RU2398959C2 - Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) - Google Patents
Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2398959C2 RU2398959C2 RU2007125129/03A RU2007125129A RU2398959C2 RU 2398959 C2 RU2398959 C2 RU 2398959C2 RU 2007125129/03 A RU2007125129/03 A RU 2007125129/03A RU 2007125129 A RU2007125129 A RU 2007125129A RU 2398959 C2 RU2398959 C2 RU 2398959C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- perforation
- solid particles
- fluid
- borehole
- casing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 106
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 162
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 151
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 107
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims abstract description 67
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 84
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 73
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 50
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 45
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 36
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 29
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 28
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 19
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 19
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 19
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 17
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 15
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 claims description 15
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 claims description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 13
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 11
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 11
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 claims description 10
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 claims description 10
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 claims description 10
- 239000010903 husk Substances 0.000 claims description 10
- -1 acrylic ester Chemical class 0.000 claims description 9
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 9
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 8
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 8
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 claims description 8
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 6
- 239000007777 multifunctional material Substances 0.000 claims description 6
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 claims description 6
- 229920002732 Polyanhydride Polymers 0.000 claims description 5
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 claims description 5
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 229920006237 degradable polymer Polymers 0.000 claims description 5
- 125000001181 organosilyl group Chemical group [SiH3]* 0.000 claims description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 239000011342 resin composition Substances 0.000 claims description 5
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical class CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 4
- XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N furfuryl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CO1 XPFVYQJUAUNWIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 claims description 4
- 229920000515 polycarbonate Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004417 polycarbonate Substances 0.000 claims description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 4
- 229920001225 polyester resin Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004645 polyester resin Substances 0.000 claims description 4
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 125000005396 acrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims description 3
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 239000007849 furan resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 claims description 3
- 229920005749 polyurethane resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001661 Chitosan Polymers 0.000 claims description 2
- AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N Glycolic acid Polymers OCC(O)=O AEMRFAOFKBGASW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000331 Polyhydroxybutyrate Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001710 Polyorthoester Polymers 0.000 claims description 2
- 150000001252 acrylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000004816 latex Substances 0.000 claims description 2
- 229920000126 latex Polymers 0.000 claims description 2
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000000025 natural resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920003986 novolac Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 claims description 2
- 239000005015 poly(hydroxybutyrate) Substances 0.000 claims description 2
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 claims description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 claims description 2
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 claims description 2
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 claims description 2
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims description 2
- KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 2-methoxy-6-methylphenol Chemical compound [CH]OC1=CC=CC([CH])=C1O KXGFMDJXCMQABM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N Furan Chemical compound C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims 2
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 claims 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims 2
- 239000004925 Acrylic resin Substances 0.000 claims 1
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 claims 1
- 229920001807 Urea-formaldehyde Polymers 0.000 claims 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 claims 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims 1
- 239000002745 poly(ortho ester) Substances 0.000 claims 1
- 229920002627 poly(phosphazenes) Polymers 0.000 claims 1
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 claims 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 25
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N Zirconium dioxide Chemical compound O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 6
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 6
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylformamide Chemical compound CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 3
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 3
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011246 composite particle Substances 0.000 description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 3
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 3
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 3
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 3
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 3
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 3
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 3
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000454 talc Substances 0.000 description 3
- 229910052623 talc Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 3
- XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N (+)-α-limonene Chemical compound CC(=C)[C@@H]1CCC(C)=CC1 XMGQYMWWDOXHJM-JTQLQIEISA-N 0.000 description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical compound CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N Dimethylsulphoxide Chemical compound CS(C)=O IAZDPXIOMUYVGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N Glutaraldehyde Chemical compound O=CCCCC=O SXRSQZLOMIGNAQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001642 boronic acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;furan-2-ylmethanol Chemical compound O=C.OCC1=CC=CO1 HDNHWROHHSBKJG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000543 intermediate Substances 0.000 description 2
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N methyl propane-1-sulfonate;prop-2-enamide Chemical class NC(=O)C=C.CCCS(=O)(=O)OC WUXWWSDWRUVSNE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 1,3,2-dioxathietane 2,2-dioxide Chemical compound O=S1(=O)OCO1 QLAJNZSPVITUCQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 1-butoxybutane Chemical compound CCCCOCCCC DURPTKYDGMDSBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxypropoxy)propan-1-ol Chemical compound COC(C)COC(C)CO CUDYYMUUJHLCGZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 2-(butoxymethyl)oxirane Chemical compound CCCCOCC1CO1 YSUQLAYJZDEMOT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 2-Ethylhexyl acrylate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C=C GOXQRTZXKQZDDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CCCCC(CC)COC(=O)C(C)=C WDQMWEYDKDCEHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 3-oxo-n-[2-(trifluoromethyl)phenyl]butanamide Chemical compound CC(=O)CC(=O)NC1=CC=CC=C1C(F)(F)F VATRWWPJWVCZTA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N Butyl acetate Natural products CCCCOC(C)=O DKPFZGUDAPQIHT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N Butyl lactate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)O MRABAEUHTLLEML-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002307 Dextran Polymers 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000537377 Fraxinus berlandieriana Species 0.000 description 1
- CKOYRRWBOKMNRG-UHFFFAOYSA-N Furfuryl acetate Chemical compound CC(=O)OCC1=CC=CO1 CKOYRRWBOKMNRG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 229920002319 Poly(methyl acrylate) Polymers 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 229920001800 Shellac Polymers 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 229910052810 boron oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001191 butyl (2R)-2-hydroxypropanoate Substances 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229940000425 combination drug Drugs 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000006482 condensation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 150000004985 diamines Chemical class 0.000 description 1
- JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N diboron trioxide Chemical compound O=BOB=O JKWMSGQKBLHBQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001651 emery Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000003700 epoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 235000019387 fatty acid methyl ester Nutrition 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 150000004820 halides Chemical class 0.000 description 1
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002373 hemiacetals Chemical class 0.000 description 1
- FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N hexanoic acid Chemical compound CCCCCC(O)=O FUZZWVXGSFPDMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000587 hyperbranched polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N methanone Chemical compound O=[14CH2] WSFSSNUMVMOOMR-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920001485 poly(butyl acrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000141 poly(maleic anhydride) Polymers 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N propylene carbonate Chemical compound CC1COC(=O)O1 RUOJZAUFBMNUDX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000004208 shellac Substances 0.000 description 1
- ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N shellac Chemical compound OCCCCCC(O)C(O)CCCCCCCC(O)=O.C1C23[C@H](C(O)=O)CCC2[C@](C)(CO)[C@@H]1C(C(O)=O)=C[C@@H]3O ZLGIYFNHBLSMPS-ATJNOEHPSA-N 0.000 description 1
- 235000013874 shellac Nutrition 0.000 description 1
- 229940113147 shellac Drugs 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N trisodium borate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]B([O-])[O-] BSVBQGMMJUBVOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к операциям изоляции и возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, включает введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину, набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе, перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу, и возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал. Рассмотрены также способы возбуждения множества продуктивных интервалов, прилегающих к буровой скважине. 3 н. и 56 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Предшествующий уровень техники
Настоящее изобретение относится к операциям возбуждения подземного пласта, более конкретно подземного пласта, к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы.
Для добычи углеводородов (например, нефти, газа и так далее) из подземного продуктивного пласта буровые скважины могут быть пробурены таким образом, чтобы вскрывать содержащие углеводород участки подземного продуктивного пласта. Участок подземного продуктивного пласта, из которого могут быть добыты углеводороды, обычно называют "продуктивным интервалом". В некоторых случаях, подземный продуктивный пласт, вскрытый буровой скважиной, может иметь многочисленные продуктивные интервалы на различных глубинах буровой скважины.
Обычно, после того как буровая скважина пробурена до требуемой глубины, должны быть осуществлены операции заканчивания. Операции заканчивания могут включать установку обсадных труб в буровую скважину, и после этого, при необходимости, заливку в это место цементного раствора. Для добычи углеводородов из подземного продуктивного пласта могут быть созданы один или несколько перфорационных каналов, проходящих через обсадные трубы и цемент в продуктивный интервал. В какой-то момент времени операции заканчивания может быть осуществлен процесс возбуждения пласта для повышения извлечения углеводорода из буровой скважины. Процессы возбуждения могут включать гидравлический разрыв пласта, кислотную обработку, кислотный гидроразрыв или другие соответствующие операции возбуждения. Как только закончена операция возбуждения и после любых промежуточных стадий может быть начата эксплуатация буровой скважины. Обычно, извлекаемые углеводороды поступают из продуктивных интервалов в буровую скважину и далее на поверхность через перфорационные каналы, которые соединяют продуктивные интервалы с буровой скважиной.
Осуществление таких процессов возбуждения в подземных продуктивных пластах, включающих продуктивные интервалы, может быть связано с рядом проблем. В частности, проблемы могут возникать в процессах возбуждения при вскрытии буровой скважиной множества перфорированных и истощенных интервалов вследствие изменения градиентов давления гидроразрыва пласта между этими интервалами. Самые истощенные интервалы обычно имеют самые низкие градиенты давления гидроразрыва пласта среди множества продуктивных интервалов. Когда процесс возбуждения одновременно проводят на всех продуктивных интервалах, состав для обработки приствольной зоны может избирательно проникать в самые истощенные интервалы. Поэтому процесс возбуждения может не давать желаемых результатов в тех продуктивных интервалах, которые имеют относительно более высокие градиенты давления гидроразрыва пласта. Для изолирования конкретного продуктивного интервала перед процессами возбуждения могут быть использованы пакеры и/или мостовые пробки, но это может не дать ожидаемого результата вследствие существования открытых перфорационных каналов в буровой скважине и возможного прилипания этих механических средств изолирования.
Существует другой способ, традиционно используемый для решения проблем, возникающих при возбуждении подземного продуктивного пласта с множеством продуктивных интервалов, заключающийся в осуществлении операции ремонтного цементирования для закупоривания открытых перфорационных каналов в буровой скважине перед процессом возбуждения, с целью предотвращения нежелательного попадания жидкости для воздействия на пласт в самые истощенные интервалы буровой скважины. Как только ранее существовавшие перфорационные каналы закупоривают цементом, конкретный продуктивный интервал может быть перфорирован и затем возбужден. Хотя эти операции ремонтного цементирования могут закупорить несколько из ранее существовавших перфорационных каналов и, соответственно, уменьшить попадание жидкости для воздействия на пласт в нежелательные участки продуктивного пласта, операции ремонтного цементирования не могут быть полностью эффективными при закупоривании всех ранее существовавших перфорационных каналов в скважине, требуя множество операций ремонтного цементирования для обеспечения полного закупоривания всех ранее существовавших перфорационных каналов. Кроме того, операции ремонтного цементирования могут повредить прилегающие к буровой скважине области подземного продуктивного пласта, и/или требовать дополнительных ремонтных операций для удаления нежелательного цемента из буровой скважины, перед тем как скважина может быть опять запущена в эксплуатацию.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего множество продуктивных интервалов.
В одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине, с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивного интервалу; и возбуждение продуктивного интервала, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал.
