных полиэфиров, поликарбонатов и поликарбаматов, натуральные смолы, такие как шеллак, и тому подобное. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патенте США № 5853048, выданном Weaver и др., и патенте США № 5833000, выданном Weaver и др., существенные раскрытия которых приобщены к сему ссылкой.
Неводные повышающие клейкость вещества для применения в данном изобретении либо могут быть использованы так, чтобы они формировали неотверждающееся покрытие, либо они могут быть объединены с многофункциональным материалом, способным взаимодействовать с неводным повышающим клейкость веществом с образованием отвержденного покрытия. Используемый здесь термин «отвержденное покрытие» означает, что взаимодействие неводного повышающего клейкость вещества с многофункциональным материалом будет иметь результатом, по существу, нетекучий продукт реакции, который обнаруживает более высокую прочность при сжатии в объединенном агломерате, чем одно неводное повышающее клейкость вещество. В этом случае повышающее клейкость вещество может функционировать подобно отверждаемой смоле. Многофункциональные материалы, пригодные для применения в данном изобретении, включают, но без ограничения указанным, альдегиды, такие как формальдегид, диальдегиды, такие как глутаральдегид, полуацетали или высвобождающие альдегид соединения, галогениды, дигалогениды дикислот, такие как дихлориды и дибромиды, ангидриды поликислот, таких как лимонная кислота, эпоксиды, фурфурол, глутаральдегид или конденсаты альдегидов и тому подобное и их сочетания. В некоторых воплощениях данного изобретения многофункциональный материал может быть смешан с неводным повышающим клейкость веществом в количестве от около 0,01% до около 50% по массе неводного повышающего клейкость вещества, чтобы воздействовать на образование продукта реакции. В других воплощениях многофунциональный материал используют в количестве от около 0,5% до около 1% по массе неводного повышающего клейкость вещества. Подходящие многофункциональные материалы описаны в патенте США №5839510, выданном Weaver и др., существенное раскрытие которого приобщено к сему ссылкой. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патенте США №5853048, выданном Weaver и др., существенное раскрытие которого приобщено к сему ссылкой.
Растворители, подходящие для применения с повышающими клейкость веществами по данному изобретению, включают любой растворитель, который совместим с неводным повышающим клейкость веществом и достигает желательного эффекта вязкости. Растворители, которые могут быть использованы в данном изобретении, включают растворители, имеющие высокие температуры вспышки (наиболее предпочтительно выше около 125°F). Примеры растворителей, подходящих для использования в данном изобретении, включают, но без ограничения указанным, бутилглицидиловый простой эфир, метиловый простой эфир дипропиленгликоля, бутиловый остаточный спирт, диметиловый простой эфир дипропиленгликоля, метиловый простой эфир диэтиленгликоля, бутиловый простой эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид, метиловые сложные эфиры жирных кислот и их сочетания. В компетенции специалиста в данной области определить с учетом данного раскрытия, нужен ли растворитель для достижения вязкости, подходящей для подземных условий, и если да, то сколько.
Как упомянуто выше, подходящие клейкие вещества включают водные повышающие клейкость вещества. Подходящие водные повышающие клейкость вещества способны образовывать по меньшей мере частичное покрытие на поверхности частиц (таких как частицы первого расклинивающего наполнителя). Обычно подходящие водные повышающие клейкость вещества не являются значительно клейкими до тех пор, пока они не «активируются» (то есть дестабилизируются, объединятся и/или подвергнутся реакции) до превращения водного повышающего клейкость вещества в клейкое повышающее клейкость вещество в желательное время. Такая активация может происходить до, во время или после размещения водного повышающего клейкость вещества в подземной формации. В некоторых воплощениях предварительная обработка вначале может быть связанной с поверхностью частиц для подготовки ее к покрытию водным повышающим клейкость веществом. Подходящими водными повышающими клейкость веществами обычно являются заряженные полимеры, которые содержат соединения, которые в водном растворителе или растворе будут образовывать неотверждающееся покрытие (сами по себе или с активатором) и, когда нанесены на частицы, будут увеличивать постоянную критическую скорость повторного суспендирования частиц в контакте с потоком воды. Термин «постоянная критическая скорость повторного суспендирования» относится к скорости текущей воды, которая равна по меньшей мере от около 3- до около 5-кратной скорости непокрытых частиц, когда частицы повторно суспендируются, поднимаются или отделяются от слежавшегося положения. Постоянные критические скорости повторного суспендирования дополнительно описаны в примере 7 патентной заявки США № 10/864061, поданной 9 июня 2004, раскрытие которой приобщено к сему ссылкой. Водное повышающее клейкость вещество может усиливать контакт зерна с зерном между отдельными частицами внутри формации (будь то частицы расклинивающего наполнителя, частицы формации или другие частицы), способствуя консолидации частиц в сцепленную и проницаемую массу.
Примеры водных повышающих клейкость веществ для применения в данном изобретении включают, но без ограничения указанным, полимеры акриловой кислоты, полимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры сложных эфиров акриловой кислоты, такие как полиметилакрилат, полибутилакрилат и поли-2-этилгексилакрилат, сополимеры сложных эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гополимеры метакриловой кислоты, гополимеры сложных эфиров метакриловой кислоты, такие как полиметилметакрилат, полибутилметакрилат и поли-2-этилгексилметакрилат, полимеры сульфоната акриламидо-метил-пропана, полимеры производных сульфоната акриламидо-метил-пропана, сополимеры сульфоната акриламидо-метил-пропана, сополимеры акриловая кислота/акриламидо-метил-пропан-сульфонат и их сочетания. Способы определения подходящих водных повышающих клейкость веществ и водные повышающие клейкость вещества раскрыты в патентной заявке США №10/864061, поданной 9 июня 2004, и в патентной заявке США №10/864618, поданной 9 июня 2004, раскрытия которых включены в данное описание посредством ссылки.
Силил-модифицированные полиамиды, подходящие для применения в качестве клейкого вещества в способах по данному изобретению, могут быть описаны как, по существу, самоотверждающиеся композиции, которые способны по меньшей мере частично прилипать к частицам в неотвержденном состоянии и которые далее способны самоотверждаться до, по существу, нелипкого состояния, в котором к ним уже не будут прилипать отдельные частицы, такие как мелочь формации, например, в формации или в пористых соединительных частях, набитых расклинивающим наполнителем. Такие силил-модифицированные полиамиды могут быть на основе, например, продукта реакции силирующего соединения с полиамидом или смесью полиамидов. Полиамидом или смесью полиамидов может быть одно или несколько промежуточных соединениий полиамида, полученных, например, от взаимодействия поликислоты (например, дикислоты или высшей) с полиамином (например, с диамином или высшим) с образованием полимера полиамида с удалением воды. Другие силил-модифицированные полиамиды и способы получения таких соединений описаны в патенте США № 6439309, выданном Matherly и др., раскрытие которого включено в данное описание ссылкой.
Составы на основе отверждаемых смол, подходящие для применения в качестве клейкого вещества, обычно содержат отверждаемую смолу и отвердитель. Подходящие отверждаемые смолы включают все известные смолы, которые способны образовывать отвержденную объединенную массу. Многие такие смолы обычно используются в операциях укрепления подземелья, и некоторые подходящие смолы включают двухкомпонентые смолы на эпокси-основе, смолы на основе глицидиловых простых эфиров, смолы на основе бутоксиметил-бутил-глицидиловых простых эфиров, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, мочевино-альдегидные смолы, уретановые смолы, полиуретановые смолы и их гибриды и сополимеры, фенольные смолы, фенолоальдегидные смолы, смолы на основе диглицидиловых простых эфиров бисфенола А, смолы на основе бисфенол А-эпихлоргидрина, фенолоформальдегидные смолы, фенольные/латексные смолы, фурановые смолы, смолы на основе фурана/фурфурилового спирта, смолы на основе сложных полиэфиров и их гибриды и сополимеры, акрилатные смолы и их сочетания. Специалист в данной области с помощью данного описания способен выбрать отверждаемую смолу для применения в составе на основе отверждаемой смолы и определить, нужен ли и какой отвердитель нужен для запуска механизма отверждения.
Подходящими отвердителями являются те, которые способны воздействовать на отверждаемую смолу так, чтобы она образовывала отвержденную объединенную массу. Тип отвердителя зависит от выбранной отверждаемой смолы. Например, некоторые подходящие отверждаемые смолы, такие как эпоксидные смолы, могут быть отверждены отвердителем, который является внутренним катализатором или активатором. Такие составы на основе отверждаемых смол, когда их закачивают насосом в скважину, могут быть отверждены с помощью только времени и температуры. Другие подходящие отвердители используют, когда отверждаемые смолы, например фурановая смола, требуют катализатора замедленного действия или внешнего катализатора, чтобы помочь активировать полимеризацию отверждаемых смол, если температура отверждения является низкой (например, менее чем около 250°F), но будут отверждаться под действием времени и температуры, если температура формации выше около 250°F, например 300°F. Примеры подходящих отвердителей включают, но без ограничения перечисленными, пиперазин, производные пиперазина (например, аминоэтилпиперазин), 2Н-пиррол, пиррол, имидазол, пиразол, пиридин, пиразин, пиримидин, пиридазин, индолизин, изоиндол, 3Н-индол, индол, 1Н-индазол, пурин, 4Н-хинолизин, хинолин, изохинолин, фталазин, нафтиридин, хиноксалин, хиназолин, 4Н-карбазол, карбазол, β-карболин , фенантридин, акридин, фенантролин, феназин, имидазолидин, феноксазин, циннолин, пирролидин, пирролин, имидазолин, пиперидин, индолин, изоиндолин, хинуклидин, морфолин, азоцин, азепин, 2Н-азепин, 1,3,5-триазин, тиазол, птеридин, дигидрохинолин, гексаметиленимин, индазол, амины, ароматические амины, полиамины, алифатические амины, циклоалифатические амины, амиды, полиамиды, 2-этил-4-метил-имидазол, 1,1,3-трихлортрифторацетон и их сочетания. Отвердитель может быть включен в составы на основе отверждаемых смол в количестве в пределах от около 5% до около 60% по массе отверждаемой смолы. В некоторых воплощениях отвердитель вводят в составы на основе отверждаемой смолы в количестве в пределах от около 40% до около 60% по массе отверждаемой смолы. Выбранный отвердитель часто влияет на диапазон температур, в котором отверждаемая смола способна отверждаться. Например, отвердители, которые содержат пиперазин или производное пиперазина, проявляют способность к отверждению различных отверждаемых смол от температур настолько низких, как 70°F, до настолько высоких, как около 350°F. В качестве примера, для температур ближе к 70°F смесь смолы на основе диглицедилового простого эфира бисфенола А и смолы на основе бисфенол А-эпихлоргидрина может быть подходящей, и для температур более близких к 350°F смесь алифатического глицидилового простого эфира, бисфенол А/новолачной эпоксидной смолы и смолы на основе бисфенол А-эпихлоргидрина может быть подходящей.
