RU2433157C2 - Deflecting fluid - Google Patents

Abstract

FIELD: mining. ^ SUBSTANCE: deflecting fluid for temporary sealing of the upper and lower parts of a treated interval in an underground formation by means of supply of the deflecting fluid into holes defined by a drill hole, being hydraulically connected with the treated interval, besides, the deflecting fluid includes a water bearing fluid, which substantially contains water, where particles of the first deflecting agent and particles of the second deflecting agents are dispersed, where the particles of each of the first and second deflecting agents include particles of the propping agent substrate, having a water-soluble polymer coating, besides, the particles of the first deflecting agent have density, which is higher than the density of the water bearing fluid, while the particles of the second deflecting agent have the density, which is less than the density of the water bearing fluid, where the water-soluble polymers of each of the first and second deflecting agents are independently selected from the group that consists of collagen of type I, collagen of type II, collagen of type III, collagen of type IV, collagen of type V and their mixtures. The method to prepare the treated interval in the underground formation for formation fracturing to increase intensification of flow from the treated interval by means of formation fracturing, includes injection of the above specified deflecting fluid into the treated interval, which results in the fact that the particles of the first deflecting agent are deposited in the lower part of the treated interval, forming a temporary lower border, which substantially seals the lower part of the treated interval relative to the flow of liquid via this lower border, and the particles of the second deflecting agent rise in the upper part of the treated interval, forming a temporary upper border, which substantially seals the upper part of the treated interval relative to the flow of liquid through this upper border. ^ EFFECT: intensification of flow into one or many intervals in underground drill holes as a result of deflection of working fluids flow to process a drill hole in a certain direction. ^ 16 cl, 2 ex, 3 dwg

Description

Настоящая заявка заявляет преимущества приоритета предварительной заявки Соединенных Штатов SN 60/646231, поданной 21 января 2005 года, содержание которой во всей своей полноте включается в настоящий документ для справки.This application claims the benefit of priority of the provisional application of the United States SN 60/646231, filed January 21, 2005, the entire contents of which are incorporated herein by reference.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY

Настоящее изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для обработки подземных буровых скважин, а, говоря более конкретно, предлагает способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах. В частности, данное изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в результате ввода материалов расклинивающего наполнителя с покрытием из водорастворимого полимера, например коллагена, поливинилацетата/поливинилового спирта, полиалкилоксидов, поли(молочной кислоты), полимерного силиката элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочноземельного металла) или их комбинаций с материалами, которые медленно растворяются в воде, предназначенных для использования при изменении направления течения рабочих жидкостей для интенсификации притока, подаваемых из колонны насосно-компрессорных труб в подземную среду.The present invention provides methods and compositions for treating underground boreholes, and more specifically, provides methods and compositions for stimulating inflow at multiple intervals in underground boreholes. In particular, the present invention provides methods and compositions for diverting a flow of working fluids for treating a borehole at multiple intervals by introducing proppant materials coated with a water-soluble polymer, for example collagen, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polyalkyl oxides, poly (lactic acid) , polymer silicate of elements of group I or II of the periodic table of elements (alkali metal or alkaline earth metal) or their combinations with materials That are slowly soluble in water, for use when changing the direction of flow of working fluids for the stimulation supplied from the column of tubing into the subterranean environment.

ОПИСАНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИDescription of the level of technology

Обработки буровой скважины, такие как кислотная обработка и обработка для гидравлического разрыва пласта, проводимые для подземных пластов, обычно используют для улучшения или интенсификации добычи углеводородов. Во многих случаях подземный пласт может включать два или более интервалов, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. Некоторые интервалы могут демонстрировать относительно низкую приемистость или способность принимать нагнетаемые рабочие жидкости вследствие относительно низкой проницаемости, высокого напряжения на месте проведения работ и/или нарушения эксплуатационных характеристик пласта. Такие интервалы могут быть закончены в результате проведения подготовки в обсаженном стволе буровой скважине и/или могут представлять собой законченные необсаженные буровые скважины. В некоторых случаях такие пластовые интервалы могут присутствовать в секции с большим наклоном ствола или в горизонтальной секции ствола буровой скважины, например в боковой секции необсаженной буровой скважины. В любом случае при обработке нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, зачастую имеет место ситуация, когда основная часть, если не все количество вводимой рабочей жидкости для обработки буровой скважины, будет вытесняться в один или только в несколько интервалов, характеризующихся наивысшей приемистостью. Даже в случае наличия только одного интервала, подлежащего обработке, тенденция к росту трещины может либо усиливаться, либо ослабляться. Это зависит от напряжения в пласте на месте проведения работ и от различий в проницаемости в прослойке пласта. Ниже сформированной трещины может располагаться водная зона. Если сформированная трещина пройдет в данную зону, скважина может быть погублена вследствие наличия избытка воды и прекращения подачи компонентов нефти из продуктивного интервала. Выше сформированной зоны разрыва может существовать газовая шапка, что может повредить добыче из буровой скважины вследствие проскальзывания газа в сопоставлении с компонентами жидкой нефти из буровой скважины.Wellbore treatments, such as acid treatment and hydraulic fracturing treatments for underground formations, are typically used to improve or intensify hydrocarbon production. In many cases, the subterranean formation may include two or more intervals characterized by different permeability and / or injectivity. Some intervals may exhibit relatively low injectivity or the ability to receive pumped working fluids due to relatively low permeability, high voltage at the site of work, and / or impaired formation performance. Such intervals may be completed by training in a cased hole in a borehole and / or may be completed uncased boreholes. In some cases, such reservoir intervals may be present in the section with a large inclination of the bore or in the horizontal section of the borehole, for example, in the side section of an open hole borehole. In any case, when processing several intervals characterized by different injectivity, there is often a situation where the main part, if not the entire amount of injected working fluid for treating a borehole, will be displaced in one or only a few intervals, characterized by the highest injectivity. Even if there is only one interval to be processed, the tendency to crack growth can either intensify or weaken. This depends on the stress in the formation at the place of work and on the differences in permeability in the layer of the formation. A water zone may be located below the crack. If the formed fracture passes into this zone, the well may be destroyed due to the presence of excess water and the cessation of the supply of oil components from the production interval. A gas cap may exist above the formed fracture zone, which can damage production from the borehole due to gas slipping in comparison with the components of liquid oil from the borehole.