В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; обеспечение инструмента для гидравлического бурения, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и прикрепленного к спусковой колонне; установку инструмента для гидравлического бурения в буровой скважине вблизи продуктивного интервала; струйное перфорирование с помощью жидкости для струйного перфорирования через, по меньшей мере, одно сопло в инструменте для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; возбуждение продуктивного интервала через, меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В еще одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения множества продуктивных интервалов, примыкающих к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, в меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал для контактирования с продуктивным интервалом; и повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала, и введение жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
Характерные черты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны для специалистов в этой области при ознакомлении с описанием конкретных вариантов осуществления, которое следует далее.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Более полное понимание настоящего изобретения и его преимуществ может быть достигнуто путем ознакомления со следующим описанием со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает поперечный вертикальный разрез вертикальной буровой скважины, проходящей через множество продуктивных интервалов в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, с расположенной в ней трубой, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 - поперечный вертикальный разрез перфорационного канала после набивки твердых частиц в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.4 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1-2, с расположенным в ней инструментом струйного перфорирования после создания ремонтных перфорационных каналов в обсадной трубе;
фиг.5 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, 2 и 4, после создания разрывов в интервале подземного продуктивного пласта;
фиг.6 - поперечный вертикальный разрез буровой скважины, показанной на фиг.1, 2, 4 и 5, с инструментом для струйного перфорирования в положении для перфорирования второго интервала буровой скважины.
Несмотря на то, что настоящее изобретение может иметь различные модификации, его конкретные примеры вариантов осуществления проиллюстрированы при помощи примеров, показанных на чертежах, и подробно здесь описаны. Однако следует понимать, что, с одной стороны, описанные здесь конкретные варианты осуществления не предназначены для ограничения или определения изобретения конкретными описанными формами, но с другой стороны, существует стремление охватить все модификации, эквиваленты и варианты, находящиеся в пределах сущности и объема изобретения, определяемых в прилагаемой формуле изобретения.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к способам возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего множество продуктивных интервалов. Так как способы настоящего изобретения используют в различных вариантах применения, они могут особенно быть полезными для процессов возбуждения в скважинах при добыче метана угольных бассейнов, высокопроницаемых коллекторов, испытывающих сжатие рядом со стволом скважины, или любой скважины, содержащей множество перфорированных интервалов, которые необходимо возбуждать. Помимо всего прочего, способы настоящего изобретения предусматривают закрытие перфорационных каналов в конкретных интервалах буровой скважины для возбуждения требуемого интервала или интервалов подземного продуктивного пласта.
На фиг.1 показан поперечный вертикальный разрез буровой скважины в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения. Буровая скважина в целом обозначена цифрой 100. Хотя буровая скважина 100 изображена как, в основном, вертикальная буровая скважина, способы настоящего изобретения могут быть осуществлены в горизонтальных, наклонных буровых скважинах или в буровых скважинах с участками иных форм. Кроме того, буровая скважина 100 может быть основной скважиной с одной или более проходящими от нее боковыми скважинами или может быть боковой скважиной, проходящей вбок от основной скважины. Буровая скважина 100 вскрывает подземный продуктивный пласт 102 и имеет расположенную в ней обсадную трубу 104. Обсадная труба 104 может или не может быть зацементирована в буровой скважине 100 с помощью цементного кольца (не показано). Так как на фиг.1 скважина 100 изображена как обсадная скважина, по меньшей мере, участок скважины 100 может не иметь обсадных труб. В целом, подземный продуктивный пласт 102 содержит множество продуктивных интервалов, включая самый нижний или первый продуктивный интервал 106, второй продуктивный интервал 108, третий продуктивный интервал 110 и четвертый продуктивный интервал 112. Интервалы обсадной трубы 104, примыкающей к продуктивным интервалам 106, 108, 110, 112, перфорированы с помощью множества перфорационных каналов 114, при этом множество перфорационных каналов 114 проходит через обсадную трубу 104, цементное кольцо (если оно присутствует) и в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112. Интервалы обсадной трубы 104, примыкающей к продуктивным интервалам 106, 108, 110, 112, являются первым интервалом 107 обсадной трубы, вторым интервалом 109 обсадной трубы, третьим интервалом 111 обсадной трубы и четвертым интервалом 113 обсадной трубы, соответственно.
На фиг.2 показана труба 118, расположенная в буровой скважине 100. Труба 118 может быть гибкой насосно-компрессорной трубой малого диаметра, составной трубой или любой другой подходящей трубой для доставки жидкостей при подземных операциях. Кольцевое пространство 120 является пространством между обсадной трубой 104 и трубой 118.
Как показано на фиг.2, в соответствии с вариантом осуществления способов настоящего изобретения, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем подачи насосом жидкости-носителя вниз по трубе 118. В другом варианте осуществления, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем подачи насосом жидкости-носителя вниз по кольцевому пространству 120. Жидкость-носитель должна содержать первые твердые частицы. Жидкость-носитель и первые твердые частицы будут дополнительно обсуждены ниже.
Первые твердые частицы в жидкости-носителе должны быть способны забивать множество перфорационных каналов 114, тем самым образуя набивку 124 из твердых частиц в каждом из множества перфорационных каналов 114. Любой подходящий способ может быть использован для введения жидкости-носителя в буровую скважину 100 для образования набивки 124 из твердых частиц. Обычно, жидкость-носитель может вводиться в буровую скважину 100 для обеспечения достаточного давления в скважине для нагнетания жидкости-носителя под давлением в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112, но ниже соответствующих градиентов давления гидроразрыва пласта, при которых множество перфорационных каналов 114 эффективно забиваются частицами. Давление гидроразрыва на устье скважины может контролироваться с целью определения момента образования набивки из твердых частиц 124 в каждом из множества перфорационных каналов 114. Например, когда давление гидроразрыва на устье скважины жидкости-носителя превышает давление, при котором давление в скважине превышает градиенты давления гидроразрыва продуктивных интервалов 106, 108, 110, 112 без разрыва таких интервалов, то это означает, что в каждом из множества перфорационных каналов 114 образовались набивки 124 из твердых частиц. В конкретных вариантах осуществления, помимо всего прочего, в кольцевом пространстве 120 должно поддерживаться противодавление для поступления жидкости-носителя во множество перфорационных каналов 114 и ее нагнетания в породу подземного продуктивного пласта 102 для распространения жидкости-носителя через множество перфорационных каналов 114 и поддерживания жидкостью-носителем достаточной скорости суспензии расклинивающего наполнителя без превышения давлений гидроразрыва. В одном варианте осуществления, противодавление создают в кольцевом пространстве 120 путем ограничения возврата жидкости-носителя вверх через кольцевое пространство 120 с помощью дроссельного механизма на поверхности (не показан). В процессе поступления жидкости-носителя во множество перфорационных каналов 114 и ее нагнетания в породу подземного продуктивного пласта 102, первые твердые частицы жидкости-носителя закупоривают множество перфорационных каналов 114, и, таким образом, устанавливая пробку во множестве перфорационных каналов 114 в результате образования в них набивок из твердых частиц 124. Любому специалисту в этой области известны и другие подходящие способы нагнетания жидкости-носителя в породу подземного продуктивного пласта 102.
На фиг.3 приведен поперечный вертикальный разрез набивки 124 из твердых частиц в перфорационном канале 114 в соответствии с одним вариантом осуществления способов настоящего изобретения. Перфорационный канал 114 проходит через первый интервал 107 обсадной трубы в первый продуктивный интервал 106. Как уже обсуждалось выше, первые частицы набивают в перфорационный канал 114, получая набивку 124 твердых частиц.
В конкретных вариантах осуществления, как только образовались набивки 124 твердых частиц во множестве перфорационных каналов 114, набивки 124 твердых частиц могут быть приведены в контакт со второй жидкостью-носителем, которая содержит вторые твердые частицы. Обычно, вторые твердые частицы имеют меньший размер, чем первые твердые частицы, для того чтобы вторые твердые частицы могли закупорить, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивках 124 твердых частиц. В одном конкретном варианте осуществления, вторая жидкость-носитель, содержащая вторые твердые частицы, может быть введена в буровую скважину 100 в качестве расклинивающей жидкости для процесса возбуждения, осуществляемого в первом продуктивном интервале 106. Вторая жидкость-носитель и вторые твердые частицы будут более подробно обсуждаться ниже. Вторая жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 любым подходящим способом, например закачиванием второй жидкости-носителя вниз по трубе 118. Обычно, вторая жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 для обеспечения давления в скважине достаточного для нагнетания жидкости-носителя в набивки твердых частиц 124 и в продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112, но при этом давление в скважине должно быть ниже соответствующих градиентов давления гидроразрыва продуктивных интервалов 106, 108, 110, 112. В конкретных вариантах осуществления, противодавление должно поддерживаться в кольцевом пространстве 120 для нагнетания второй жидкости-носителя в набивки 124 твердых частиц, и таким образом, в породу подземного продуктивного пласта 102, закупоривая, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивке 124 твердых частиц, тем самым образуя фильтровальную корку на поверхности набивки 124 твердых частиц. После образования фильтровальной корки на поверхности набивки 124 твердых частиц степень утечки второй жидкости-носителя в породу подземного продуктивного пласта 102 через набивки 124 твердых частиц должна уменьшиться, на что указывает степень падения давления во время остановки скважины сразу же после закачивания второй жидкости-носителя.
На фиг.4 показано, что как только образуются набивки 124 твердых частиц в результате введения жидкости-носителя в скважину 100 и, при необходимости, в скважину 100 вводят вторую жидкость-носитель, способы настоящего изобретения могут дополнительно включать перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в обсадной трубе 104, примыкающей к продуктивному интервалу (например, продуктивному интервалу 106). Эти перфорационные каналы называют "ремонтными", так как их создают после осуществления исходной операции заканчивания скважины. Кроме того, может быть создан, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 в одном или нескольких ранее перфорированных интервалах обсадной трубы 104 (например, интервалах 107, 109, 111, 113 обсадной трубы) и/или одном или более не имеющих отверстий интервалах обсадной трубы 104. По меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через обсадную трубу 104 в часть подземного продуктивного пласта 102, прилегающего к ней. Например, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через первый интервал обсадной трубы 107 в первый продуктивный интервал 106.
На фиг.4 показан инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, расположенный в буровой скважине 100. Инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования содержит, по меньшей мере, одно отверстие 127. Инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может быть любым подходящим собранным узлом для использования в подземных операциях, через который жидкость может быть выпущена струей при высоких давлениях, включая инструменты, описанные в Патенте США 5765642, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него. В одном варианте осуществления, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования прикрепляют к буровой трубе 128 для операций в скважине в форме системы труб или гибких насосно-компрессорных труб, с помощью которой инструмент 126 спускается в скважину 100, и обеспечивают инструмент жидкостью для струйного перфорирования. Необязательный вспомогательный клапан 129 может быть прикреплен к концу инструмента 126, для того чтобы выходил поток жидкости (называемой здесь "жидкостью для струйного перфорирования"), по меньшей мере, через одно отверстие 127 в инструменте 126. Кольцевое пространство 130 определяется как пространство между обсадной трубой 104 и буровой трубой 128 для операций в скважине. В одном варианте осуществления, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования располагают в буровой скважине 100, примыкающей к обсадной трубе 104, в положении (таком как первый интервал 107 обсадной трубы), которое примыкает к продуктивному интервалу (такому как первый продуктивный интервал 106). Инструмент 126 затем создает, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 путем струйного перфорирования с помощью жидкости для струйного перфорирования, по меньшей мере, через одно отверстие 127 и напротив первого интервала 107 обсадной трубы. По меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 может проходить через первый интервал 107 обсадной трубы в первый продуктивный интервал 106, примыкающий к ней. Жидкость для струйного перфорирования может содержать жидкую основу (например, воду) и абразивы (например, песок). В одном варианте осуществления, песок присутствует в жидкости для струйного перфорирования в количестве около 1 фунта на галлон жидкой основы. Несмотря на то, что приведенное выше описание раскрывает использование инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в первом интервале 107 обсадной трубы, любой подходящий способ может быть использован для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132 в первом интервале 107 обсадной трубы. Подходящие способы включают все способы перфорирования, известные специалисту в этой области, но этим не ограничивая, пулевое перфорирование, кумулятивное перфорирование и гидравлическое струйное перфорирование.