Любой растворитель, который совместим с составами на основе отверждаемых смол и достигает желательного эффекта вязкости, подходит для применения в данном изобретении. К предпочтительным относятся те растворители, которые перечислены выше в связи с повышающими клейкость веществами. Специалист в данной области способен с помощью данного описания определить, нужен ли и сколько нужно растворителя для достижения подходящей вязкости. Растворители, подходящие для применения в данном изобретении, включают, но без ограничения указанными, бутиллактат, бутилглицидиловый простой эфир, метиловый простой эфир дипропиленгликоля, диметиловый простой эфир дипропиленгликоля, диметилформамид, метиловый простой эфир диэтиленгликоля, бутиловый простой эфир этиленгликоля, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, метанол, бутиловый спирт, d-лимонен, метиловые сложные эфиры жирных кислот и их сочетания.
Подходящие составы на основе отверждаемых смол могут также содержать силановый связующий агент, наряду с прочим, для действия в качестве медиатора, чтобы способствовать связыванию отверждаемой смолы с частицами первого расклинивающего наполнителя перед помещением в подземную формацию, и необязательную несущую жидкость для, наряду с прочим, уменьшения вязкости компонента отвердителя. Специалист в данной области способен с помощью данного описания определить, нужна ли несущая жидкость, и если да, то сколько несущей жидкости нужно для достижения подходящей вязкости.
Частицы второго расклинивающего наполнителя, подходящего для применения в данном изобретении, способны к формированию частичного монослоя частиц расклинивающего наполнителя. Обычно частицы любого расклинивающего наполнителя или сочетание частиц расклинивающих наполнителей, подходящих для применения в качестве частиц первого расклинивающего наполнителя, пригодны для применения в качестве частиц второго расклинивающего наполнителя. Частицы второго расклинивающего наполнителя, однако, имеют более крупный размер меш, чем частицы первого расклинивающего наполнителя. Например, в некоторых воплощениях частицы второго расклинивающего наполнителя могут быть приблизительно в два раза больше по размеру частиц первого расклинивающего наполнителя. В некоторых воплощениях частицы второго расклинивающего наполнителя составляют от около 10% до около 60% всех частиц расклинивающего наполнителя, используемых в трещине.
Подобно частицам первого расклинивающего наполнителя частицы второго расклинивающего наполнителя могут быть, по существу, сферическими или, по существу, несферическими. Когда они, по существу, несферические, однако, частицы второго расклинивающего наполнителя обычно имеют соотношение геометрических размеров от такого, что материал является волокнистым, до такого, что он является кубическим, октагональным или любой другой конфигурации. По существу, несферические частицы второго расклинивающего наполнителя обычно имеют размеры по самой длинной оси от около 0,02 дюйма до около 0,3 дюйма в длину. В других воплощениях самая длинная ось имеет от около 0,05 дюйма до около 0,2 дюйма в длину. В одном воплощении, по существу, несферические частицы второго расклинивающего наполнителя являются цилиндрическими, имеющими соотношение геометрических размеров около 1,5 к 1 и около 0,08 дюйма в диаметре и около 0,12 дюйма в длину. В другом воплощении, по существу, несферические частицы второго расклинивающего наполнителя являются кубическими, имеющими стороны около 0,08 дюйма в длину.
В некоторых воплощениях данного изобретения частицы высококачественного расклинивающего наполнителя являются особенно хорошо подходящими для применения в качестве частиц второго расклинивающего наполнителя. Термин «высококачественные» относится к частицам расклинивающего наполнителя, которые отвечают стандартам или превосходят стандарты по размеру, мутности, растворимости в кислоте и относительной доли мелочи, которые перечислены в стандарте Американского нефтяного института номер 56 для частиц, используемых в операциях разрыва. Примеры частиц подходящего второго расклинивающего наполнителя включают, но без ограничения указанным, фракционированный песок, боксит, керамические материалы, стеклянные материалы, полимерные материалы, смолистые материалы, каучуковые материалы и тому подобное.
В некоторых воплощениях частицы второго расклинивающего наполнителя могут быть покрыты клейким веществом (таким как смола или повышающее клейкость вещество). Такое покрытие из клейкого вещества может придавать частицам расклинивающего наполнителя склонность к прилипанию друг к другу, когда они приходят в контакт. Выбранное клейкое вещество должно быть достаточно прочным для того, чтобы частицы второго расклинивающего наполнителя создавали отдельные скопления, находясь в статическом состоянии или при низких скоростях сдвига. Когда скорость сдвига увеличивается, скопления или агрегаты расклинивающего наполнителя могут диспергироваться до более мелких скоплений или даже отдельных частиц расклинивающего наполнителя. Это явление может повторяться снова и снова от времени, когда покрытый расклинивающий наполнитель вводят в жидкость для гидроразрыва, закачивают насосом в скважину и трещину и даже после размещения внутри трещины. Такие способы формирования высокопористых расклиненных трещин описаны более подробно в патентной заявке США №10/937076, поданной 9 сентября 2004 г. и озаглавленной «Высокопористые трещины и способы создания высокопористых трещин».
В некоторых воплощениях данного изобретения частицы расклинивающего наполнителя, подходящие для применения в данном изобретении, содержат по меньшей мере один пластик высокой плотности. Используемый здесь термин «пластик высокой плотности» относится к пластику, имеющему относительную плотность более чем около 1. В некоторых воплощениях пределы плотности от около 1 до около 2. В других воплощениях пределы плотности от около 1 до около 1,3. В других воплощениях пределы плотности от около 1,1 до около 1,2. Помимо высокой плотности, пластики, подходящие для применения в данном изобретении, обычно проявляют кристалличность более чем около 10%. В некоторых воплощениях пластик высокой плотности, используемый для формирования частиц второго расклинивающего наполнителя по данному изобретению, проявляет кристалличность более чем около 20%. Хотя материал и упоминается как материал «высокой плотности», специалист в данной области легко может понять, что плотность является «высокой» по отношению к другим пластикам, но может быть низкой по сравнению с плотностями традиционных частиц расклинивающего наполнителя. Например, оттавский песок может иметь относительную плотность около 2,65, тогда как искусственные керамические расклинивающие наполнители обычно имеют относительные плотности в пределах от около 2,7 до около 3,6. Относительно низкая плотность пластиков высокой плотности, используемых для создания частиц второго расклинивающего наполнителя по данному изобретению, может быть выгодной для равномерного распределения, когда частицы второго расклинивающего наполнителя суспендируют в жидкости, такой как жидкость для гидроразрыва. Такое равномерное распределение может быть особенно полезно в формировании частичного монослоя частиц расклинивающего наполнителя, который способен поддерживать трещину открытой. Неравномерное распределение может происходить, когда часть трещины расклинена, тогда как другая часть, по существу, лишена частиц второго расклинивающего наполнителя и может иметь результатом трещину, которая не остается открытой, как только сбрасывают гидравлическое давление, давая тем самым трещине возможность закрыться на частицах расклинивающего наполнителя.
Некоторые хорошо подходящие пластмассовые материалы высокой плотности включают полиамид 6 (найлон 6), полиамид 66 (найлон 66), акриловые пластики, акрилонитрил-бутадиен-стирол (ABS), этилен-виниловый спирт, полиэфирную смесь поликарбонат/РЕТ, полиэтилен-терефталат (РЕТ), неусиленную смесь поликарбонат/полибутилен-терефталат (РС/РВТ), сложный сополиэфир PETG, простой полиэфиримид, простой эфир полифенилена, формованный полифениленсульфид (PPS), полистирол термостойкого сорта, поливинилбензол, акрилонитрил-бутадиен-стирол, поливинилхлорид, фторопласты, полисульфид, полипропилен, стирол-акрилонитрил, полистирол, фениленоксид, полиолефины, полистирол-дивинилбензол, полифторуглероды, эфиркетоны простых полиэфиров, полиамид-имиды и их сочетания. Некоторые другие хорошо подходящие пластмассовые материалы высокой плотности включают маслостойкие термореактивные смолы, такие как смолы на акриловой основе, смолы на эпокси-основе, смолы на основе фурана, смолы на фенольной основе, смолы фенол/фенолформальдегид/фурфуриловый спирт, смолы на основе сложных полиэфиров и их сочетания.
В некоторых воплощениях данного изобретения может быть желательно усиливать частицы второго расклинивающего наполнителя, изготовленные из пластика высокой плотности, для увеличения их стойкости к раздавливающему или деформирующему усилию. Подходящие усиливающие материалы включают высокопрочные частицы, такие как боксит, керамика, металл, стекло, песок, асбест, слюда, диоксид кремния, оксид алюминия и любой другой доступный материал, который по размеру мельче, чем желательные конечные частицы расклинивающего наполнителя из пластика высокой плотности и который способен добавить структурную прочность желательным конечным частицам расклинивающего наполнителя из пластика высокой плотности. В некоторых воплощениях данного изобретения усиливающий материал может быть волокнистым материалом, таким как стекловолокна или хлопковые волокна. Обычно усиливающий материал выбирают так, чтобы чрезмерно не увеличивать относительную плотность частиц конечного расклинивающего наполнителя.
Одним преимуществом использования частиц второго расклинивающего наполнителя, полученных из пластика высокой плотности, является то, что они могут быть созданы оперативно во время операции гидроразрыва. Способы оперативного создания частиц второго расклинивающего наполнителя из термопластичных материалов описаны в патентной заявке США №10/853879, поданной 26 мая 2004 г. и озаглавленной «Оперативное получение расклинивающего наполнителя и его применение в подземных операциях», существенное раскрытие которой приобщено к сему ссылкой. Как описано в заявке, один пример способа оперативного получения расклинивающего наполнителя обычно содержит подготовку смеси, содержащей термопластичный/термореактивный полимер и наполнитель, нагревание полимерной смеси, экструдирование, тонкое измельчение или распыление смеси до частиц в скважине, содержащей жидкость для обработки, и предоставление возможности экструдированным частицам отверждаться и формировать частицы расклинивающего наполнителя. Этот способ зависит по меньшей мере частично от способности термопластичных/термореактивных материалов быть экструдированными из жидкой формы при повышенной температуре и затем, когда материал остывает, тогда отверждаться и превращаться в твердый материал. Частицы термопластичного или термореактивного второго расклинивающего наполнителя могут быть получены оперативно согласно данному изобретению с подходящими размерами и формой.