В соответствии со способами настоящего изобретения, как только, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 создается в обсадной трубе 104 в необходимом месте (например, в первом интервале 107 обсадной трубы, примыкающем к первому продуктивному интервалу 106), подземный продуктивный пласт 102 (например, первый продуктивный интервал 106) может быть возбужден, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал 132. В соответствии с фиг.5, возбуждение первого продуктивного интервала может быть начато с использования инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования, показанного расположенным в буровой скважине 100, в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения. В этих вариантах осуществления, как только, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 создан в первом интервале 107 обсадной трубы с использованием инструмента для гидравлического струйного перфорирования 126, жидкость для воздействия на пласт может быть закачана в буровую скважину 100, вниз в кольцевое пространство 130, и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, при давлении, достаточном для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва 134 в подземном продуктивном пласте 100, например первом продуктивном интервале 106, вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. Несмотря на то, что на фиг.5 изображен, по меньшей мере, один разрыв 134 в виде продольного разрыва, который является приблизительно продольным или параллельным оси буровой скважины 100, для обычных специалистов в этой области очевидно, что направление и ориентировка, по меньшей мере, одного разрыва 134 зависит от ряда факторов, включающих механическое напряжение горной породы, давление в коллекторе и ориентации перфорации. В конкретных вариантах осуществления, жидкость для струйного перфорирования может быть закачана вниз через буровую трубу для операций в скважине 128 и выпущена струей через, по меньшей мере, одно отверстие 127, через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 132 и напротив первого продуктивного интервала 106, в котором инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования расположен прилегающим, по меньшей мере, к одному ремонтному перфорационному каналу 132. В конкретных вариантах осуществления, стадия подачи струей жидкости для струйного перфорирования напротив первого продуктивного интервала 106 может проводиться одновременно с закачкой жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину 100, вниз кольцевого пространства 130, и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, с тем, чтобы создать или расширить, по меньшей мере, один разрыв 134 в первом продуктивном интервале 106 вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. При необходимости, в жидкость для воздействия на пласт и/или жидкость для струйного перфорирования может быть включен проппант, для того чтобы поддерживать, по меньшей мере, один разрыв 134 и предотвращать его полное закрывание после того, как гидравлическое давление будет сброшено. Подходящие способы разрыва подземного продуктивного пласта с использованием инструмента для гидравлического струйного перфорирования описаны в Патенте США 5765642, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него.
Несмотря на то, что вышеприведенное описание иллюстрирует использование инструмента 126 для гидравлического струйного перфорирования для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва 134, любой подходящий способ возбуждения может быть использован для возбуждения требуемого интервала подземного продуктивного пласта 102, включая, но этим не ограничивая, операции гидравлического разрыва пласта и разрыв с помощью кислотной обработки пласта. В некоторых вариантах осуществления, возбуждение первого продуктивного интервала 106 включает введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину 100 и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 132, для контактирования с первым продуктивным интервалом 106. В другом варианте осуществления, жидкость для воздействия на пласт вводят в буровую скважину 100 для контактирования с первым продуктивным интервалом 106 при давлении, достаточном для создания, по меньшей мере, одного разрыва в первом продуктивном интервале 106.
В соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения, как только создан требуемый интервал подземного продуктивного пласта 102, такой как первый продуктивный интервал 106, в буровую скважину 100 может быть введено достаточное количество песка с помощью жидкости для воздействия на пласт (например, жидкости кольцевого пространства, жидкости для струйного перфорирования, или обеих) для образования песчаной пробки 136 в обсадной трубе 104, как изображено на фиг.6. При сбрасывании гидравлического давления песок осядет с образованием песчаной пробки 136, примыкающей к первому интервалу 107 обсадной трубы, простирающемуся до вышеприведенного, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. В некоторых вариантах осуществления, песчаная пробка 136 может примыкать к первому интервалу 107 обсадной трубы, проходящему от необязательной искусственной пробки до вышеприведенного, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132. Песчаная пробка 136 используется для изолирования возбужденного интервала подземного продуктивного пласта 102, например, первого продуктивного интервала 106. Обычному специалисту в этой области известны другие подходящие способы изолирования возбужденного интервала подземного продуктивного пласта 102, которые могут подходить для использования в способах настоящего изобретения.
После перфорирования и возбуждения требуемого интервала (такого как первый интервал 107 обсадной трубы и первый продуктивный интервал 106), описанным выше способом, оператор может принять решение повторить выше приведенные действия перфорирования и возбуждения для каждого из оставшихся продуктивных интервалов (таких как продуктивные интервалы 108, 110, 112). В соответствии с фиг.6, например, оператор может далее принять решение перфорировать, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 138 в обсадной трубе 104, примыкающий ко второму продуктивному интервалу 108, и затем возбудить второй продуктивный интервал, по меньшей мере, через один ремонтный перфорационный канал 138. В некоторых вариантах осуществления, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал 138 может быть создан во втором интервале 109 обсадной трубы, и жидкость для воздействия на пласт может быть введена в буровую скважину 100 и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал 138, созданный в ней для контактирования со вторым продуктивным интервалом 108 подземного продуктивного пласта 106. В некоторых вариантах осуществления, как показано на фиг.6, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может быть установлен примыкающим ко второму интервалу 109 обсадной трубы, и использоваться для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 138 во втором интервале 109 обсадной трубы. Соответственно, описанным выше способом, может быть создан или расширен, по меньшей мере, один разрыв 140 вдоль, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 138. В определенных вариантах осуществления настоящего изобретения, в котором оператор использует способы настоящего изобретения для возбуждения множества продуктивных интервалов подземного продуктивного пласта 102 (таких как продуктивные интервалы 106, 108, 110, 112), оператор может выбрать для последовательного возбуждения вскрываемые буровой скважиной 100 продуктивные интервалы, начиная с самого глубокого продуктивного интервала (например, первого продуктивного интервала 106), и последовательно возбуждая находящиеся выше требуемые интервалы, такие как продуктивные интервалы 108, 110, 112.
В конкретных вариантах осуществления, в буровую скважину 100 могут быть необязательно введены жидкости для очистки. Обычно, жидкости для очистки, когда они используются, могут быть введены в любое подходящее время, если требуется, любым обычным специалистом в этой области, например, для очистки от обломков породы, бурового шлама, густой трубной смазки и других материалов буровой скважины 100, и расположенного внутри оборудования, такого как труба 118 или инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, который может быть расположен в буровой скважине 100. Например, жидкость для очистки может быть использована после завершения процессов возбуждения для удаления песчаных пробок, таких как песчаная пробка 136, которая может находиться в буровой скважине 100. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для очистки может быть использована после введения жидкости-носителя в буровую скважину 100 для удаления тех первых твердых частиц, которые оказались несвязанными в буровой скважине 100. Обычно, жидкости для очистки не должны циркулировать в буровой скважине 100 при достаточно высоких скоростях и давлениях, для того чтобы не нарушать целостность набивки 124 твердых частиц. Обычно, жидкость для очистки может быть любой традиционной жидкостью, используемой для приготовления продуктивного пласта к возбуждению, такой как жидкости на основе воды или на углеводородной основе. В некоторых вариантах осуществления, эти жидкости для очистки могут быть активизированными жидкостями, содержащими газ, такой как азот или воздух.
Несмотря на то, что в выше описанных стадиях описано использование трубы 118 для введения жидкости-носителя и второй жидкости-носителя в буровую скважину 100, любой подходящий метод может быть использован для введения таких жидкостей в буровую скважину 100. В некоторых вариантах осуществления, буровая труба для операций в скважине 128 с инструментом 126 для гидравлического струйного перфорирования, прикрепленного к ней, и необязательным вспомогательным клапаном 129, прикрепленным к концу инструмента 126, может быть использована на выше описанной стадии введения жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину 100. Это может сэкономить, по меньшей мере, одну остановку буровой скважины между стадиями забивки первых твердых частиц во множество перфорационных каналов 114 и перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала 132, так как одно и то же внутрискважинное оборудование может быть использовано на обеих стадиях. Например, инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования может иметь продольное направление проходящего через него потока жидкости, и необязательный вспомогательный клапан 129 может иметь продольное направление проходящего через него потока жидкости. Когда необязательный вспомогательный клапан 129 не задействован, жидкость течет вниз через буровую трубу для операций в скважине 128 в инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, и вытекает через необязательный вспомогательный клапан 129. Соответственно, в некоторых вариантах осуществления, жидкость-носитель может быть введена в буровую скважину 100 путем закачивания жидкости-носителя вниз буровой трубы для операций в скважине 128 в инструмент 126 для гидравлического струйного перфорирования, и вывода в буровую скважину 100 через необязательный вспомогательный клапан 129. Аналогично, вторая жидкость-носитель также может быть введена в буровую скважину 100. При необходимости осуществления описанных выше стадий получения ремонтного перфорационного канала и/или возбуждения необязательный вспомогательный клапан 129 должен быть активирован, тем самым заставляя поток жидкости выходить, по меньшей мере, через одно отверстие 127.
Жидкость-носитель, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением, может включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы для транспортировки твердых частиц в подземных операциях. Подходящие жидкости включают неогеленные водные жидкости, водные гели, гели на основе углеводородов, пены, эмульсии, гели высоковязких поверхностно-активных веществ и любую другую подходящую жидкость. Когда жидкость-носитель является неогеленной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости для транспортировки первых твердых частиц. Подходящие эмульсии могут включать две несмешивающиеся между собой жидкости, такие как водная жидкость или огеленная жидкость и углеводород. Пены могут быть созданы путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно включают воду и один или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, жидкостью-носителем является водный гель, состоящий из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного увеличения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, снижает потери жидкости и улучшает свойства суспензии из нее. Примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Delta Frac®", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Другим примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Seaquest®", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не воздействует отрицательно на другие компоненты. Плотность воды в настоящем изобретении может быть увеличена для улучшения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования.
Как уже упоминалось выше, жидкость-носитель содержит первые частицы. Первые твердые частицы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, являются обычно твердыми частицами материалов с таким размером, что первые твердые частицы перекрывают множество перфорационных каналов 114 в обсадной трубе 104 и образуют в них набивки 124 из расклинивающего наполнителя. Используемые первые твердые частицы могут иметь средний размер частиц в интервале от 10 меш до 100 меш. Может быть использовано большое разнообразие твердых частиц материалов в качестве первых твердых частиц в соответствии с настоящим изобретением, включая песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло и их комбинации. Обычно, первые твердые частицы могут присутствовать в жидкости-носителе в количестве, достаточном для образования требуемых набивок 124 расклинивающего наполнителя во множестве перфорационных каналов 114. В некоторых вариантах осуществления, первые твердые частицы могут присутствовать в жидкости-носителе в количестве от 2 фунтов до 12 фунтов на галлон жидкости-носителя, не содержащей первые твердые частицы.
Обычно, первые твердые частицы не распадаются в присутствии углеводородных жидкостей и других жидкостей, присутствующих в части подземного продуктивного пласта. Это позволяет первым твердым частицам поддерживать свою целостность в присутствии добываемых углеводородных продуктов, воды продуктивного пласта и других композиций, обычно извлекаемых из подземных продуктивных пластов. Однако, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, первые твердые частицы могут включать разлагаемые материалы. Разлагаемые материалы могут быть включены в первые твердые частицы, например, для того чтобы набивки 124 из расклинивающего наполнителя могли разрушаться в течение времени. Такие разлагаемые материалы способны подвергаться необратимому разложению внутри скважины. Используемый здесь термин "необратимый" означает, что разлагаемый материал после его разложения внутри скважины не может рекристаллизоваться или повторно затвердевать, например, разлагающийся материал должен разложиться на месте, но не должен рекристаллизоваться или повторно затвердевать на месте.
Разлагаемые материалы могут разлагаться по любому подходящему механизму. Подходящими разлагаемыми материалами могут быть водорастворимые, газорастворимые, растворимые в нефти, биоразлагаемые, разлагаемые под действием температуры, разлагающиеся под действием растворителя, растворимые в кислоте, разлагающиеся под действием окислителя материалы или их комбинация. Подходящие разлагаемые материалы включают многообразие разлагаемых материалов, удобных для использования при подземных операциях, и они могут включать обезвоженные материалы, воски, чешуйки борной кислоты, разлагаемые полимеры, карбонат кальция, парафины, сшитые полимерные гели, их комбинации и другие подобные материалы. Одним примером подходящего разлагающегося сшитого полимерного геля является добавка для регулирования поглощения раствора "Max Seal™", поставляемая фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Примером подходящего разлагаемого полимерного материала являются уплотнительные шарики перфорационных отверстий "BioBalls™", поставляемые фирмой Santrol Corporation, Fresno, Texas.
В некоторых вариантах осуществления, разлагаемый материал включает растворимый в нефти материал. Когда используют такие растворимые в нефти материалы, растворимые в нефти материалы могут быть разложены добываемыми жидкостями, таким образом, разрушая набивки 124 твердых частиц для разблокирования множества перфорационных каналов 114. Подходящие растворимые в нефти материалы включают или природные или синтетические полимеры, такие как, например, полиакрилаты, полиамиды, и полиолефины (такие как полиэтилен, полипропилен, полиизобутилен и полистирол).
Подходящие примеры разлагаемых полимеров, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, включают, но этим не ограничивая, гомополимеры, статистические, блок, графт и звездообразно разветвленные и сверхразветвленные полимеры. Конкретные примеры подходящих полимеров включают полисахариды (такие как декстран или целлюлоза), хитин, хитозан, белки, алифатические полиэфиры, полилактид, полигликолид, поли(ε-капролактон), полигидроксибутират, полиангидриды, алифатические поликарбонаты, полиортоэфиры, полиаминокислоты, полиэтиленоксид, полифосфазены, их сополимеры и их комбинации. Полиангидриды являются другим типом особенно подходящего разлагаемого полимера, применяемого в настоящем изобретении. Примеры подходящих полиангидридов включают полиадипиновый ангидрид, полипробковый ангидрид, полисебациновый ангидрид, полидодекандикарбоновый ангидрид. Другие подходящие примеры включают, но этим не ограничивая, полималеиновый ангидрид и полибензойный ангидрид. Для специалиста в этой области очевидно, что при получении подходящих полимерных разлагающихся материалов настоящего изобретения могут быть использованы пластификаторы. Пластификаторы могут присутствовать в количестве, достаточном для обеспечения требуемых характеристик, например, более эффективной совместимости компонентов в расплавленной смеси, улучшенных технологических характеристик на стадиях смешения и переработки, и контроля и регуляции чувствительности и разложения полимера при действии влаги.
Подходящими обезвоженными соединениями являются те материалы, которые будут разлагаться во время повторного гидратирования. Например, может быть подходящей твердая частица обезвоженной соли или твердая частица обезвоженного боратного материала, которая разлагается в течение времени. Конкретные примеры твердых частиц обезвоженного боратного материала, который может быть использован, включают, но этим не ограничивая, безводный тетраборат натрия (также известный, как безводная бура), и безводную борную кислоты. Эти безводные боратные материалы только слегка растворимы в воде. Однако в течение времени и при действии тепла в подземной среде, безводные боратные материалы взаимодействуют с окружающей водной жидкостью и гидратируются. Образующиеся гидратированные боратные материалы в значительной степени растворимы в воде по сравнению с безводными боратными материалами и в результате распадаются в водной среде.
Могут также быть использованы смеси конкретных разлагаемых материалов и других соединений. Одним примером подходящей смеси материалов является смесь полимолочной кислоты и бората натрия, когда смешение кислоты и основания может приводить к нейтральному раствору, когда это желательно. Другой пример может включать смесь полимолочной кислоты и оксида бора. При выборе соответствующего разлагающегося материала или материалов, следует учитывать образующиеся продукты разложения. Продукты разложения не должны отрицательно воздействовать на подземные операции или компоненты. Выбор разлагаемого материала также может зависеть, по меньшей мере, частично, от условий в скважине, например, температуры в буровой скважине. Например, было обнаружено, что лактиды подходят для скважин с низкой температурой, включающей интервал от 60°F до 150°F, а полилактиды подходят для буровой скважины с температурами выше этого интервала. Полимолочная кислота и обезвоженные соли могут подходить для скважин с более высокими температурами. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления, предпочтительный результат достигается, если разлагаемый материал разлагается медленно в течение времени в противоположность мгновенному разложению. В некоторых вариантах осуществления, может быть желательно, когда разлагаемый материал практически не разлагается до тех пор, пока разлагающийся материал не был прочно зафиксирован в требуемом месте в подземном продуктивном пласте.
В конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения, первые твердые частицы покрывают адгезивом. Используемый здесь термин "адгезив" относится к материалу, который может быть нанесен на частицу, и который является липким или клейким, так что частицы проппанта, имеющие покрытие из адгезива, могут образовывать кластеры или агрегаты. Используемый здесь термин "клейкий" во всех его формах обычно относится к веществу, имеющему такую природу, что оно является (или может быть становиться) в некоторой степени липким на ощупь. Обычно, первые твердые частицы могут быть покрыты адгезивом, для того чтобы первые твердые частицы при помещении их во множество перфорационных каналов 114 для образования набивки твердых частиц 124 могли уплотняться в отвержденную массу. Адгезивы, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают неводные повышающие клейкость вещества, водные повышающие клейкость вещества, модифицированные силилом полиамиды и отверждаемые композиции смол, которые способны к отверждению с образованием отвержденных веществ.
Повышающие клейкость вещества, подходящие для использования в уплотняющих жидкостях настоящего изобретения, включают любое соединение, которое при нахождении в жидкой форме, или будучи растворенным в растворителе, образует на частице не отверждающееся покрытие. Особенно предпочтительная группа повышающих клейкость веществ включает полиамиды, которые являются жидкостями или находятся в растворенном состоянии при температуре подземного продуктивного пласта, и которые сами по себе не отверждаются при введении в подземный продуктивный пласт. Особенно предпочтительным продуктом является продукт реакции конденсации, состоящий из производимых в промышленности поликислот и полиамина. Такие выпускаемые промышленностью продукты включают соединения, такие как смеси C36 двухосновных кислот, содержащих некоторое количество тримера и более высоких олигомеров, а также малые количества мономерных кислот, которые реагируют с полиаминами. Другие поликислоты включают тримерные кислоты, синтетические кислоты, получаемые из жирных кислот, малеиновый ангидрид, акриловую кислоту, и другие подобные поликислоты. Такие кислоты выпускаются в промышленности такими фирмами, как Witco Corporation, Union Camp, Chemtall и Emery Industries. Продукты реакции производятся, например, фирмами Champion Technologies, Inc. и Witco Corporation. Дополнительные соединения, которые могут быть использованы в качестве повышающих клейкость соединений, включают жидкости и растворы, например, полиэфиров, поликарбонатов и поликарбаматов, природные смолы, такие как шеллак и другие подобные соединения. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патентах США 5853048 и 5833000, соответствующие описания которых приводится здесь путем ссылки на них.
Повышающие клейкость вещества, подходящие для использования в настоящем изобретении, могут быть или использованы для образования неотверждающегося покрытия или для объединения с многофункциональным материалом, способным взаимодействовать с повышающим клейкость соединением с образованием отвержденного покрытия. Используемый здесь термин "отвержденное покрытие" означает, что взаимодействие повышающего клейкость соединения с многофункциональным материалом приводит к практически нетекучему продукту взаимодействия, который проявляет более высокую устойчивость к сжимающим нагрузкам в уплотненном агломерате, чем только повышающее клейкость соединение с частицами. В этом случае, повышающее клейкость вещество может действовать аналогично способной к отверждению смоле. Многофункциональные материалы, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, альдегиды, такие как формальдегид, диальдегиды, такие как глутаральдегид, полуацетали или соединения, высвобождающие альдегиды, галогениды двухосновных кислот, дигалогениды, такие как дихлориды и дибромиды, ангидриды поликислот, такие как лимонная кислота, эпоксиды, фурфурол, глутаральдегид или продукты конденсации альдегидов и другие подобные соединения, и их комбинации. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения, многофункциональный материал может быть смешен с повышающим клейкость соединением в количестве от 0,01 до 50 процентов по массе от повышающего клейкость соединения для воздействия продукта реакции на продуктивный пласт. В некоторых предпочтительных вариантах осуществления, соединение присутствует в количестве от 0,5 до 1 процента по массе от повышающего клейкость соединения. Подходящие многофункциональные материалы описаны в патенте США 5839510, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него. Другие подходящие повышающие клейкость вещества описаны в патенте США 5853048.
Растворители, подходящие для использования с повышающими клейкость веществами настоящего изобретения, включают любой растворитель, который совместим с повышающим клейкость веществом, и оказывает требуемое воздействие на вязкость. Растворители, которые могут быть использованы в настоящем изобретении, предпочтительно включают растворители, имеющие высокую температуру вспышки (наиболее предпочтительно выше 125°F). Примеры растворителей, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, бутилглицидиловый эфир, метиловый эфир дипропиленгликоля, бутиловый эфир низшего спирта, диметиловый эфир дипропиленгликоля, метиловый эфир диэтиленгликоля, бутиловый эфир этиленгликоля, метанол, бутиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый эфир диэтиленгликоля, пропиленкарбонат, d-лимонен, 2-бутоксиэтанол, бутилацетат, фурфурилацетат, бутиллактат, диметилсульфоксид, диметилформамид, метиловые эфиры жирных кислот, и их комбинации. Любой специалист в этой области способен с помощью этого описания определить, необходим ли растворитель для достижения вязкости, подходящей для подземных условий, и если да, то в каком количестве.
Подходящие водные повышающие клейкость вещества способны образовывать, по меньшей мере, частичное покрытие на поверхности первых твердых частиц. Обычно подходящие водные повышающие клейкость вещества не являются липкими при нанесении на частицу, но способны становится "активированными" (то есть дестабилизированными, коалесцированными и/или прореагировавшими) для превращения соединения в липкое, повышающее клейкость соединение в требуемый момент времени. Такая активация может происходить до, во время или после того, как водное повышающее клейкость соединение помещают в подземный продуктивный пласт. В некоторых вариантах осуществления, может быть сначала применена предварительная обработка поверхности частицы для приготовления ее к нанесению покрытия из водного повышающего клейкость соединения. Подходящие водные повышающие клейкость вещества обычно вводят в полимеры, которые включают соединения, которые, будучи в водном растворителе или растворе, образуют не отверждающееся покрытие (само по себе или с активатором), и при нанесении на частицу повышают непрерывную критическую скорость ресуспендирования частицы при контакте с потоком воды.