Плотность и прочность частиц второго расклинивающего наполнителя, образованных из термопластичных/термореактивных материалов, могут быть подобраны так, чтобы соответствовать целям гидроразрыва и условиям скважины. В некоторых воплощениях для исключения проблем, которые могут быть вызваны большим размером частиц, частицы оперативного термопластичного второго расклинивающего наполнителя могут быть введены в жидкость для гидроразрыва на разгрузочной стороне насоса. Как должно быть понятно специалисту в этой области, во время перекачивания насосом таких частиц оперативного термопластичного второго расклинивающего наполнителя (особенно, когда поток проходит через одно или несколько отверстий) частицы второго расклинивающего наполнителя могут разрушаться до более мелких размеров в результате высокого усилия сдвига, когда их размещают внутри части подземной формации.
Обычно пластики высокой плотности, подходящие для применения при формировании частиц второго расклинивающего наполнителя по данному изобретению, являются маслостойкими. То есть они не деградируют в присутствии углеводородных жидкостей и других жидкостей, присутствующих в подземной формации, это позволяет частицам второго расклинивающего наполнителя сохранять свою целостность в присутствии добываемых углеводородных продуктов, воды формации и других составов, обычно добываемых из подземных формаций. В некоторых воплощениях данного изобретения, однако, часть частиц второго расклинивающего наполнителя может быть образована из способных деградировать частиц. Одной целью включения способных деградировать частиц в расклиненную трещину является гарантия проницаемости расклиненной трещины.
В некоторых воплощениях используемые способные деградировать частицы являются деградирующими в масле материалами. Когда используют такие деградирующие в масле частицы второго расклинивающего наполнителя, в случае, когда смыкание трещины нежелательно уплотняет расклинивающий наполнитель (таким образом нежелательно уменьшая проницаемость набивки расклинивающего наполнителя), деградирующий в масле расклинивающий наполнитель может быть разрушен добываемыми жидкостями, по меньшей мере несколько восстанавливая таким образом потерянную проницаемость. Способный деградировать расклинивающий наполнитель может быть также разрушен материалами, преднамеренно размещенными в формации инжектированием, смешиванием способных деградировать частиц с агентами замедленной реакции разложения или другими подходящими средствами, чтобы вызвать деградацию.
В некоторых воплощениях данного изобретения частичный монослой может быть сформирован с использованием частиц второго расклинивающего наполнителя и способных деградировать частиц. Так, когда способные деградировать частицы удаляют со временем, пористость набивки частиц второго расклинивающего наполнителя увеличивается. Способные деградировать частицы предпочтительно, по существу, равномерно распределяются в сформированной набивке частиц второго расклинивающего наполнителя. По прошествии времени способный деградировать материал будет деградировать на месте, в результате чего способный деградировать материал, по существу, будет покидать набивку расклинивающего наполнителя и оставлять позади пустоты в набивке расклинивающего наполнителя. Эти пустоты увеличивают пористость набивки расклинивающего наполнителя, следствием чего может быть, наряду с прочим, улучшенная проводимость трещины.
Подходящие способные деградировать материалы включают деградирующие в масле полимеры. Деградирующие в масле полимеры, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, могут быть или натуральными, или синтетическими полимерами. Некоторые конкретные примеры включают, но без ограничения перечисленным, полиакриловые полимеры, полиамиды и полиолефины, такие как полиэтилен, полипропилен, полиизобутилен и полистирол. Другие подходящие деградирующие в масле полимеры включают те, которые имеют температуру плавления такую, что полимер будет растворяться при температуре подземной формации, в которую их помещают, такие как парафиновый материал.
В дополнение к деградирующим в масле полимерам другие способные деградировать материалы, которые могут быть использованы в связи с данным изобретением, включают, но без ограничения перечисленным, способные деградировать полимеры, дегидратированные соли и/или смеси обоих.
Как для способных деградировать полимеров, полимер считается здесь «способным деградировать», если деградация является следствием, наряду с прочим, химического и/или радикального процесса, такого как гидролиз, окисление, или ультрафиолетовое облучение. Способность полимера деградировать зависит по меньшей мере частично от структуры его главной цепи. Например, наличие гидролизуемых и/или окисляемых связей в главной цепи часто дает материал, который будет деградировать, как описано здесь. Скорости, с которыми такие полимеры деградируют, зависят от типа повторяющегося звена, состава, последовательности, длины, молекулярной геометрии, молекулярной массы, морфологии (т.е. кристалличности, размера сферулитов и ориентации), гидрофильности, гидрофобности, площади поверхности и добавок. Кроме того, окружающая среда, воздействию которой подвергается полимер, влияет на то, как он деградирует, например температура, присутствие влаги, кислород, микроорганизмы, ферменты, рН и тому подобное.
Желательно, чтобы способные деградировать частицы имели подобный размер частиц, форму и относительную плотность, как частицы второго расклинивающего наполнителя, для улучшения распределения способных деградировать частиц среди частиц второго расклинивающего наполнителя и сведения к минимуму сегрегации между материалами. В случае, когда два материала из частиц различны по форме, крупности частиц, относительной плотности или по некоторому их сочетанию, повышающее клейкость вещество может быть нанесено на материалы частиц, чтобы, среди прочего, улучшить однородность их распределения, когда их смешивают, закачивают насосом в скважину и размещают внутри созданной трещины.
Подходящие примеры способных деградировать полимеров, которые могут быть использованы в соответствии с данным изобретением, включают, но без ограничения перечисленными, те, которые описаны в публикации Advances in Polymer Science, Vol. 157 под заголовком “Degradable Aliphatic Polyesters“, изданной A.C. Albertsson. Конкретные примеры включают гомополимеры, статистические, блоксополимеры, привитые, звездообразно разветвленные и гиперразветвленные алифатические сложные полиэфиры. Реакциями поликонденсации, полимеризациями с открытием кольца, свободнорадикальными полимеризациями, анионными полимеризациями, карбокатионными полимеризациями, координационной полимеризацией с раскрытием кольца и любым другим подходящим процессом можно получить такие подходящие способные деградировать полимеры. Конкретные примеры подходящих способных деградировать полимеров включают полисахариды, такие как декстран или целлюлоза, хитины, хитозаны, протеины, алифатические сложные полиэфиры, полилактиды, полигликолиды, поли-ε-капролактоны, полигидроксибутираты, полиангидриды, алифатические или ароматические поликарбонаты, сложные полиортоэфиры, полиаминокислоты, полиэтиленоксиды и полифосфазены.
Алифатические сложные полиэфиры разлагаются химически, наряду с прочим, путем гидролитического расщепления. Гидролиз может быть катализирован или кислотами, или основаниями. Обычно во время гидролиза карбоксильные концевые группы образуются во время разделения цепи, и это может увеличивать скорость дальнейшего гидролиза. Этот механизм известен в технике как «автокатализ», и, как полагают, он делает матрицы сложных полиэфиров сильнее объемно-эродированными. Одним из примеров особенно подходящих алифатических сложных полиэфиров является полилактид. Полилактид синтезируют или из молочной кислоты путем реакции конденсации, или более обычно полимеризацией с раскрытием кольца мономера циклического лактида.
Полиангидриды являются другим типом особенно подходящего способного деградировать полимера, применимого в данном изобретении. Гидролиз полиангидрида происходит, наряду с прочими механизмами, через свободные для доступа на концах цепи группы карбоновых кислот с образованием карбоновых кислот как конечных продуктов разложения. Время разрушения может изменяться в широком диапазоне изменений в главной цепи полимера. Примеры подходящих полиангидридов включают полиадипиновый ангидрид, полипробковый ангидрид, полисебациновый ангидрид и полидодекандиоевый ангидрид. Другие подходящие примеры включают, но без ограничения указанным, полималеиновый ангидрид и полибензойный ангидрид.
Дегидратированные соли могут быть использованы в соответствии с данным изобретением в качестве способного деградировать материала. Дегидратированная соль подходит для использования в данном изобретении, если она будет деградировать со временем при гидратации. Например, материал в виде частиц твердого безводного бората, который деградирует со временем, может быть подходящим. Конкретные примеры материалов в виде частиц твердого безводного бората, которые могут быть использованы, включают, но без ограничения указанными, безводный тетраборат натрия (известный также как боракс) и безводную борную кислоту. Эти безводные боратные материалы только слегка растворимы в воде. Однако со временем и при воздействии тепла в подземной среде безводные боратные материалы взаимодействуют с окружающей водной жидкостью и гидратируются. Полученные гидратированные боратные материалы являются высокорастворимыми в воде по сравнению с безводными боратными материалами и в результате разрушаются в водной жидкости. В некоторых случаях общее время, необходимое для разрушения безводных боратных материалов в водной жидкости, находится в пределах от около 8 часов до около 72 часов в зависимости от температуры подземной зоны, в которой они находятся. Другие примеры включают органические или неорганические соли, подобные тригидрату ацетата.
Смеси некоторых способных деградировать материалов также могут быть подходящими. Одним примером подходящей смеси является смесь полимолочной кислоты и бората натрия, в которой смешивание кислоты и основания может иметь результатом нейтральный раствор, когда это желательно. Другой пример может включать смесь полимолочной кислоты и оксида бора. Другие материалы, которые подвергаются необратимой деградации, также могут быть подходящими, если продукты деградации не оказывают нежелательного влияния ни на проводимость матрицы расклинивающего наполнителя, ни на добычу какой-либо из жидкостей из подземной формации.
При выборе подходящего способного деградировать материала следует учитывать продукты деградации, которые будут в результате. Эти продукты деградации не должны вредно воздействовать ни на операции, ни на компоненты и могут быть даже выбраны так, чтобы улучшать продолжительное действие/проводимость расклиненной трещины. Выбор способного деградировать материала может также зависеть по меньшей мере частично от условий скважины, например температуры скважины. Например, лактиды найдены подходящими для более низкотемпературных скважин, включая температуры в пределах от 60°F до 150°F, и полилактиды найдены подходящими для температур скважин выше указанного диапазона. Кроме того, полимолочная кислота может быть подходящей для более высокотемпературных скважин. Некоторые стереоизомеры полилактида или смеси таких стереоизомеров могут быть подходящими для еще более высокотемпературных применений. Дегидратированные соли также могут быть подходящими для более высокотемпературных скважин.
В некоторых воплощениях особенно полезный результат может быть достигнут, если способный деградировать материал не начинает деградировать до тех пор, пока матрица расклинивающего наполнителя не станет стабильной набивкой расклинивающего наполнителя, что часто случается после приложения стрессовой нагрузки к набивке расклинивающего наполнителя, когда трещина пытается закрыться. Медленная деградация способного деградировать материала, наряду с прочим, помогает поддерживать стабильность матрицы расклинивающего наполнителя.