Примеры повышающих клейкость веществ, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают, но этим не ограничивая, полимеры акриловой кислоты, полимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных акриловой кислоты, гомополимеры акриловой кислоты, гомополимеры эфиров акриловой кислоты (такие как полиметилакрилат, полибутилакрилат и поли(2-этилгексилакрилат), сополимеры эфиров акриловой кислоты, полимеры производных метакриловой кислоты, гомополимеры метакриловой кислоты, гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (такие как полиметилметакрилат, полибутилметакрилат и поли(2-этилгексилметакрилат)), полимеры акриламидометилпропансульфоната, полимеры производных акриламидометилпропансульфоната, сополимеры акриламидометилпропансульфоната, и сополимеры акриловая кислота/акриламидометилпропансульфонат и их комбинации. Методы определения подходящих водных повышающих клейкость веществ и дополнительное описание водных повышающих клейкость веществ можно найти в заявке на патент США 10/864061, зарегистрированной 9 июня 2004 года, и в заявке на патент США 10/864618, зарегистрированной 9 июня 2004 года, соответствующие описания которых приводятся здесь путем ссылки на них.
Модифицированные силилом полиамидные соединения, подходящие для использования в качестве адгезивов в способах настоящего изобретения, могут быть отнесены по существу к самоотверждающимся композициям, которые способны, по меньшей мере, частично прилипать к частицам в неотвержденном состоянии, и которые далее способны к самоотверждению до практически неклейкого состояния, к которому индивидуальные частицы, такие как мелкодисперсные частицы продуктивного пласта, не прилипают. Такие модифицированные силилом полиамиды могут быть, например, продуктом взаимодействия силилирующего соединения с полиамидом или смеси полиамидов. Полиамид или смесь полиамидов могут быть одним или более полученными промежуточными соединениями полиамида, например, взаимодействием поликислоты (например, двухосновной кислоты или более высокой основности) с полиамином (например, диамином или более высоким амином) с образованием полимера полиамида с удалением воды. Другие подходящие модифицированные силилом полиамиды и способы получения таких соединений описаны в патенте США 6439309, соответствующее описание которого приводится здесь путем ссылки на него.
Отверждаемые композиции смол, подходящие для использования в жидкостях для консолидации в настоящем изобретении, обычно включают любую подходящую смолу, которая способна образовывать отвержденную, консолидированную массу. Многие такие смолы обычно используют в операциях подземной консолидации, и некоторые подходящие смолы включают двухкомпонентные смолы на основе эпоксидной смолы, новолачные смолы, полиэпоксидные смолы, фенолоальдегидные смолы, мочевиноальдегидные смолы, уретановые смолы, фенольные смолы, фурановые смолы, смолы из фурана/фурфурилового спирта, фенольные/латексные смолы, фенолформальдегидные смолы, полиэфирные смолы и их гибриды, и сополимеры, полиуретановые смолы и их гибриды, и сополимеры, акрилатные смолы, и их смеси. Некоторые подходящие смолы, такие как эпоксидные смолы, могут быть отверждены с помощью внутреннего катализатора или активатора, для того чтобы при закачке в скважину они могли отверждаться только под действием времени и температуры. Другие подходящие смолы, такие как фурановые смолы, обычно требуют замедленного катализатора или внешнего катализатора для активации полимеризации смол при низкой температуре отверждения (то есть ниже чем 250°F), но отверждается под действием времени и температуры, если температура продуктивного пласта выше, чем 250°F, предпочтительно выше 300°F. Любой специалист в этой области может с помощью этого описания подобрать подходящую смолу для использования в вариантах осуществления настоящего изобретения и определить, нужен ли катализатор для инициирования отверждения.
Кроме того, композиция отверждаемой смолы дополнительно может содержать растворитель. Любой растворитель, который совместим со смолой и позволяет достигать требуемой вязкости, является подходящим для использования в настоящем изобретении. Предпочтительные растворители включают растворители, перечисленные выше в связи с повышающими клейкость соединениями. Любой специалист в этой области может с помощью этого описания определить, нужен ли, и в каком количестве, растворитель для достижения подходящей вязкости.
Вторая жидкость-носитель, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением, может включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы для транспортировки частиц в подземных операциях. Подходящие жидкости включают неогелированные водные жидкости, водные гели, гели на углеводородной основе, пены, эмульсии, гели вязкоэластичных поверхностно-активных веществ и любую другую подходящую жидкость. Когда вторая жидкость-носитель является неогелированной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости для транспортировки первых твердых частиц. Подходящие эмульсии могут состоять из двух несмешивающихся друг с другом жидкостей, таких как водная жидкость или огелированная жидкость и углеводород. Пены могут быть созданы путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно состоят из воды и одного или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, вторая жидкость-носитель является водным гелем, состоящим из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного повышения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, снижает потери жидкости и улучшает свойства полученной из нее суспензии. Примером подходящего сшитого водного геля является боратная жидкая система, применяемая в качестве жидкости для гидроразрыва пласта марки "Seaquest®", поставляемой фирмой Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не реагирует отрицательно с другими компонентами. Плотность воды может быть увеличена для обеспечения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования в настоящем изобретении.
Как уже упоминалось выше, вторая жидкость-носитель содержит вторые твердые частицы. Вторые твердые частицы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, являются обычно твердыми частицами материалов со средним размером частицы меньше, чем средний размер частицы первых твердых частиц, для того чтобы вторые твердые частицы могли закупорить, по меньшей мере, часть пустот между первыми твердыми частицами в набивках 124 твердых частиц. В конкретных вариантах осуществления, используемые вторые твердые частицы могут иметь средний размер частицы меньше чем 100 меш. Примеры частиц материалов, которые могут быть использованы в качестве вторых твердых частиц, включают, но этим не ограничивая, кварцевую муку, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло и их комбинации. Обычно, вторые твердые частицы должны присутствовать во второй жидкости-носителе в количестве, достаточном для образования требуемой фильтровальной корки на поверхности набивок 124. В конкретных вариантах осуществления, вторые твердые частицы могут присутствовать во второй жидкости-носителе в количестве в интервале от 30 фунтов до 100 фунтов на 1000 галлонов второй жидкости-носителя, не включающей вторые твердые частицы. В конкретных вариантах осуществления, вторые твердые частицы могут включать разлагающиеся частицы описанного выше типа.
Жидкости для возбуждения и для струйного перфорирования, которые могут быть использованы в соответствии с настоящим изобретением, могут включать любые подходящие жидкости, которые могут быть использованы в подземных процессах возбуждения. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для воздействия на пласт может иметь практически тот же состав, что и жидкость для струйного перфорирования. Подходящие жидкости включают неогелированные водные жидкости, водные гели, гели на основе углеводородов, пены, эмульсии, гели вязкоэластичных поверхностно-активных веществ, жидкости для кислотной обработки скважин (например, смеси кислот) и любую другую подходящую жидкость. В некоторых вариантах осуществления, жидкость для воздействия на пласт и/или жидкость для струйного перфорирования может содержать кислоту. Когда жидкость для возбуждения или жидкость для струйного перфорирования является неогелированной водной жидкостью, ее следует вводить в буровую скважину при достаточной скорости транспортировки проппанта (когда он присутствует). Подходящие эмульсии могут состоять из двух несмешивающихся друг с другом жидкостей, таких как водная огелированная жидкость и сжиженная, обычно газообразная, жидкость, такая как диоксид углерода или азот. Пены могут быть получены путем введения газа, такого как диоксид углерода или азот. Подходящие водные гели обычно состоят из воды и одного или более гелеобразующих агентов. В примерах вариантов осуществления, жидкость для струйного перфорирования и/или жидкость для воздействия на пласт является водным гелем, состоящим из воды, гелеобразующего агента для огелирования водного компонента и повышения его вязкости и, необязательно, сшивающего агента для сшивания геля и дополнительного повышения вязкости жидкости. Повышенная вязкость огелированных или огелированных и сшитых водных гелей, в числе прочего, позволяет снижать потери жидкости и улучшать свойства полученной из нее суспензии. Вода, используемая для приготовления водного геля, может являться свежей водой, минерализованной водой, соляным раствором из скважины или любой другой водной жидкостью, которая не реагирует отрицательно с другими компонентами. Плотность воды может быть увеличена для обеспечения транспортировки дополнительных частиц и суспендирования в настоящем изобретении. Любой специалист в этой области с помощью этого описания сможет выбрать соответствующую жидкость для возбуждения и/или жидкость для струйного перфорирования для применения с частицами.
В жидкость для возбуждения, жидкость для струйного перфорирования, или в обе, может быть необязательно включен проппант. Помимо всего прочего, проппант может быть включен для предотвращения полного закрытия разломов, образованных в подземном продуктивном пласте, при сбрасывании гидравлического давления. Различные виды подходящего проппанта могут быть использованы, например, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево, частицы композитов и их комбинации. Соответствующие частицы композитов могут включать связующее и материал наполнителя, в которых соответствующие материалы наполнителя включают диоксид кремния, оксид алюминия, осажденный углерод, углеродную сажу, графит, слюду, диоксид титана, метасиликат, силикат кальция, каолин, тальк, двуокись циркония, бор, зольную пыль, полые стеклянные микросферы, монолитное стекло, и их комбинации. Любой специалист в этой области с помощью этого описания может определить соответствующее количество и тип проппанта для включения его в жидкость для струйного перфорирования и/или жидкость для воздействия на пласт для применения с частицами.
В одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; и возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В другом варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; обеспечение инструмента для гидравлического струйного перфорирования, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и присоединенного к буровой трубе для операций в скважине; расположение инструмента для гидравлического струйного перфорирования в буровой скважине вблизи продуктивного интервала; впрыскивание жидкости для струйного перфорирования, по меньшей мере, через одно сопло инструмента для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине, для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; и возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
В еще одном варианте осуществления, настоящее изобретение предлагает способ возбуждения множества продуктивных интервалов, прилегающих к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, который включает следующие стадии: введение жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы, в буровую скважину; набивку первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе; перфорирование, вслед за набивкой первых твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивному интервалу; введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал, для контактирования с продуктивным интервалом; и повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала и введения жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
Следовательно, настоящее изобретение позволяет легко осуществлять цели и достигать упомянутых конечных результатов и преимуществ, которые ему присущи. Несмотря на то, что специалистами в этой области могут быть предложены многочисленные изменения, такие изменения не выходят за рамки сущности этого изобретения, которая определяется прилагаемой формулой изобретения.
Claims (59)
1. Способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, включающий следующие операции:
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
перфорирование, следующее после набивки твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивного интервалу;
возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
перфорирование, следующее после набивки твердых частиц, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе, примыкающей к продуктивного интервалу;
возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
2. Способ по п.1, в котором буровая скважина является основной буровой скважиной или боковой буровой скважиной, проходящей вбок от основной буровой скважины.
3. Способ по п.1, в котором жидкость-носитель включает, по меньшей мере, одну из следующих жидкостей: неогелированную водную жидкость, водный гель, гель на основе углеводорода, пену или гель вязкоэластичного поверхностно-активного вещества.
4. Способ по п.1, в котором жидкость-носитель включает водный компонент и гелеобразующий агент.
5. Способ по п.4, в котором гелеобразующий агент является сшитым с помощью сшивающего агента.
6. Способ по п.1, в котором первые твердые частицы имеют средний размер частицы от 10 до 100 меш.
7. Способ по п.1, в котором первые твердые частицы включают, по меньшей мере, один из следующих материалов: песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов; отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов; дерево или частицы композитов.
8. Способ по п.1, в котором первые твердые частицы включают разлагаемый материал.
9. Способ по п.8, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, один из следующих материалов: водорастворимый материал, газорастворимый материал, растворимый в нефти материал, биоразлагаемый материал, материал, разлагаемый под действием температуры, материал, разлагаемый под действием растворителя, растворимый в кислоте материал, или материал, разлагаемый под действием окислителя.
10. Способ по п.8, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, один из следующих материалов: обезвоженный материал, воск, чешуйки борной кислоты, разлагаемый полимер, карбонат кальция, парафин или сшитый полимерный гель.
11. Способ по п.8, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, один из следующих материалов: полиакриловую кислоту, полиамид или полиолефин.
12. Способ по п.8, в котором разлагаемый материал включает, по меньшей мере, один из следующих материалов: полисахарид, хитин, хитозан, белок, алифатический полиэфир, полилактид, полигликолид, поли(ε-капролактон), полигидроксибутират, полиангидрид, алифатический поликарбонат, полиортоэфир, полиаминокислоту, полиэтиленоксид, полифосфазен или полиангидрид.
13. Способ по п.1, в котором первые твердые частицы имеют слой покрытия из адгезива.
14. Способ по п.13, в котором адгезив включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: неводное повышающее клейкость вещество, водное повышающее клейкость вещество, модифицированный силилом полиамид или отверждаемую композицию смолы.
15. Способ по п.14, в котором неводное повышающее клейкость вещество включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: полиамид, полиэфир, поликарбонат, поликарбамат или природную смолу.
16. Способ по п.15, в котором неводное повышающее клейкость вещество дополнительно включает многофункциональный материал.
17. Способ по п.14, в котором водное повышающее клейкость вещество включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: полимер акриловой кислоты, полимер эфиров акриловой кислоты, полимер производных акриловой кислоты, гомополимер акриловой кислоты, гомополимер эфиров акриловой кислоты, сополимер эфиров акриловой кислоты, полимер производных метакриловой кислоты, гомополимер метакриловой кислоты, гомополимер эфиров метакриловой кислоты, полимер акриламидометилпропансульфоната, полимер производных акриламидометилпропансульфоната, сополимер акриламидометилпропансульфоната, и сополимер акриловая кислота/акриламидометилпропансульфонат или их сополимер.
18. Способ по п.17, в котором водное повышающее клейкость вещество способно становиться клейким в результате воздействия на него активатора, включающего, по меньшей мере, одно из следующих веществ: органическую кислоту, ангидрид органической кислоты, неорганическую кислоту, неорганическую соль, заряженное поверхностно-активное вещество или заряженный полимер.
19. Способ по п.14, в котором отверждаемая композиция смолы включает, по меньшей мере, одно из следующих веществ: двухкомпонентную смолу на основе эпоксидной смолы, новолачную смолу, полиэпоксидную смолу, фенолальдегидную смолу, мочевинальдегидную смолу, уретановую смолу, фенольную смолу, фурановую смолу, смолу из фурана/фурфурилового спирта, фенольную/латексную смолу, фенолформальдегидную смолу, полиэфирную смолу, гибрид полиэфирной смолы, сополимер полиэфирной смолы, полиуретановую смолу, гибрид полиуретановой смолы, сополимер полиуретановой смолы или акрилатную смолу.
20. Способ по п.1, в котором создают, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал в интервале обсадной трубы, ранее перфорированной.
21. Способ по п.1, в котором перфорирование включает, по меньшей мере, одно из следующих: пулевое перфорирование, кумулятивное перфорирование или гидравлическое струйное перфорирование.
22. Способ по п.1, в котором перфорирование включает установку инструмента для гидравлического струйного перфорирования вблизи обсадной трубы в положение, вблизи продуктивного интервала и впрыскивание жидкости для струйного перфорирования с помощью инструмента для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы.
23. Способ по п.22, в котором жидкость для струйного перфорирования включает жидкую основу и песок.
24. Способ по п.23, в котором песок присутствует в жидкости для струйного перфорирования в количестве около 1 фунта на галлон жидкой основы.
25. Способ по п.1, в котором возбуждение продуктивного интервала включает введение жидкости в буровую скважину и в, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал для контакта с продуктивным интервалом.
26. Способ по п.25, в котором жидкость включает, по меньшей мере, одну из следующих жидкостей: неогеллированную водную жидкость, водный гель, гель на основе углеводорода, пену, эмульсию или гель вязкоэластичного поверхностно-активного вещества.
27. Способ по п.25, в котором жидкость включает кислоту.
28. Способ по п.25, в котором жидкость включает проппант.
29. Способ по п.25, в котором введение жидкости включает закачивание жидкости в буровую скважину и в, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал при давлении, достаточном для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва в продуктивном интервале.
30. Способ по п.1, в котором возбуждение продуктивного интервала включает впрыскивание жидкости для струйного перфорирования через инструмент для гидравлического струйного перфорирования и в, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал, при этом инструмент для гидравлического струйного перфорирования присоединен к буровой трубе для операций в скважине и размещен вблизи, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала.
31. Способ по п.30, в котором впрыскивание струи создает или расширяет, по меньшей мере, один разрыв в продуктивном интервале.
32. Способ по п.30, в котором возбуждение включает введение жидкости в буровую скважину вниз в кольцевое пространство, образуемое между обсадной трубой и буровой трубой для операций в скважине.
33. Способ по п.32, в котором жидкость вводят в буровую скважину одновременно с впрыскиванием жидкости для струйного перфорирования.
34. Способ по п.1, дополнительно включающий перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе вблизи второго продуктивного интервала.
35. Способ по п.34, в котором возбуждение продуктивного интервала дополнительно включает возбуждение второго продуктивного интервала через, по меньшей мере, один перфорационный канал в обсадной трубе вблизи второго продуктивного интервала.
36. Способ по п.1, дополнительно включающий повторение действий перфорирования и возбуждения для каждого из оставшихся продуктивных интервалов.
37. Способ по п.1, дополнительно включающий введение в буровую скважину жидкости для очистки.
38. Способ по п.1, в котором первые твердые частицы образуют набивку из твердых частиц в каждом из множества перфорационных каналов.
39. Способ по п.1, дополнительно включающий контактирование набивки твердых частиц со второй жидкостью-носителем, содержащей вторые твердые частицы для закупоривания вторыми твердыми частицами, по меньшей мере, части пустот между первыми твердыми частицами в набивке твердых частиц.
40. Способ по п.39, в котором средний размер частицы вторых твердых частиц меньше, чем средний размер частицы первых твердых частиц.
41. Способ по п.39, в котором вторая жидкость-носитель включает, по меньшей мере, одну из следующих жидкостей: неогелированную водную жидкость, водный гель, гель на основе углеводорода, пену или гель вязкоэластичного поверхностно-активного вещества.
42. Способ по п.39, в котором вторые твердые частицы включают, по меньшей мере, один из следующих материалов: кварцевую муку, песок, боксит, керамические материалы, стекломатериалы, полимерные материалы, материалы из Teflon®, кусочки ореховой скорлупы, кусочки шелухи семян, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки ореховой скорлупы, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки шелухи семян, кусочки косточек фруктов, отвержденные смолистые частицы, включающие кусочки косточек фруктов, дерево или частицы композитов.
43. Способ по п.39, в котором вторые твердые частицы включают разлагаемые материалы.
44. Способ возбуждения продуктивного интервала, примыкающего к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, включающий следующие операции:
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
обеспечение инструмента для гидравлического струйного перфорирования, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и присоединенного к буровой трубе для операций в скважине;
расположение инструмента для гидравлического струйного перфорирования в буровой скважине вблизи продуктивного интервала;
впрыскивание жидкости для струйного перфорирования через, по меньшей мере, одно сопло в инструменте для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; и
возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
обеспечение инструмента для гидравлического струйного перфорирования, имеющего, по меньшей мере, одно отверстие и присоединенного к буровой трубе для операций в скважине;
расположение инструмента для гидравлического струйного перфорирования в буровой скважине вблизи продуктивного интервала;
впрыскивание жидкости для струйного перфорирования через, по меньшей мере, одно сопло в инструменте для гидравлического струйного перфорирования напротив обсадной трубы в буровой скважине для создания, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе; и
возбуждение продуктивного интервала через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал.
45. Способ по п.44, в котором первые твердые частицы имеют средний размер частицы в интервале от 10 до 100 меш.
46. Способ по п.44, в котором первые твердые частицы имеют слой покрытия из адгезива.
47. Способ по п.44, в котором первые твердые частицы включают разлагаемый материал.
48. Способ по п.44, в котором первые твердые частицы образуют набивку из твердых частиц в каждом из множества перфорационных каналов.
49. Способ по п.48, дополнительно включающий контактирование набивки твердых частиц в каждом из множества перфорационных каналов со второй жидкостью-носителем, содержащей вторые твердые частицы для закупоривания вторыми твердыми частицами, по меньшей мере, части пустот между первыми твердыми частицами в набивке твердых частиц.
50. Способ по п.44, в котором жидкость для струйного перфорирования включает, по меньшей мере, одну из следующих жидкостей: неогелированную водную жидкость, водный гель, гель на основе углеводорода, пену или гель вязкоэластичного поверхностно-активного вещества.
51. Способ по п.44, в котором возбуждение продуктивного интервала включает введение жидкости для воздействия на пласт в кольцевое пространство для контактирования с, по меньшей мере, одним ремонтным перфорационным каналом, при этом кольцевое пространство является пространством между буровой трубой для операций в скважине и обсадной трубой.
52. Способ по п.51, в котором жидкость для воздействия на пласт включает, по меньшей мере, одну из следующих жидкостей: негелированную водную жидкость, водный гель, гель на основе углеводорода, пену или гель вязкоэластичного поверхностно-активного вещества.
53. Способ по п.51, в котором жидкость для воздействия на пласт вводят в кольцевое пространство при давлении, достаточном для создания или расширения, по меньшей мере, одного разрыва в продуктивном интервале.
54. Способ по п.51, в котором возбуждение продуктивного интервала включает впрыскивание жидкости для струйного перфорирования через, по меньшей мере, одно сопло в инструменте для гидравлического струйного перфорирования, через, по меньшей мере, один ремонтный перфорационный канал, и напротив продуктивного интервала.
55. Способ по п.54, в котором впрыскивание жидкости для струйного перфорирования напротив продуктивного интервала и введение жидкости для воздействия на пласт в кольцевое пространство осуществляют одновременно.
56. Способ по п.54, в котором жидкость для струйного перфорирования впрыскивают напротив продуктивного интервала одновременно с введением жидкости для возбуждения.
57. Способ по п.51, дополнительно включающий повторение действий расположения инструмента для гидравлического струйного перфорирования, впрыскивание жидкости для струйного перфорирования и возбуждения продуктивного интервала для каждого из остающихся продуктивных интервалов.
58. Способ возбуждения множества продуктивных интервалов, прилегающих к буровой скважине с расположенной в ней обсадной трубой, включающий следующие стадии:
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
следующее после набивки первых твердых частиц перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе вблизи продуктивного интервала;
введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал для контактирования с продуктивным интервалом;
повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала и введения жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
введение в буровую скважину жидкости-носителя, содержащей первые твердые частицы;
набивка первых твердых частиц во множество перфорационных каналов в обсадной трубе;
следующее после набивки первых твердых частиц перфорирование, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала в обсадной трубе вблизи продуктивного интервала;
введение жидкости для воздействия на пласт в буровую скважину и, по меньшей мере, в один ремонтный перфорационный канал для контактирования с продуктивным интервалом;
повторение действий перфорирования, по меньшей мере, одного ремонтного перфорационного канала и введения жидкости для воздействия на пласт в каждый из оставшихся продуктивных интервалов.