Конкретные характерные особенности способного деградировать материала могут быть выбраны или модифицированы, чтобы обеспечить расклиненную трещину с оптимальной проводимостью, поддерживая ее желательную фильтрующую способность. Обычно способный деградировать материал выбирают так, чтобы он имел крупность и форму подобные крупности и форме отверждаемых частиц второго расклинивающего наполнителя, чтобы способствовать обеспечению, по существу, однородности внутри смеси. Может быть предпочтительно, если частицы второго расклинивающего наполнителя и способный деградировать материал не отделяются, когда их смешивают. Какой бы способный деградировать материал ни использовался, способные деградировать материалы могут иметь любую форму в зависимости от желательных характеристик, полученных в результате пустот в матрице расклинивающего наполнителя, включая, но без ограничения указанным, частицы, имеющие форму пластинок, стружек, чешуек, клочков, стержней, полосок, сфер, тороидов, гранул, таблеток или другую физическую форму. Физическая форма способного деградировать материала может быть выбрана так, чтобы улучшать желательную форму и относительный состав полученных пустот внутри матрицы расклинивающего наполнителя. Например, стержнеобразная форма частицы может быть подходящей в случаях, когда в матрице расклинивающего наполнителя желательны подобные каналам пустоты. Специалист в этой области с использованием данного раскрытия может узнать конкретный способный деградировать материал и предпочтительную крупность и форму для данного применения.
В некоторых воплощениях данного изобретения от около 10% до около 90% частиц второго расклинивающего наполнителя, используемых для формирования частичного монослоя, являются способными деградировать. В других воплощениях от около 20% до около 70% частиц второго расклинивающего наполнителя, используемых для формирования частичного монослоя, являются способными деградировать. В еще других воплощениях от около 25% до около 50% частиц второго расклинивающего наполнителя, используемых для формирования частичного монослоя, являются способными деградировать. Относительные количества способного деградировать материала не должны быть такими, чтобы, когда они деградируют, нежелательная относительная доля пустот в результате в частичном монослое не делала бы частичный монослой потенциально неэффективным в поддерживании целостности трещины. Специалист в этой области с использованием данного раскрытия может узнать оптимальную концентрацию способного деградировать материала, которая обеспечивает желательные величины в смысле улучшенной проводимости или проницаемости, не имея в виду стабильность самого частичного монослоя.
Трещины из способов по данному изобретению могут быть созданы любым известным способом. Например, трещины могут естественно присутствовать в подземной формации или трещины могут быть созданы в подземной формации гидравлическим разрывом. Гидравлический разрыв, как обсуждалось выше, является операцией стимуляции добычи, когда формацию обрабатывают для увеличения ее проницаемости гидравлическим разрывом формации, чтобы создать или увеличить одну или несколько трещин. В большинстве случаев гидравлический разрыв предусматривает закачивание насосом вязкой жидкости (известной как подушечная жидкость) в формацию скорее, чем жидкость может утекать в формацию, так что давление в формации растет, и формация разрушается, создавая искусственную трещину или увеличивая естественную трещину.
Любая жидкость разрыва, подходящая для применения для разрыва, может быть использована в соответствии с указаниями данного изобретения, включая водные гели, эмульсии и другие подходящие жидкости разрыва, включая жидкости на масляной основе. Подходящие водные гели обычно содержат воду и один или несколько гелеобразующих агентов. Подходящие эмульсии могут быть составлены из двух несмешивающихся жидкостей, таких как водная желированная жидкость и превращенное в жидкое состояние нормально газообразное вещество, такое как диоксид углерода или азот. В некоторых воплощениях данного изобретения жидкостями разрыва являются водные гели, составленные из воды, гелеобразующего агента для загущения воды и повышения ее вязкости и, необязательно, сшивающего агента для структурирования геля и дополнительного увеличения вязкости жидкости. Увеличенная вязкость желированной или желированной и структурированной жидкости разрыва, наряду с прочим, уменьшает потерю жидкости и позволяет жидкости разрыва переносить значительные количества суспендированных частиц расклинивающего наполнителя. Водой, используемой для образования жидкости разрыва, может быть соленая вода, насыщенный раствор соли или любая другая водная жидкость, которая не взаимодействует вредно с другими компонентами.
Могут быть использованы разнообразные гелеобразующие агенты, включая гидратируемые полимеры, которые содержат одну или несколько функциональных групп, таких как гидроксил, карбоксил, сульфат, сульфонат, амино- или амидогруппы. Подходящие гелеобразующие агенты обычно содержат биополимеры, синтетические полимеры или их сочетание. Разнообразные гелеобразующие агенты могут быть использованы в связи со способами по данному изобретению, включая, но без ограничения указанным, гидратируемые полимеры, которые содержат одну или несколько функциональных групп, таких как гидроксил, цис-гидроксил, группы карбоновых кислот, производных карбоновых кислот, сульфат, сульфонат, фосфат, фосфонат, амино- или амидогруппы. В некоторых воплощениях гелеобразующими агентами могут быть биополимеры, содержащие полисахариды и их производные, которые содержат одно или несколько звеньев указанных моносахаридов: галактозы, маннозы, глюкозида, глюкозы, ксилозы, арабинозы, фруктозы, глюкуроновой кислоты или пиранозилсульфата. Примеры подходящих биополимеров включают, но без ограничения указанным, гуаровую смолу и ее производные, такие как гидроксипропил-гуар и карбоксиметилгидроксипропил-гуар, и производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза. Кроме того, могут быть использованы синтетические полимеры и сополимеры, которые содержат указанные функциональные группы. Примеры таких синтетических полимеров включают, но без ограничения указанным, полиакрилат, полиметакрилат, полиакриламид, поливиниловый спирт и поливинилпирролидон. В других воплощениях молекула гелеобразующего агента может быть деполимеризована. Используемый здесь термин «деполимеризованный» обычно относится к уменьшению молекуляной массы молекулы гелеобразующего агента. Деполимеризованные молекулы гелеобразующего агента описаны в патенте США №6488091, выданном 3 декабря 2002 Weaver и др., существенное раскрытие которого приобщено к сему ссылкой. Подходящие гелеобразующие агенты обычно присутствуют в жидкостях разрыва, используемых в способах по данному изобретению, в количестве в пределах от около 0,1% до около 5% по массе воды в них. В некоторых воплощениях гелеобразующие агенты присутствуют в жидкостях разрыва в количестве в пределах от около 0,01% до около 2% по массе воды в них.
Сшивающие агенты могут быть использованы для сшивки молекул гелеобразующего агента для получения структурированных гелеобразующих агентов. Сшивающие агенты обычно содержат по меньшей мере один металл или металлоид, который способен сшивать по меньшей мере две молекулы гелеобразующего агента. Примеры подходящих гелеобразующих агентов включают, но без ограничения указанным, соединения циркония (такие как, например, лактат циркония, лактат циркония триэтаноламин, карбонат циркония, ацетилацетонат циркония, малат циркония, цитрат циркония и смешанный лактат диизопропиламина и циркония), соединения титана (такие как, например, лактат титана, малат титана, цитрат титана, титан аммоний лактат, титан триэтаноламин и ацетилацетонат титана), соединения алюминия (такие как, например, лактат алюминия или цитрат алюминия), соединения бора (такие как, например, улексит, колеманит и кальцинированный колеманит), соединения сурьмы, соединения хрома, соединения железа, соединения цинка или их сочетания. Примером подходящего коммерчески доступного сшивающего агента на основе циркония является CL-24™, доступный от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Примером подходящего коммерчески доступного сшивающего агента на основе титана является CL-39™, доступный от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Примером подходящего коммерчески доступного сшивающего агента на основе бора является ВС-140™, доступный от Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Подходящие сшивающие агенты обычно добавляют к жидкостям разрыва в количестве достаточном, чтобы обеспечить, наряду с прочим, желательную степень сшивки между молекулами гелеобразующего агента. В некоторых воплощениях данного изобретения сшивающие агенты могут быть использованы в количестве в пределах от около 0,001% до около 10% по массе воды в жидкости разрыва. В других воплощениях данного изобретения сшивающие агенты могут быть использованы в количестве в пределах от около 0,01% до около 1% по массе воды в них. Специалисты в данной области с помощью данного раскрытия могут узнать правильный тип и количество сшивающего агента для применения в зависимости от факторов, таких как конкретный гелеобразующий агент, желательная вязкость и условия формации.
Желированные или желированные и структурированные жидкости разрыва могут также включать внутренне замедленные понижающие вязкость агенты, такие как ферменты, окислители, кислотные буферы, или активируемые температурой понижающие вязкость агенты. Понижающие вязкость агенты могут побуждать вязкие жидкости превращаться в тонкие жидкости, которые могут быть добыты обратно на поверхность после того, как они были использованы для размещения частиц расклинивающего наполнителя в подземных трещинах. Понижающий вязкость агент обычно используют в жидкости разрыва в количестве в пределах от около 0,5% до около 10% по массе гелеобразующего агента. Жидкости разрыва могут также включать одну или несколько разнообразных хорошо известных добавок, таких как стабилизаторы геля, добавки, ограничивающие потерю жидкости, стабилизаторы глины, бактерициды и тому подобное.
Как только трещина подготовлена, частицы первого расклинивающего наполнителя могут быть размещены в дальней от скважины части трещины с последующим размещением частиц второго расклинивающего наполнителя в ближней к скважине части трещины. Любой способ размещения частиц расклинивающего наполнителя, известный в технике, может быть использован для размещения частиц первого расклинивающего наполнителя в дальней от скважины части трещины и второго расклинивающего наполнителя в ближней к скважине части трещины. Обычно подходящие способы предусматривают добавление частиц расклинивающего наполнителя к жидкости разрыва (описанной выше) для образования суспензии, которую закачивают насосом в трещину для предотвращения смыкания трещины, когда сбрасывают давление закачивания. Как только частицы первого расклинивающего наполнителя размещают в дальней от скважины части трещины, частицы второго расклинивающего наполнителя могут быть размещены в ближней к скважине части трещины так, чтобы сформировать монослой. При сбросе давления разрыва высокопористый расклиненный регион в ближней к скважине области будет сформирован.
Следовательно, данное изобретение хорошо приспособлено для достижения концов и указанных выгод, а также тех, которые являются неотъемлемыми от этого. Многочисленные изменения могут быть сделаны специалистом в этой области, такие изменения охвачены объемом изобретения, который определен прилагаемой формулой изобретения.

Claims (16)

1. Способ формирования расклиненной трещины, содержащий следующие стадии:
подготовка трещины в части подземной формации, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область;
размещение части частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, частично покрытых клейким веществом, в дальней от скважины области трещины;
размещение части частиц второго расклинивающего наполнителя, имеющих более крупный размер по шкале грохочения, чем частицы первого расклинивающего наполнителя, в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области.