59. Способ по п.58, дополнительно включающий контактирование содержащих набивку перфорационных каналов со второй жидкостью-носителем, содержащей вторые твердые частицы, для закупоривания вторыми твердыми частицами, по меньшей мере, части пустот между первыми твердыми частицами в набивке во множестве перфорационных каналов.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/004,441 | 2004-12-03 | ||
| US11/004,441 US7273099B2 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Methods of stimulating a subterranean formation comprising multiple production intervals |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007125129A RU2007125129A (ru) | 2009-01-10 |
| RU2398959C2 true RU2398959C2 (ru) | 2010-09-10 |
Family
ID=35474720
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007125129/03A RU2398959C2 (ru) | 2004-12-03 | 2005-10-18 | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7273099B2 (ru) |
| AU (1) | AU2005311147B2 (ru) |
| CA (1) | CA2589798C (ru) |
| MX (1) | MX2007006620A (ru) |
| RU (1) | RU2398959C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006059056A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| RU2721052C2 (ru) * | 2015-05-27 | 2020-05-15 | Те Лубризол Корпорейшн | Агрегирующие композиции, композиции модифицированных твердых частиц и способы их получения и применения |
| RU2727986C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-07-28 | Александр Валерьевич Ворошилов | Состав для вытеснения нефти |
Families Citing this family (153)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7519268B2 (en) * | 1998-04-14 | 2009-04-14 | Nikon Corporation | Image recording apparatus, dynamic image processing apparatus, dynamic image reproduction apparatus, dynamic image recording apparatus, information recording / reproduction apparatus and methods employed therein, recording medium with computer program stored therein |
| US8251141B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss during sand control operations |
| US8962535B2 (en) | 2003-05-16 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of diverting chelating agents in subterranean treatments |
| US8631869B2 (en) | 2003-05-16 | 2014-01-21 | Leopoldo Sierra | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean treatments |
| US8091638B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
| US8181703B2 (en) | 2003-05-16 | 2012-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method useful for controlling fluid loss in subterranean formations |
| DE20307912U1 (de) * | 2003-05-19 | 2003-09-25 | Jvk Filtration Systems Gmbh | Leckageanzeiger für ein Filterelement einer Filterpresse |
| US8167045B2 (en) | 2003-08-26 | 2012-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for stabilizing formation fines and sand |
| US7766099B2 (en) | 2003-08-26 | 2010-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling and consolidating subterranean formation particulates |
| 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 |
| US20080060810A9 (en) * | 2004-05-25 | 2008-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating a subterranean formation with a curable composition using a jetting tool |
| US7299875B2 (en) | 2004-06-08 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for controlling particulate migration |
| US7275596B2 (en) | 2005-06-20 | 2007-10-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method of using degradable fiber systems for stimulation |
| US7775278B2 (en) * | 2004-09-01 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7380600B2 (en) * | 2004-09-01 | 2008-06-03 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable material assisted diversion or isolation |
| US7398825B2 (en) * | 2004-12-03 | 2008-07-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of controlling sand and water production in subterranean zones |
| US7748451B2 (en) * | 2004-12-08 | 2010-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for improving low-quality proppant and method of using low-quality proppant in subterranean operations |
| US7883740B2 (en) | 2004-12-12 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates |
| 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 |
| US7296625B2 (en) * | 2005-08-02 | 2007-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore |
| US20070044969A1 (en) * | 2005-08-31 | 2007-03-01 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating a Well 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 |
| US7819192B2 (en) | 2006-02-10 | 2010-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Consolidating agent emulsions and associated methods |
| US8613320B2 (en) | 2006-02-10 | 2013-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and applications of resins in treating subterranean formations |
| US7845413B2 (en) * | 2006-06-02 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of pumping an oilfield fluid and split stream oilfield pumping systems |
| US7571766B2 (en) * | 2006-09-29 | 2009-08-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of fracturing a subterranean formation using a jetting tool and a viscoelastic surfactant fluid to minimize formation damage |
| US7730950B2 (en) | 2007-01-19 | 2010-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for treating intervals of a subterranean formation having variable permeability |
| US7934557B2 (en) | 2007-02-15 | 2011-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells for controlling water and particulate production |
| US8726991B2 (en) * | 2007-03-02 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Circulated degradable material assisted diversion |
| US7647966B2 (en) | 2007-08-01 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for drainage of heavy oil reservoir via horizontal wellbore |
| US7673673B2 (en) * | 2007-08-03 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for isolating a jet forming aperture in a well bore servicing tool |
| US8598094B2 (en) | 2007-11-30 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compostions for preventing scale and diageneous reactions in subterranean formations |
| US7832477B2 (en) | 2007-12-28 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing deformation and control for inclusion propagation |
| DE102008004112A1 (de) | 2008-01-11 | 2009-07-16 | Saertex Gmbh & Co. Kg | Textiles Halbzeug mit wenigstens einer mit einem Kleber versehenen Oberfläche |
| US7896075B2 (en) * | 2008-02-04 | 2011-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids with enhanced particulate transport or suspension capabilities and associated methods |
| US8113278B2 (en) * | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
| US7690427B2 (en) * | 2008-03-07 | 2010-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand plugs and placing sand plugs in highly deviated wells |
| US8096358B2 (en) | 2008-03-27 | 2012-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of perforating for effective sand plug placement in horizontal wells |
| US20090253594A1 (en) | 2008-04-04 | 2009-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for placement of sealant in subterranean intervals |
| US8936085B2 (en) | 2008-04-15 | 2015-01-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing by ball sealers |
| US9212535B2 (en) * | 2008-04-15 | 2015-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Diversion by combining dissolvable and degradable particles and fibers |
| US7819193B2 (en) * | 2008-06-10 | 2010-10-26 | Baker Hughes Incorporated | Parallel fracturing system for wellbores |
| US7900696B1 (en) | 2008-08-15 | 2011-03-08 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Downhole tool with exposable and openable flow-back vents |
| US8267177B1 (en) | 2008-08-15 | 2012-09-18 | Exelis Inc. | Means for creating field configurable bridge, fracture or soluble insert plugs |
| US8439116B2 (en) | 2009-07-24 | 2013-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for inducing fracture complexity in hydraulically fractured horizontal well completions |
| US8960292B2 (en) * | 2008-08-22 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | High rate stimulation method for deep, large bore completions |
| US8119576B2 (en) * | 2008-10-10 | 2012-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ceramic coated particulates |
| US8881811B2 (en) | 2008-10-10 | 2014-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Additives to suppress silica scale build-up and methods of use thereof |
| US8561696B2 (en) | 2008-11-18 | 2013-10-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method of placing ball sealers for fluid diversion |
| US7775285B2 (en) * | 2008-11-19 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
| US9080431B2 (en) * | 2008-12-01 | 2015-07-14 | Geodynamics, Inc. | Method for perforating a wellbore in low underbalance systems |
| US20100132946A1 (en) | 2008-12-01 | 2010-06-03 | Matthew Robert George Bell | Method for the Enhancement of Injection Activities and Stimulation of Oil and Gas Production |
| US8074715B2 (en) * | 2009-01-15 | 2011-12-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries |
| US9796918B2 (en) | 2013-01-30 | 2017-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same |
| US8631872B2 (en) * | 2009-09-24 | 2014-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Complex fracturing using a straddle packer in a horizontal wellbore |
| US9016376B2 (en) | 2012-08-06 | 2015-04-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and wellbore servicing apparatus for production completion of an oil and gas well |
| US8887803B2 (en) | 2012-04-09 | 2014-11-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-interval wellbore treatment method |
| US7762329B1 (en) | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
| US7882894B2 (en) | 2009-02-20 | 2011-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for completing and stimulating a well bore |
| US7998910B2 (en) | 2009-02-24 | 2011-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids comprising relative permeability modifiers and methods of use |
| US8109335B2 (en) * | 2009-07-13 | 2012-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable diverting agents and associated methods |
| US8623936B2 (en) | 2009-07-29 | 2014-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted elastomers, cement compositions comprising weighted elastomers, and methods of use |
| US8450391B2 (en) | 2009-07-29 | 2013-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Weighted elastomers, cement compositions comprising weighted elastomers, and methods of use |
| US8697612B2 (en) | 2009-07-30 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Increasing fracture complexity in ultra-low permeable subterranean formation using degradable particulate |
| 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 |
| US8657003B2 (en) * | 2010-12-01 | 2014-02-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of providing fluid loss control or diversion |
| US8420576B2 (en) | 2009-08-10 | 2013-04-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrophobically and cationically modified relative permeability modifiers and associated methods |
| US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
| US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8272443B2 (en) * | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US8739881B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-06-03 | W. Lynn Frazier | Hydrostatic flapper stimulation valve and method |
| US8347960B2 (en) * | 2010-01-25 | 2013-01-08 | Water Tectonics, Inc. | Method for using electrocoagulation in hydraulic fracturing |
| US8210257B2 (en) | 2010-03-01 | 2012-07-03 | Halliburton Energy Services Inc. | Fracturing a stress-altered subterranean formation |
| US8297358B2 (en) | 2010-07-16 | 2012-10-30 | Baker Hughes Incorporated | Auto-production frac tool |
| US8579023B1 (en) | 2010-10-29 | 2013-11-12 | Exelis Inc. | Composite downhole tool with ratchet locking mechanism |
| US8470746B2 (en) | 2010-11-30 | 2013-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to the stabilization of hydrophobically modified hydrophilic polymer treatment fluids under alkaline conditions |
| AU2011343765A1 (en) * | 2010-12-14 | 2013-07-18 | Altarock Energy, Inc. | High temperature temporary diverter and lost circulation material |
| US8727002B2 (en) | 2010-12-14 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acidic treatment fluids containing non-polymeric silica scale control additives and methods related thereto |
| US8770276B1 (en) | 2011-04-28 | 2014-07-08 | Exelis, Inc. | Downhole tool with cones and slips |
| US9034803B2 (en) | 2011-04-29 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids comprising chitosan crosslinked by titanate |
| US8905133B2 (en) * | 2011-05-11 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US10808497B2 (en) * | 2011-05-11 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of zonal isolation and treatment diversion |
| US8869898B2 (en) | 2011-05-17 | 2014-10-28 | Baker Hughes Incorporated | System and method for pinpoint fracturing initiation using acids in open hole wellbores |
| US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US9920600B2 (en) | 2011-06-10 | 2018-03-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage downhole hydraulic stimulation assembly |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| WO2013052732A1 (en) | 2011-10-07 | 2013-04-11 | Boral Industries Inc. | 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 |
| US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
| US8997859B1 (en) | 2012-05-11 | 2015-04-07 | Exelis, Inc. | Downhole tool with fluted anvil |
| US10023783B2 (en) | 2012-06-23 | 2018-07-17 | Pumprock, Llc | Compositions and processes for downhole cementing operations |
| US8387695B1 (en) * | 2012-06-23 | 2013-03-05 | Newbasis West Llc | Compositions and processes for downhole cementing operations |
| US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US9840896B2 (en) * | 2012-09-21 | 2017-12-12 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Acid soluble abrasive material and method of use |
| US8967264B2 (en) * | 2012-09-25 | 2015-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of enhancing fracturing stimulation in subterranean formations using in situ foam generation and pressure pulsing |
| US10138707B2 (en) | 2012-11-13 | 2018-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| US10024131B2 (en) | 2012-12-21 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid plugs as downhole sealing devices and systems and methods including the same |
| US9963960B2 (en) | 2012-12-21 | 2018-05-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for stimulating a multi-zone subterranean formation |
| WO2014099306A2 (en) | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