2. Способ по п.1, в котором частицы первого расклинивающего наполнителя составляют от около 40% до около 90% по массе всех частиц используемого расклинивающего наполнителя и содержат, по меньшей мере, одно из следующего: частицы низкокачественного расклинивающего наполнителя, частицы песка, частицы боксита, керамические частицы, частицы стекла, полимерные частицы, частицы Teflon®, частицы ореховой скорлупы, содержащие отвержденные частицы смолы, кусочки ореховой скорлупы, частицы переработанной древесины, композиционные частицы, полученные из связующего и частиц наполнителя, содержащие диоксид кремния, оксид алюминия, коллоидный углерод, сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, оксид циркония, бор, летучую золу, полые стеклянные микросферы или частицы твердого стекла.
3. Способ по п.1, в котором клейкое вещество содержит неводное повышающее клейкость вещество, водное повышающее клейкость вещество, силил-модифицированный полиамид, состав на основе отверждаемой смолы или их сочетание.
4. Способ по п.3, в котором неводное повышающее клейкость вещество дополнительно содержит многофункциональный материал, содержащий, по меньшей мере, одно из следующих веществ: альдегид, диальдегид, глутаральдегид, полуацеталь, высвобождающее альдегид соединение, галогенид дикислоты, дигалогенид, дихлорид, дибромид, ангидрид поликислоты, лимонная кислота, эпоксид, конденсат фурфурола, конденсат глутаральдегида или конденсат альдегида.
5. Способ по п.3, в котором водное повышающее клейкость вещество содержит, по меньшей мере, одно из следующих веществ: полиметилакрилат, полибутилакрилат, поли-2-этилгексилакрилат, полиметилметакрилат, полибутилметакрилат, поли-2-этилгексил-метакрилат, полимер акриловой кислоты, полимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер сложного эфира акриловой кислоты, полимер производного метакриловой кислоты, гомополимер метакриловой кислоты, гомополимер сложного эфира метакриловой кислоты, полимер сульфоната акриламидо-метил-пропана, полимер производного сульфоната акриламидо-метил-пропана, сополимер сульфоната акриламидо-метил-пропана или сополимер акриловая кислота/акриламидо-метил-пропан-сульфонат.
6. Способ по п.3, в котором отверждаемая смола содержит, по меньшей мере, одно из следующих веществ: двухкомпонентная смола на эпокси-основе, смола на основе глицидилового простого эфира, смола на основе бутоксиметил-бутил-глицидилового простого эфира, новолачная смола, полиэпоксидная смола, мочевино-альдегидная смола, уретановая смола, полиуретановая смола и их гибриды и сополимеры, фенольная смола, фенолоальдегидная смола, смола на основе диглицидилового простого эфира бисфенола А, смола на основе бисфенол А-эпихлоргидрина, фенолоформальдегидная смола, фенольная/латексная смола, фурановая смола, смола на основе фурана/фурфурилового спирта, смола на основе сложного полиэфира и их гибриды и сополимеры, или акрилатная смола.
7. Способ по п.1, в котором формируют частичный монослой посредством размещения частиц второго расклинивающего наполнителя для формирования разнесенных опор, способных расклинивать трещину.
8. Способ по п.1, в котором формируют частичный монослой посредством размещения частиц не способного деградировать расклинивающего наполнителя вместе со способными деградировать частицами так, что способные деградировать частицы деградируют после размещения частиц второго расклинивающего наполнителя с образованием высоко пористой расклиненной трещины.
9. Способ по п.1, в котором частицы второго расклинивающего наполнителя содержат, по существу, несферические частицы, каждая из которых имеет соотношение геометрических размеров и наиболее длинную ось, имеющую длину от около 0,02 дюйма до около 0,3 дюйма.
10. Способ по п.1, в котором частицы второго расклинивающего наполнителя содержат частицы высококачественного расклинивающего наполнителя.
11. Способ по п.1, в котором частицы второго расклинивающего наполнителя содержат, по меньшей мере, один пластик высокой плотности и усиливающий материал.
12. Способ по п.1, в котором частицы второго расклинивающего наполнителя содержат частицы не способного деградировать расклинивающего наполнителя и способные деградировать частицы.
13. Способ по п.12, в котором способная деградировать частица составляет от около 10% до около 90% частиц второго расклинивающего наполнителя.
14. Способ по п.1, в котором трещину создают в части подземной формации гидравлическим разрывом.
15. Способ стимулирования продуктивного интервала, содержащий следующие стадии: гидравлический разрыв в части подземной формации для создания трещины, имеющей дальнюю от скважины область и ближнюю к скважине область;
размещение части частиц первого расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, частично покрытых клейким веществом, в дальней от скважины области трещины;
размещение части частиц второго расклинивающего наполнителя, имеющих более крупный размер по шкале грохочения, чем частицы первого расклинивающего наполнителя, в ближней к скважине области трещины для формирования высокопористого расклиненного участка в ближней к скважине области, при этом осуществляют формирование частичного монослоя посредством размещения не способных деградировать частиц расклинивающего наполнителя вместе со способными деградировать частицами так, что способные деградировать частицы деградируют после размещения частиц второго расклинивающего наполнителя с образованием высокопористой расклиненной трещины.
16. Способ по п.15, в котором частицы первого расклинивающего наполнителя составляют от около 40% по массе до около 90% по массе всех используемых частиц расклинивающего наполнителя и содержат низкокачественные частицы.
RU2006101186/03A 2005-01-14 2006-01-13 Способы гидроразрыва подземных скважин RU2346152C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/035,833 2005-01-14
US11/035,833 US7334635B2 (en) 2005-01-14 2005-01-14 Methods for fracturing subterranean wells

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006101186A RU2006101186A (ru) 2007-07-27
RU2346152C2 true RU2346152C2 (ru) 2009-02-10

Family

ID=36676938

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006101186/03A RU2346152C2 (ru) 2005-01-14 2006-01-13 Способы гидроразрыва подземных скважин

Country Status (4)

Country Link
US (1) US7334635B2 (ru)
AR (1) AR053434A1 (ru)
CA (1) CA2532303C (ru)
RU (1) RU2346152C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011136678A1 (en) * 2010-04-27 2011-11-03 Schlumberger Canada Limited Heterogeneous proppant placement
WO2016056934A1 (en) * 2014-10-06 2016-04-14 Schlumberger Canada Limited Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles

Families Citing this family (124)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6691780B2 (en) 2002-04-18 2004-02-17 Halliburton Energy Services, Inc. Tracking of particulate flowback in subterranean wells
US7766099B2 (en) 2003-08-26 2010-08-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates
US8167045B2 (en) 2003-08-26 2012-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand
US20050173116A1 (en) 2004-02-10 2005-08-11 Nguyen Philip D. Resin compositions and methods of using resin compositions to control proppant flow-back
US7211547B2 (en) 2004-03-03 2007-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Resin compositions and methods of using such resin compositions in subterranean applications
US7299875B2 (en) 2004-06-08 2007-11-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling particulate migration
US7757768B2 (en) 2004-10-08 2010-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. Method and composition for enhancing coverage and displacement of treatment fluids into subterranean formations
US7673686B2 (en) 2005-03-29 2010-03-09 Halliburton Energy Services, Inc. Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control
US7318474B2 (en) 2005-07-11 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for controlling formation fines and reducing proppant flow-back
US7836952B2 (en) * 2005-12-08 2010-11-23 Halliburton Energy Services, Inc. Proppant for use in a subterranean formation
US7926591B2 (en) 2006-02-10 2011-04-19 Halliburton Energy Services, Inc. Aqueous-based emulsified consolidating agents suitable for use in drill-in applications
US8613320B2 (en) 2006-02-10 2013-12-24 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and applications of resins in treating subterranean formations
US7819192B2 (en) 2006-02-10 2010-10-26 Halliburton Energy Services, Inc. Consolidating agent emulsions and associated methods
US8333241B2 (en) 2006-02-10 2012-12-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for packing void spaces and stabilizing formations surrounding a wellbore
CA2536957C (en) * 2006-02-17 2008-01-22 Jade Oilfield Service Ltd. Method of treating a formation using deformable proppants
US7931087B2 (en) * 2006-03-08 2011-04-26 Baker Hughes Incorporated Method of fracturing using lightweight polyamide particulates
US7500521B2 (en) * 2006-07-06 2009-03-10 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of enhancing uniform placement of a resin in a subterranean formation
US8562900B2 (en) * 2006-09-01 2013-10-22 Imerys Method of manufacturing and using rod-shaped proppants and anti-flowback additives
US7779915B2 (en) * 2006-09-18 2010-08-24 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US8481462B2 (en) 2006-09-18 2013-07-09 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker system with breaking activators for viscoelastic surfactant fluids
US7635028B2 (en) 2006-09-18 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Acidic internal breaker for viscoelastic surfactant fluids in brine
US7398829B2 (en) * 2006-09-18 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Methods of limiting leak off and damage in hydraulic fractures
US9085727B2 (en) 2006-12-08 2015-07-21 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable extrametrical material fill
US8757259B2 (en) 2006-12-08 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7581590B2 (en) * 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8636065B2 (en) 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8763699B2 (en) * 2006-12-08 2014-07-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7934557B2 (en) 2007-02-15 2011-05-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing wells for controlling water and particulate production
US7431089B1 (en) 2007-06-25 2008-10-07 Schlumberger Technology Corporation Methods and compositions for selectively dissolving sandstone formations
US8490699B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US8490698B2 (en) 2007-07-25 2013-07-23 Schlumberger Technology Corporation High solids content methods and slurries
US10011763B2 (en) 2007-07-25 2018-07-03 Schlumberger Technology Corporation Methods to deliver fluids on a well site with variable solids concentration from solid slurries
US9040468B2 (en) 2007-07-25 2015-05-26 Schlumberger Technology Corporation Hydrolyzable particle compositions, treatment fluids and methods
US8936082B2 (en) 2007-07-25 2015-01-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry systems and methods
WO2009078744A1 (en) * 2007-12-14 2009-06-25 Schlumberger Canada Limited Additive for preventing proppant flowback from hydraulic fractures
US7950455B2 (en) * 2008-01-14 2011-05-31 Baker Hughes Incorporated Non-spherical well treating particulates and methods of using the same
WO2009123491A1 (en) * 2008-03-31 2009-10-08 Schlumberger Canada Limited Additive to hydraulic fracturing fluid and method of using the same
US8006760B2 (en) * 2008-04-10 2011-08-30 Halliburton Energy Services, Inc. Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US8991494B2 (en) * 2008-08-21 2015-03-31 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing proppants
US9556541B2 (en) * 2008-12-23 2017-01-31 3M Innovative Properties Company Curable fiber
US7762329B1 (en) 2009-01-27 2010-07-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions
US9023770B2 (en) * 2009-07-30 2015-05-05 Halliburton Energy Services, Inc. Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate
US8853137B2 (en) 2009-07-30 2014-10-07 Halliburton Energy Services, Inc. Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate
US8697612B2 (en) 2009-07-30 2014-04-15 Halliburton Energy Services, Inc. Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate
US8657003B2 (en) * 2010-12-01 2014-02-25 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of providing fluid loss control or diversion
US8347960B2 (en) * 2010-01-25 2013-01-08 Water Tectonics, Inc. Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
US8511381B2 (en) 2010-06-30 2013-08-20 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurry methods and systems
US8505628B2 (en) 2010-06-30 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation High solids content slurries, systems and methods
US8770294B2 (en) 2010-07-21 2014-07-08 Basf Se Proppant having a polyamide imide coating
US8607870B2 (en) * 2010-11-19 2013-12-17 Schlumberger Technology Corporation Methods to create high conductivity fractures that connect hydraulic fracture networks in a well
WO2012074614A1 (en) * 2010-12-03 2012-06-07 Exxonmobil Upstream Research Company Double hydraulic fracturing methods
US10001003B2 (en) * 2010-12-22 2018-06-19 Maurice B. Dusseault Multl-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales
CA2775787C (en) * 2010-12-22 2013-05-21 Maurice B. Dusseault Multi-stage fracture injection process for enhanced resource production from shales
US9725645B2 (en) 2011-05-03 2017-08-08 Preferred Technology, Llc Proppant with composite coating
US9290690B2 (en) 2011-05-03 2016-03-22 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US8763700B2 (en) 2011-09-02 2014-07-01 Robert Ray McDaniel Dual function proppants
US9040467B2 (en) 2011-05-03 2015-05-26 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US8993489B2 (en) 2011-05-03 2015-03-31 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US9133387B2 (en) 2011-06-06 2015-09-15 Schlumberger Technology Corporation Methods to improve stability of high solid content fluid
CA2839415C (en) * 2011-06-15 2020-12-22 MAR Systems, Inc. Proppants for removal of contaminants from fluid streams and methods of using same
US20130048282A1 (en) * 2011-08-23 2013-02-28 David M. Adams Fracturing Process to Enhance Propping Agent Distribution to Maximize Connectivity Between the Formation and the Wellbore
CA2851349C (en) 2011-10-07 2020-01-21 Russell L. Hill Inorganic polymer/organic polymer composites and methods of making same
US8864901B2 (en) 2011-11-30 2014-10-21 Boral Ip Holdings (Australia) Pty Limited Calcium sulfoaluminate cement-containing inorganic polymer compositions and methods of making same
US9562187B2 (en) 2012-01-23 2017-02-07 Preferred Technology, Llc Manufacture of polymer coated proppants
US9803457B2 (en) 2012-03-08 2017-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US9863228B2 (en) 2012-03-08 2018-01-09 Schlumberger Technology Corporation System and method for delivering treatment fluid
US8881813B2 (en) 2012-03-26 2014-11-11 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations
US8985213B2 (en) 2012-08-02 2015-03-24 Halliburton Energy Services, Inc. Micro proppants for far field stimulation
US9279077B2 (en) * 2012-11-09 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation
US9528354B2 (en) 2012-11-14 2016-12-27 Schlumberger Technology Corporation Downhole tool positioning system and method
US9518214B2 (en) 2013-03-15 2016-12-13 Preferred Technology, Llc Proppant with polyurea-type coating
US9797231B2 (en) * 2013-04-25 2017-10-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of coating proppant particulates for use in subterranean formation operations
US10100247B2 (en) 2013-05-17 2018-10-16 Preferred Technology, Llc Proppant with enhanced interparticle bonding
US9388335B2 (en) 2013-07-25 2016-07-12 Schlumberger Technology Corporation Pickering emulsion treatment fluid
WO2015016905A1 (en) * 2013-07-31 2015-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Proppants for subterranean formations and methods of using the same
US9523268B2 (en) * 2013-08-23 2016-12-20 Schlumberger Technology Corporation In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity
US9938810B2 (en) * 2013-09-16 2018-04-10 Halliburton Energy Services, Inc. Conductivity enhancement of complex fracture networks in subterranean formations
GB2532382B (en) * 2013-10-18 2020-07-15 Halliburton Energy Services Inc Surface treated lost circulation material
WO2015088515A1 (en) * 2013-12-11 2015-06-18 Halliburton Energy Services, Inc. Treating a subterranean formation with a composition having multiple curing stages
WO2015105488A1 (en) * 2014-01-09 2015-07-16 Halliburton Energy Services, Inc. Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation
US9790422B2 (en) * 2014-04-30 2017-10-17 Preferred Technology, Llc Proppant mixtures
CA2954266C (en) 2014-08-15 2019-05-21 Halliburton Energy Services, Inc. Crosslinkable proppant particulates for use in subterranean formation operations
US10337311B2 (en) * 2014-09-03 2019-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming variable strength proppant packs
US11053431B2 (en) * 2014-10-03 2021-07-06 Halliburton Energy Services, Inc. Fly ash microspheres for use in subterranean formation operations
CN104594870B (zh) * 2014-12-22 2017-07-07 中国石油天然气股份有限公司 一种压裂增产方法
US9862881B2 (en) 2015-05-13 2018-01-09 Preferred Technology, Llc Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity
US10590337B2 (en) 2015-05-13 2020-03-17 Preferred Technology, Llc High performance proppants
US10280363B2 (en) * 2015-07-07 2019-05-07 Halliburton Energy Services, Inc. Method of using low-strength proppant in high closure stress fractures
US10941336B2 (en) 2016-04-29 2021-03-09 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method using non-standard proppant
WO2017223215A2 (en) 2016-06-22 2017-12-28 Hexion Inc. Chemical products for adhesive applications
US11492544B2 (en) 2016-06-22 2022-11-08 Hexion Inc. Chemical products for adhesive applications
US10738583B2 (en) 2016-08-21 2020-08-11 Battelle Memorial Institute Multi-component solid epoxy proppant binder resins
US11208591B2 (en) 2016-11-16 2021-12-28 Preferred Technology, Llc Hydrophobic coating of particulates for enhanced well productivity
US10696896B2 (en) 2016-11-28 2020-06-30 Prefferred Technology, Llc Durable coatings and uses thereof
US10961439B2 (en) 2016-12-06 2021-03-30 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable thermosetting compositions for enhanced well production
WO2018148160A1 (en) * 2017-02-13 2018-08-16 Carbo Ceramics Inc. Methods and compositions for use of proppant surface chemistry to prevent embedment or flowback of proppant particulates
US10385261B2 (en) 2017-08-22 2019-08-20 Covestro Llc Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants
WO2019074837A1 (en) * 2017-10-11 2019-04-18 Hexion Inc. CHEMICALS FOR ADHESIVE APPLICATIONS
CA3105773A1 (en) 2018-07-12 2020-01-16 Intelligent Material Solutions, Inc. Tagging of fracking sand
US20200048532A1 (en) * 2018-08-10 2020-02-13 Bj Services, Llc Frac Fluids for Far Field Diversion
US11808121B2 (en) * 2018-08-16 2023-11-07 Fervo Energy Company Methods and systems to control flow and heat transfer between subsurface wellbores connected hydraulically by fractures
CN111088028B (zh) * 2018-10-23 2022-07-08 中国石油化工股份有限公司 超低密度支撑剂及其制备方法和应用
US10752829B2 (en) * 2018-10-25 2020-08-25 Cnpc Usa Corporation Compositions of hydraulic fracturing fluid and method thereof
EP3898848B1 (en) 2018-12-20 2022-10-26 Akzo Nobel Coatings International B.V. Process for spray-applying a non-aqueous two-component filler coating composition onto a substrate
US11319478B2 (en) 2019-07-24 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Oxidizing gasses for carbon dioxide-based fracturing fluids
US11492541B2 (en) 2019-07-24 2022-11-08 Saudi Arabian Oil Company Organic salts of oxidizing anions as energetic materials
CN110374557B (zh) * 2019-08-01 2024-06-11 中国石油工程建设有限公司 一种基于流化开采的天然气水合物水下生产***与方法
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
WO2021138355A1 (en) 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer
US11339321B2 (en) 2019-12-31 2022-05-24 Saudi Arabian Oil Company Reactive hydraulic fracturing fluid
US11473009B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11473001B2 (en) 2020-01-17 2022-10-18 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11268373B2 (en) 2020-01-17 2022-03-08 Saudi Arabian Oil Company Estimating natural fracture properties based on production from hydraulically fractured wells
US11365344B2 (en) 2020-01-17 2022-06-21 Saudi Arabian Oil Company Delivery of halogens to a subterranean formation
US11578263B2 (en) 2020-05-12 2023-02-14 Saudi Arabian Oil Company Ceramic-coated proppant
US11795382B2 (en) 2020-07-14 2023-10-24 Saudi Arabian Oil Company Pillar fracturing
US11542815B2 (en) 2020-11-30 2023-01-03 Saudi Arabian Oil Company Determining effect of oxidative hydraulic fracturing
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation

Family Cites Families (170)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3123138A (en) * 1964-03-03 robichaux
US2238671A (en) 1940-02-09 1941-04-15 Du Pont Method of treating wells
US2703316A (en) * 1951-06-05 1955-03-01 Du Pont Polymers of high melting lactide
US3765804A (en) 1951-08-13 1973-10-16 Brandon O Apparatus for producing variable high frequency vibrations in a liquid medium
US2869642A (en) * 1954-09-14 1959-01-20 Texas Co Method of treating subsurface formations
US3047067A (en) 1958-09-08 1962-07-31 Jersey Prod Res Co Sand consolidation method
US3297086A (en) * 1962-03-30 1967-01-10 Exxon Production Research Co Sand consolidation method