| US9945208B2 (en) | 2012-12-21 | 2018-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flow control assemblies for downhole operations and systems and methods including the same |
| US9038717B2 (en) * | 2013-03-07 | 2015-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of transporting proppant particulates in a subterranean formation |
| WO2015112186A1 (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-30 | Baker Hughes Incorporated | Method of improving cleanout of a wellbore |
| US9790762B2 (en) | 2014-02-28 | 2017-10-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Corrodible wellbore plugs and systems and methods including the same |
| CA2941707C (en) * | 2014-04-09 | 2018-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Water-soluble linear polyphosphazenes in water-based fluids for use in wells or pipelines |
| AU2014394114B2 (en) * | 2014-05-13 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable fluid sealing compositions incorporating non-degradable microparticulates and methods for use thereof |
| CN104121005B (zh) * | 2014-07-15 | 2016-10-05 | 中北大学 | 高能气流驱动支撑剂导入井下压裂地层的设备 |
| US10738577B2 (en) | 2014-07-22 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US10001613B2 (en) | 2014-07-22 | 2018-06-19 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and cables for use in fracturing zones in a well |
| US9856720B2 (en) | 2014-08-21 | 2018-01-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bidirectional flow control device for facilitating stimulation treatments in a subterranean formation |
| WO2016043705A1 (en) * | 2014-09-15 | 2016-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resin and hardener consolidation composition |
| US9951596B2 (en) | 2014-10-16 | 2018-04-24 | Exxonmobil Uptream Research Company | Sliding sleeve for stimulating a horizontal wellbore, and method for completing a wellbore |
| WO2016076747A1 (en) * | 2014-11-14 | 2016-05-19 | Schlumberger Canada Limited | Chemical assisted selective diversion during multistage well treatments |
| US9810051B2 (en) * | 2014-11-20 | 2017-11-07 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Well completion |
| US20160168969A1 (en) * | 2014-12-15 | 2016-06-16 | Oil Well Consulting, LLC | Method for Increasing Productivity of Wells |
| US9845658B1 (en) | 2015-04-17 | 2017-12-19 | Albany International Corp. | Lightweight, easily drillable or millable slip for composite frac, bridge and drop ball plugs |
| US9816341B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-11-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging devices and deployment in subterranean wells |
| US10851615B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-12-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10513653B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-12-24 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10655427B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10233719B2 (en) | 2015-04-28 | 2019-03-19 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US11851611B2 (en) | 2015-04-28 | 2023-12-26 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567825B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9745820B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-08-29 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment in subterranean wells |
| US10641069B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-05-05 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567826B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US10774612B2 (en) | 2015-04-28 | 2020-09-15 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9523267B2 (en) | 2015-04-28 | 2016-12-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| US9567824B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-02-14 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Fibrous barriers and deployment in subterranean wells |
| US9708883B2 (en) | 2015-04-28 | 2017-07-18 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Flow control in subterranean wells |
| AU2016297438B2 (en) | 2015-07-21 | 2020-08-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging device deployment |
| WO2017079210A1 (en) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Acid soluble diverting agents for refracturing applications |
| US10513917B2 (en) | 2015-11-12 | 2019-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for fracturing a formation |
| US10196886B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-02-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Select-fire, downhole shockwave generation devices, hydrocarbon wells that include the shockwave generation devices, and methods of utilizing the same |
| US10221669B2 (en) | 2015-12-02 | 2019-03-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore tubulars including a plurality of selective stimulation ports and methods of utilizing the same |
| US10309195B2 (en) | 2015-12-04 | 2019-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Selective stimulation ports including sealing device retainers and methods of utilizing the same |
| US9920589B2 (en) | 2016-04-06 | 2018-03-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| CA3046487C (en) | 2016-12-13 | 2021-04-20 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Methods of completing a well and apparatus therefor |
| CA3046920C (en) * | 2017-03-02 | 2023-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control of far field fracture diversion by low rate treatment stage |
| WO2018200698A1 (en) | 2017-04-25 | 2018-11-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid conduits |
| US11022248B2 (en) | 2017-04-25 | 2021-06-01 | Thru Tubing Solutions, Inc. | Plugging undesired openings in fluid vessels |
| CN107255020B (zh) * | 2017-06-14 | 2019-08-30 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种修井液用固化水的脱水液及其脱水方法 |
| US10875209B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-12-29 | Nuwave Industries Inc. | Waterjet cutting tool |
| US10385261B2 (en) | 2017-08-22 | 2019-08-20 | Covestro Llc | Coated particles, methods for their manufacture and for their use as proppants |
| MX2020003155A (es) | 2017-10-31 | 2020-07-29 | Halliburton Energy Services Inc | Desviacion mediante el uso de particulados solidos. |
| EP3733811A4 (en) * | 2017-12-28 | 2021-03-10 | Mitsubishi Chemical Corporation | DEFLECTORS AND METHOD FOR SEALING CRACKS IN DRILLING HOLES WITH IT |
| US10364659B1 (en) | 2018-09-27 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and devices for restimulating a well completion |
| CN112647916B (zh) * | 2020-12-22 | 2023-03-24 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种海上低渗透油田压裂技术选井选层方法和*** |
Family Cites Families (173)
| 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 |
| US3842911A (en) | 1971-04-26 | 1974-10-22 | Halliburton Co | Method of fracture acidizing a well formation |
| US3768564A (en) | 1971-04-26 | 1973-10-30 | 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 |
| US3983941A (en) * | 1975-11-10 | 1976-10-05 | Mobil Oil Corporation | Well completion technique for sand control |
| 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 |
| US4498995A (en) * | 1981-08-10 | 1985-02-12 | Judith Gockel | Lost circulation drilling fluid |
| 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 |
| 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 |
| US4664819A (en) | 1981-12-03 | 1987-05-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Proppant charge and method |
| 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 |
| 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 |
| US4681165A (en) | 1984-03-01 | 1987-07-21 | Dowell Schlumberger Incorporated | Aqueous chemical wash compositions |
| 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 |
| GB8412423D0 (en) | 1984-05-16 | 1984-06-20 | Allied Colloids Ltd | Polymeric compositions |
| KR920006865B1 (ko) | 1984-05-18 | 1992-08-21 | 워싱톤 유니버시티 테크놀러지 어소우시에이츠 인코오퍼레이티드 | 입자나 액적을 피복하는 방법과 장치 |
| 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 |
| EP0421980B1 (en) | 1986-04-18 | 1993-08-25 | Hosokawa Micron Corporation | Particulate material treating apparatus |
| US4694905A (en) | 1986-05-23 | 1987-09-22 | Acme Resin Corporation | Precured coated particulate material |
| US4785884A (en) | 1986-05-23 | 1988-11-22 | Acme Resin Corporation | Consolidation of partially cured resin coated particulate material |
| US4669543A (en) | 1986-05-23 | 1987-06-02 | Halliburton Company | Methods and compositions for consolidating solids in subterranean zones |
| 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 |
| US4772646A (en) | 1986-11-17 | 1988-09-20 | Halliburton Company | Concentrated hydrophilic polymer suspensions |
| 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 |
| US4856590A (en) * | 1986-11-28 | 1989-08-15 | Mike Caillier | Process for washing through filter media in a production zone with a pre-packed screen and coil tubing |
| 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 |
| 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 |
| US5105886A (en) * | 1990-10-24 | 1992-04-21 | Mobil Oil Corporation | Method for the control of solids accompanying hydrocarbon production from subterranean formations |
| US5095987A (en) * | 1991-01-31 | 1992-03-17 | Halliburton Company | Method of forming and using high density particulate slurries for well completion |
| US5278203A (en) * | 1991-03-21 | 1994-01-11 | Halliburton Company | Method of preparing and improved liquid gelling agent concentrate and suspendable gelling agent |
| 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 |
| 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 |
| US5390741A (en) * | 1993-12-21 | 1995-02-21 | Halliburton Company | Remedial treatment methods for coal bed methane wells |
| 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 |
| US5501274A (en) * | 1995-03-29 | 1996-03-26 | Halliburton Company | Control of particulate flowback in subterranean wells |
| 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 |
| US5669448A (en) * | 1995-12-08 | 1997-09-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Overbalance perforating and stimulation method for wells |
| US5704426A (en) * | 1996-03-20 | 1998-01-06 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation method and apparatus |
| 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 |
| US6006838A (en) * | 1998-10-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Apparatus and method for stimulating multiple production zones in a wellbore |
| US6446727B1 (en) * | 1998-11-12 | 2002-09-10 | Sclumberger Technology Corporation | Process for hydraulically fracturing oil and gas wells |
| 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 |
| US6189615B1 (en) * | 1998-12-15 | 2001-02-20 | Marathon Oil Company | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery |
| US6192985B1 (en) * | 1998-12-19 | 2001-02-27 | Schlumberger Technology Corporation | Fluids and techniques for maximizing fracture fluid clean-up |
| 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 |
| US6187834B1 (en) * | 1999-09-08 | 2001-02-13 | Dow Corning Corporation | Radiation curable silicone compositions |
| US6253851B1 (en) * | 1999-09-20 | 2001-07-03 | Marathon Oil Company | Method of completing a well |
| US6394184B2 (en) * | 2000-02-15 | 2002-05-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals |
| US6357527B1 (en) * | 2000-05-05 | 2002-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Encapsulated breakers and method for use in treating subterranean formations |
| US6202751B1 (en) * | 2000-07-28 | 2001-03-20 | Halliburton Energy Sevices, Inc. | Methods and compositions for forming permeable cement sand screens in well bores |
| US6601648B2 (en) * | 2001-10-22 | 2003-08-05 | Charles D. Ebinger | Well completion method |
| US6626241B2 (en) * | 2001-12-06 | 2003-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of frac packing through existing gravel packed screens |
| US6962203B2 (en) * | 2003-03-24 | 2005-11-08 | Owen Oil Tools Lp | One trip completion process |
| 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 |
| US7036589B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for fracturing stimulation |
-
2004
- 2004-12-03 US US11/004,441 patent/US7273099B2/en active Active
-
2005
- 2005-10-18 RU RU2007125129/03A patent/RU2398959C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-10-18 AU AU2005311147A patent/AU2005311147B2/en not_active Ceased
- 2005-10-18 CA CA002589798A patent/CA2589798C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-10-18 WO PCT/GB2005/004009 patent/WO2006059056A1/en active Application Filing
- 2005-10-18 MX MX2007006620A patent/MX2007006620A/es active IP Right Grant
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721052C2 (ru) * | 2015-05-27 | 2020-05-15 | Те Лубризол Корпорейшн | Агрегирующие композиции, композиции модифицированных твердых частиц и способы их получения и применения |
| RU2655310C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-05-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины |
| RU2727986C1 (ru) * | 2020-02-04 | 2020-07-28 | Александр Валерьевич Ворошилов | Состав для вытеснения нефти |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060118301A1 (en) | 2006-06-08 |
| RU2007125129A (ru) | 2009-01-10 |
| WO2006059056A1 (en) | 2006-06-08 |
| AU2005311147B2 (en) | 2010-06-17 |
| CA2589798A1 (en) | 2006-06-08 |
| AU2005311147A1 (en) | 2006-06-08 |
| US7273099B2 (en) | 2007-09-25 |
| MX2007006620A (es) | 2008-01-11 |
| CA2589798C (en) | 2010-01-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2398959C2 (ru) | Способ возбуждения подземного продуктивного пласта, включающего многочисленные продуктивные интервалы (варианты) | |
| RU2405920C2 (ru) | Способ формирования набивок во множестве перфорационных каналов в обсадной колонне ствола скважины | |
| CA2630449C (en) | Methods of stabilizing unconsolidated subterranean formations | |
| AU2005298469C1 (en) | Methods for producing fluids from acidized and consolidated portions of subterranean formations | |
| AU2006318933B2 (en) | Methods of consolidating unconsolidated particulates in subterranean formations | |
| US9790774B2 (en) | Generating and maintaining conductivity of microfractures in tight formations by generating gas and heat | |
| US20060219405A1 (en) | Method of stabilizing unconsolidated formation for sand control | |
| AU2014262292B2 (en) | Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments | |
| AU2014376378B2 (en) | Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation | |
| WO2021141584A1 (en) | Methods for enhancing and maintaining effective permeability of induced fractures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171019 |