US3272650A (en) 1963-02-21 1966-09-13 Union Carbide Corp Process for cleaning conduits
US3199590A (en) 1963-02-25 1965-08-10 Halliburton Co Method of consolidating incompetent sands and composition therefor
US3316965A (en) 1963-08-05 1967-05-02 Union Oil Co Material and process for treating subterranean formations
US3176768A (en) 1964-07-27 1965-04-06 California Research Corp Sand consolidation
US3492147A (en) * 1964-10-22 1970-01-27 Halliburton Co Method of coating particulate solids with an infusible resin
US3375872A (en) 1965-12-02 1968-04-02 Halliburton Co Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution
US3308885A (en) * 1965-12-28 1967-03-14 Union Oil Co Treatment of subsurface hydrocarbon fluid-bearing formations to reduce water production therefrom
US3404735A (en) 1966-11-01 1968-10-08 Halliburton Co Sand control method
US3336980A (en) 1967-02-09 1967-08-22 Exxon Production Research Co Sand control in wells
US3415320A (en) 1967-02-09 1968-12-10 Halliburton Co Method of treating clay-containing earth formations
US3659651A (en) 1970-08-17 1972-05-02 Exxon Production Research Co Hydraulic fracturing using reinforced resin pellets
US4305463A (en) 1979-10-31 1981-12-15 Oil Trieval Corporation Oil recovery method and apparatus
US3681287A (en) 1971-03-03 1972-08-01 Quaker Oats Co Siliceous materials bound with resin containing organosilane coupling agent
US3768564A (en) 1971-04-26 1973-10-30 Halliburton Co Method of fracture acidizing a well formation
US3842911A (en) 1971-04-26 1974-10-22 Halliburton Co Method of fracture acidizing a well formation
US3708013A (en) * 1971-05-03 1973-01-02 Mobil Oil Corp Method and apparatus for obtaining an improved gravel pack
US3709298A (en) * 1971-05-20 1973-01-09 Shell Oil Co Sand pack-aided formation sand consolidation
US3784585A (en) * 1971-10-21 1974-01-08 American Cyanamid Co Water-degradable resins containing recurring,contiguous,polymerized glycolide units and process for preparing same
US3754598A (en) 1971-11-08 1973-08-28 Phillips Petroleum Co Method for producing a hydrocarbon-containing formation
US3819525A (en) 1972-08-21 1974-06-25 Avon Prod Inc Cosmetic cleansing preparation
US3857444A (en) 1972-10-06 1974-12-31 Dow Chemical Co Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation
US3854533A (en) 1972-12-07 1974-12-17 Dow Chemical Co Method for forming a consolidated gravel pack in a subterranean formation
US3828854A (en) 1973-04-16 1974-08-13 Shell Oil Co Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid
US3912692A (en) 1973-05-03 1975-10-14 American Cyanamid Co Process for polymerizing a substantially pure glycolide composition
US4042032A (en) 1973-06-07 1977-08-16 Halliburton Company Methods of consolidating incompetent subterranean formations using aqueous treating solutions
US3888311A (en) 1973-10-01 1975-06-10 Exxon Production Research Co Hydraulic fracturing method
US4015995A (en) 1973-11-23 1977-04-05 Chevron Research Company Method for delaying the setting of an acid-settable liquid in a terrestrial zone
US3863709A (en) * 1973-12-20 1975-02-04 Mobil Oil Corp Method of recovering geothermal energy
US3955993A (en) 1973-12-28 1976-05-11 Texaco Inc. Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations
US3948672A (en) 1973-12-28 1976-04-06 Texaco Inc. Permeable cement composition and method
US3868998A (en) * 1974-05-15 1975-03-04 Shell Oil Co Self-acidifying treating fluid positioning process
US3960736A (en) 1974-06-03 1976-06-01 The Dow Chemical Company Self-breaking viscous aqueous solutions and the use thereof in fracturing subterranean formations
US4172066A (en) 1974-06-21 1979-10-23 The Dow Chemical Company Cross-linked, water-swellable polymer microgels
US4031958A (en) 1975-06-13 1977-06-28 Union Oil Company Of California Plugging of water-producing zones in a subterranean formation
US4070865A (en) * 1976-03-10 1978-01-31 Halliburton Company Method of consolidating porous formations using vinyl polymer sealer with divinylbenzene crosslinker
US4008763A (en) * 1976-05-20 1977-02-22 Atlantic Richfield Company Well treatment method
US4029148A (en) 1976-09-13 1977-06-14 Atlantic Richfield Company Well fracturing method
US4074760A (en) * 1976-11-01 1978-02-21 The Dow Chemical Company Method for forming a consolidated gravel pack
US4085801A (en) 1976-11-05 1978-04-25 Continental Oil Company Control of incompetent formations with thickened acid-settable resin compositions
US4169798A (en) 1976-11-26 1979-10-02 Celanese Corporation Well-treating compositions
US4127173A (en) 1977-07-28 1978-11-28 Exxon Production Research Company Method of gravel packing a well
GB1569063A (en) * 1978-05-22 1980-06-11 Shell Int Research Formation parts around a borehole method for forming channels of high fluid conductivity in
US4291766A (en) 1979-04-09 1981-09-29 Shell Oil Company Process for consolidating water-wet sands with an epoxy resin-forming solution
US4273187A (en) 1979-07-30 1981-06-16 Texaco Inc. Petroleum recovery chemical retention prediction technique
GB2061918B (en) * 1979-08-31 1984-05-31 Asahi Dow Ltd Organic rare-earth salt phosphors
FR2473180A1 (fr) 1980-01-08 1981-07-10 Petroles Cie Francaise Methode de tracage de la boue de forage par determination de la concentration d'un ion soluble
US4353806A (en) 1980-04-03 1982-10-12 Exxon Research And Engineering Company Polymer-microemulsion complexes for the enhanced recovery of oil
US4336842A (en) 1981-01-05 1982-06-29 Graham John W Method of treating wells using resin-coated particles
US4415805A (en) 1981-06-18 1983-11-15 Dresser Industries, Inc. Method and apparatus for evaluating multiple stage fracturing or earth formations surrounding a borehole
US4460052A (en) 1981-08-10 1984-07-17 Judith Gockel Prevention of lost circulation of drilling muds
US4387769A (en) 1981-08-10 1983-06-14 Exxon Production Research Co. Method for reducing the permeability of subterranean formations
US4526695A (en) 1981-08-10 1985-07-02 Exxon Production Research Co. Composition for reducing the permeability of subterranean formations
US4716964A (en) * 1981-08-10 1988-01-05 Exxon Production Research Company Use of degradable ball sealers to seal casing perforations in well treatment fluid diversion
US4498995A (en) * 1981-08-10 1985-02-12 Judith Gockel Lost circulation drilling fluid
US4443347A (en) 1981-12-03 1984-04-17 Baker Oil Tools, Inc. Proppant charge and method
US4564459A (en) * 1981-12-03 1986-01-14 Baker Oil Tools, Inc. Proppant charge and method
US4664819A (en) 1981-12-03 1987-05-12 Baker Oil Tools, Inc. Proppant charge and method
US4494605A (en) * 1981-12-11 1985-01-22 Texaco Inc. Sand control employing halogenated, oil soluble hydrocarbons
US4439489A (en) * 1982-02-16 1984-03-27 Acme Resin Corporation Particles covered with a cured infusible thermoset film and process for their production
US4470915A (en) 1982-09-27 1984-09-11 Halliburton Company Method and compositions for fracturing subterranean formations
US4553596A (en) 1982-10-27 1985-11-19 Santrol Products, Inc. Well completion technique
US4501328A (en) * 1983-03-14 1985-02-26 Mobil Oil Corporation Method of consolidation of oil bearing sands
US4527627A (en) 1983-07-28 1985-07-09 Santrol Products, Inc. Method of acidizing propped fractures
US4493875A (en) * 1983-12-09 1985-01-15 Minnesota Mining And Manufacturing Company Proppant for well fractures and method of making same
US4541489A (en) 1984-03-19 1985-09-17 Phillips Petroleum Company Method of removing flow-restricting materials from wells
US4546012A (en) 1984-04-26 1985-10-08 Carbomedics, Inc. Level control for a fluidized bed
US4675140A (en) 1984-05-18 1987-06-23 Washington University Technology Associates Method for coating particles or liquid droplets
US4585064A (en) 1984-07-02 1986-04-29 Graham John W High strength particulates
US4715967A (en) 1985-12-27 1987-12-29 E. I. Du Pont De Nemours And Company Composition and method for temporarily reducing permeability of subterranean formations
US4665988A (en) 1986-04-04 1987-05-19 Halliburton Company Method of preparation of variable permeability fill material for use in subterranean formations
CA1279304C (en) 1986-04-18 1991-01-22 Masuo Hosokawa Particulate material treating apparatus
US4669543A (en) 1986-05-23 1987-06-02 Halliburton Company Methods and compositions for consolidating solids in subterranean zones
US4785884A (en) 1986-05-23 1988-11-22 Acme Resin Corporation Consolidation of partially cured resin coated particulate material
US4694905A (en) 1986-05-23 1987-09-22 Acme Resin Corporation Precured coated particulate material
US4693808A (en) * 1986-06-16 1987-09-15 Shell Oil Company Downflow fluidized catalytic cranking reactor process and apparatus with quick catalyst separation means in the bottom thereof
US4649998A (en) 1986-07-02 1987-03-17 Texaco Inc. Sand consolidation method employing latex
US4683954A (en) 1986-09-05 1987-08-04 Halliburton Company Composition and method of stimulating subterranean formations
US4733729A (en) * 1986-09-08 1988-03-29 Dowell Schlumberger Incorporated Matched particle/liquid density well packing technique
MX168601B (es) 1986-10-01 1993-06-01 Air Prod & Chem Procedimiento para la preparacion de un homopolimero de vinilamina de alto peso molecular
US4787453A (en) 1986-10-30 1988-11-29 Union Oil Company Of California Permeability stabilization in subterranean formations containing particulate matter
FR2618846A2 (fr) 1986-11-25 1989-02-03 Schlumberger Cie Dowell Procede de colmatage de formations souterraines notamment dans le secteur des forages petroliers ainsi que compositions et applications correspondantes
US4739832A (en) 1986-12-24 1988-04-26 Mobil Oil Corporation Method for improving high impulse fracturing
US4850430A (en) 1987-02-04 1989-07-25 Dowell Schlumberger Incorporated Matched particle/liquid density well packing technique
US4796701A (en) * 1987-07-30 1989-01-10 Dowell Schlumberger Incorporated Pyrolytic carbon coating of media improves gravel packing and fracturing capabilities
US4829100A (en) 1987-10-23 1989-05-09 Halliburton Company Continuously forming and transporting consolidatable resin coated particulate materials in aqueous gels
US4817721A (en) 1987-12-14 1989-04-04 Conoco Inc. Reducing the permeability of a rock formation
US4800960A (en) * 1987-12-18 1989-01-31 Texaco Inc. Consolidatable gravel pack method
US4809783A (en) * 1988-01-14 1989-03-07 Halliburton Services Method of dissolving organic filter cake
US4848467A (en) 1988-02-16 1989-07-18 Conoco Inc. Formation fracturing process
US4886354A (en) 1988-05-06 1989-12-12 Conoco Inc. Method and apparatus for measuring crystal formation
US4842072A (en) 1988-07-25 1989-06-27 Texaco Inc. Sand consolidation methods
US4903770A (en) * 1988-09-01 1990-02-27 Texaco Inc. Sand consolidation methods
US4986354A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Composition and placement process for oil field chemicals
US4986353A (en) * 1988-09-14 1991-01-22 Conoco Inc. Placement process for oil field chemicals
US4848470A (en) 1988-11-21 1989-07-18 Acme Resin Corporation Process for removing flow-restricting materials from wells
US4895207A (en) * 1988-12-19 1990-01-23 Texaco, Inc. Method and fluid for placing resin coated gravel or sand in a producing oil well
US4986355A (en) * 1989-05-18 1991-01-22 Conoco Inc. Process for the preparation of fluid loss additive and gel breaker
US5182051A (en) * 1990-01-17 1993-01-26 Protechnics International, Inc. Raioactive tracing with particles
US6184311B1 (en) * 1990-03-26 2001-02-06 Courtaulds Coatings (Holdings) Limited Powder coating composition of semi-crystalline polyester and curing agent
US5082056A (en) * 1990-10-16 1992-01-21 Marathon Oil Company In situ reversible crosslinked polymer gel used in hydrocarbon recovery applications
US5178218A (en) * 1991-06-19 1993-01-12 Oryx Energy Company Method of sand consolidation with resin
CA2062395A1 (en) * 1991-06-21 1992-12-22 Robert H. Friedman Sand consolidation methods
US5293939A (en) * 1992-07-31 1994-03-15 Texaco Chemical Company Formation treating methods
US5396957A (en) * 1992-09-29 1995-03-14 Halliburton Company Well completions with expandable casing portions
US5361856A (en) * 1992-09-29 1994-11-08 Halliburton Company Well jetting apparatus and met of modifying a well therewith
US5338822A (en) * 1992-10-02 1994-08-16 Cargill, Incorporated Melt-stable lactide polymer composition and process for manufacture thereof
US5295542A (en) * 1992-10-05 1994-03-22 Halliburton Company Well gravel packing methods
CA2119316C (en) * 1993-04-05 2006-01-03 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US5377759A (en) * 1993-05-20 1995-01-03 Texaco Inc. Formation treating methods
US5422183A (en) * 1993-06-01 1995-06-06 Santrol, Inc. Composite and reinforced coatings on proppants and particles
US5359026A (en) * 1993-07-30 1994-10-25 Cargill, Incorporated Poly(lactide) copolymer and process for manufacture thereof
US5388648A (en) * 1993-10-08 1995-02-14 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means
US5386874A (en) * 1993-11-08 1995-02-07 Halliburton Company Perphosphate viscosity breakers in well fracture fluids
US5381864A (en) * 1993-11-12 1995-01-17 Halliburton Company Well treating methods using particulate blends
US5559086A (en) * 1993-12-13 1996-09-24 Halliburton Company Epoxy resin composition and well treatment method
US5393810A (en) * 1993-12-30 1995-02-28 Halliburton Company Method and composition for breaking crosslinked gels
US5494178A (en) * 1994-07-25 1996-02-27 Alu Inc. Display and decorative fixture apparatus
US5499678A (en) * 1994-08-02 1996-03-19 Halliburton Company Coplanar angular jetting head for well perforating
US5498280A (en) * 1994-11-14 1996-03-12 Binney & Smith Inc. Phosphorescent and fluorescent marking composition
US5591700A (en) * 1994-12-22 1997-01-07 Halliburton Company Fracturing fluid with encapsulated breaker
US5649323A (en) * 1995-01-17 1997-07-15 Kalb; Paul D. Composition and process for the encapsulation and stabilization of radioactive hazardous and mixed wastes
US5604186A (en) * 1995-02-15 1997-02-18 Halliburton Company Encapsulated enzyme breaker and method for use in treating subterranean formations
US5775425A (en) * 1995-03-29 1998-07-07 Halliburton Energy Services, Inc. Control of fine particulate flowback in subterranean wells
US5497830A (en) * 1995-04-06 1996-03-12 Bj Services Company Coated breaker for crosslinked acid
US5604184A (en) * 1995-04-10 1997-02-18 Texaco, Inc. Chemically inert resin coated proppant system for control of proppant flowback in hydraulically fractured wells
DE19627469A1 (de) * 1995-07-12 1997-01-16 Sanyo Chemical Ind Ltd Epoxidharzvernetzungsmittel und Ein-Komponenten-Epoxidharzzusammensetzung
US5595245A (en) * 1995-08-04 1997-01-21 Scott, Iii; George L. Systems of injecting phenolic resin activator during subsurface fracture stimulation for enhanced oil recovery
US6028113A (en) * 1995-09-27 2000-02-22 Sunburst Chemicals, Inc. Solid sanitizers and cleaner disinfectants
US5864003A (en) * 1996-07-23 1999-01-26 Georgia-Pacific Resins, Inc. Thermosetting phenolic resin composition
US5712314A (en) * 1996-08-09 1998-01-27 Texaco Inc. Formulation for creating a pliable resin plug
GB9619418D0 (en) * 1996-09-18 1996-10-30 Urlwin Smith Phillip L Oil and gas field chemicals
US5865936A (en) * 1997-03-28 1999-02-02 National Starch And Chemical Investment Holding Corporation Rapid curing structural acrylic adhesive
GB9708484D0 (en) * 1997-04-25 1997-06-18 Merck Sharp & Dohme Therapeutic agents
US6028534A (en) * 1997-06-02 2000-02-22 Schlumberger Technology Corporation Formation data sensing with deployed remote sensors during well drilling
US6169058B1 (en) * 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
US5873413A (en) * 1997-08-18 1999-02-23 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of modifying subterranean strata properties
US6177484B1 (en) * 1997-11-03 2001-01-23 Texaco Inc. Combination catalyst/coupling agent for furan resin
US6012524A (en) * 1998-04-14 2000-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Remedial well bore sealing methods and compositions
US6024170A (en) * 1998-06-03 2000-02-15 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of treating subterranean formation using borate cross-linking compositions
US6016870A (en) * 1998-06-11 2000-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones
US6686328B1 (en) * 1998-07-17 2004-02-03 The Procter & Gamble Company Detergent tablet
US6176315B1 (en) * 1998-12-04 2001-01-23 Halliburton Energy Services, Inc. Preventing flow through subterranean zones
US6196317B1 (en) * 1998-12-15 2001-03-06 Halliburton Energy Services, Inc. Method and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones
US6192985B1 (en) * 1998-12-19 2001-02-27 Schlumberger Technology Corporation Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up
US6328106B1 (en) * 1999-02-04 2001-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing subterranean zones
US6244344B1 (en) * 1999-02-09 2001-06-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for cementing pipe strings in well bores
US6187839B1 (en) * 1999-03-03 2001-02-13 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of sealing compositions and methods
CA2318703A1 (en) * 1999-09-16 2001-03-16 Bj Services Company Compositions and methods for cementing using elastic particles
US6659175B2 (en) * 2001-05-23 2003-12-09 Core Laboratories, Inc. Method for determining the extent of recovery of materials injected into oil wells during oil and gas exploration and production
US6725931B2 (en) * 2002-06-26 2004-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating proppant and controlling fines in wells
US7049272B2 (en) * 2002-07-16 2006-05-23 Santrol, Inc. Downhole chemical delivery system for oil and gas wells
US6877560B2 (en) * 2002-07-19 2005-04-12 Halliburton Energy Services Methods of preventing the flow-back of particulates deposited in subterranean formations
US6851474B2 (en) * 2003-02-06 2005-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of preventing gravel loss in through-tubing vent-screen well completions
CA2519144C (en) * 2003-03-18 2008-12-23 Bj Services Company Method of treating subterranean formations using mixed density proppants or sequential proppant stages
US6681856B1 (en) * 2003-05-16 2004-01-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of cementing in subterranean zones penetrated by well bores using biodegradable dispersants
US6981560B2 (en) * 2003-07-03 2006-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for treating a productive zone while drilling
US7021379B2 (en) * 2003-07-07 2006-04-04 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures
US7066258B2 (en) * 2003-07-08 2006-06-27 Halliburton Energy Services, Inc. Reduced-density proppants and methods of using reduced-density proppants to enhance their transport in well bores and fractures
US7104325B2 (en) * 2003-07-09 2006-09-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating subterranean zones and compositions therefor
US7036589B2 (en) * 2003-08-14 2006-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for fracturing stimulation
US7281580B2 (en) * 2004-09-09 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures
US7093658B2 (en) * 2004-10-29 2006-08-22 Halliburton Energy Services, Inc. Foamed treatment fluids, foaming additives, and associated methods
US7281581B2 (en) * 2004-12-01 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2011136678A1 (en) * 2010-04-27 2011-11-03 Schlumberger Canada Limited Heterogeneous proppant placement
RU2544943C2 (ru) * 2010-04-27 2015-03-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Неоднородное размещение расклинивающего агента
WO2016056934A1 (en) * 2014-10-06 2016-04-14 Schlumberger Canada Limited Methods of zonal isolation and treatment diversion with shaped particles
RU2679196C2 (ru) * 2014-10-06 2019-02-06 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способы разобщения пластов и отклонения обработки с помощью фигурных частиц

Also Published As

Publication number Publication date
US7334635B2 (en) 2008-02-26
CA2532303A1 (en) 2006-07-14
US20060157243A1 (en) 2006-07-20
CA2532303C (en) 2009-05-19
RU2006101186A (ru) 2007-07-27
AR053434A1 (es) 2007-05-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2346152C2 (ru) Способы гидроразрыва подземных скважин
US7325608B2 (en) Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US7281581B2 (en) Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US7281580B2 (en) High porosity fractures and methods of creating high porosity fractures
EP1859001B1 (en) Methods of creating high porosity propped fractures
CA2867502C (en) Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations
US7334636B2 (en) Methods of creating high-porosity propped fractures using reticulated foam
US7178596B2 (en) Methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
AU2006248810B2 (en) Methods of treating surfaces in subterranean formations
US7500519B2 (en) Methods of modifying fracture faces and other surfaces in subterranean formations
US8136593B2 (en) Methods for maintaining conductivity of proppant pack
AU2005313226B2 (en) Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US7318473B2 (en) Methods relating to maintaining the structural integrity of deviated well bores
US20130284437A1 (en) Propping Complex Fracture Networks in Tight Formations
US9080094B2 (en) Methods and compositions for enhancing well productivity in weakly consolidated or unconsolidated formations
AU2006298548A1 (en) Methods for enhancing aqueous fluid recovery from subterranean formations
AU2015202225B2 (en) Methods of forming high-porosity fractures in weakly consolidated or unconsolidated formations

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170114