В стремлении добиться достижения более равномерного распределения вытесняемых рабочих жидкостей для обработки буровой скважины по каждому из множества интервалов, подлежащих обработке, были разработаны способы и материалы, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в интервалы с пониженными проницаемостью и/или приемистостью. Однако обычно используемые методики отклонения могут быть дорогостоящими и/или могут приводить только к ограниченному успеху. В данном отношении обычно сложными и дорогостоящими являются методики механического отклонения. Кроме того, способы механического отклонения обычно ограничены средами обсаженных буровых скважин и зависят от надлежащего разобщения пластов при помощи цемента и инструмента при достижении отклонения.In an effort to achieve a more uniform distribution of displaced working fluids for treating a borehole over each of the many intervals to be processed, methods and materials have been developed to divert the flow of working fluids for processing at intervals with reduced permeability and / or injectivity. However, commonly used deviation techniques can be costly and / or can only lead to limited success. In this regard, mechanical deflection techniques are usually complex and expensive. In addition, mechanical deflection methods are usually limited to cased borehole environments and depend on proper formation separation using cement and tools when the deviation is achieved.

Таким образом, в течение многих лет проблемой при интенсификации притока в буровую скважину являлась эффективная и одновременная обработка нескольких комплектов перфораций в пределах протяженного вертикального сечения. Для обработки нескольких зон с широким диапазоном эффективности использовали множество способов обработки для отклонения, таких как с использованием маслорастворимого кальциевого мыла, серной кислоты и продукта «Fixafrac» от компании Dowell (смесь извести, керосина, мыла, включающего сортированный хлорид кальция, и гелеобразователя) и продукта FLAX-2™ от компании Dowell, как это описывается автором Harrison в его исчерпывающем обзоре Journal of Petroleum Technology, pp. 593-598 (1972). В попытках обеспечения закупорки отверстий в пласте и отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в другие зоны пласта использовали широкий ассортимент отклоняющих агентов на химической основе. Например, в качестве отклоняющих агентов использовали гранулы воска. Однако гранулы воска характеризуются ограниченными температурами плавления - в диапазоне от приблизительно 138°F до приблизительно 192°F, что делает их бесполезными тогда, когда температура пласта превышает их температуру плавления.Thus, for many years, the problem of stimulating inflow into a borehole has been the effective and simultaneous processing of several sets of perforations within an extended vertical section. For treating several zones with a wide range of efficiencies, many rejection methods have been used, such as using oil soluble calcium soap, sulfuric acid, and Dowell's Fixafrac (a mixture of lime, kerosene, soap containing sorted calcium chloride, and a gel) and Dowell's FLAX-2 ™ product, as described by Harrison in his comprehensive review of the Journal of Petroleum Technology , pp. 593-598 (1972). A wide range of chemical-based deflecting agents has been used in attempts to block holes in the formation and divert the flow of working fluids for processing to other zones of the formation. For example, wax granules were used as deflecting agents. However, wax granules are characterized by limited melting points, ranging from about 138 ° F to about 192 ° F, which makes them useless when the temperature of the formation exceeds their melting temperature.

Как было описано, подходящими для использования в качестве эффективных отклоняющих агентов также являются и частицы нафталина (нафталиновые шарики) и хлорида натрия. Частицы нафталина легко растворяются в масле, но плавятся приблизительно при 180°F, что таким образом ограничивает их использование сферами применения для более низкотемпературных пластов. Хлорид натрия, характеризуясь температурой плавления, равной приблизительно 1470°F и являясь подходящим для использования при высоких температурах, требует чистки буровой скважины водой или разбавленной кислотой после проведения обработки пласта для того, чтобы полностью удалить частицы хлорида натрия. Кроме того, хлорид натрия не может быть использован вместе с фтористо-водородной кислотой для обработки подземных буровых скважин вследствие образования нерастворимых осадков, которые проблематичным образом могут забивать буровую скважину.As described, particles of naphthalene (naphthalene beads) and sodium chloride are also suitable for use as effective deflecting agents. Naphthalene particles readily dissolve in oil, but melt at approximately 180 ° F, thereby limiting their use for lower-temperature formations. Sodium chloride, characterized by a melting point of approximately 1470 ° F and suitable for use at high temperatures, requires cleaning the borehole with water or dilute acid after treatment of the formation in order to completely remove particles of sodium chloride. In addition, sodium chloride cannot be used together with hydrofluoric acid to treat underground boreholes due to the formation of insoluble sediments, which can clog the borehole in a problematic manner.

В альтернативном варианте при проведении одновременной обработки нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, использовали такие отклоняющие агенты, как полимеры, суспендированные твердые материалы и/или пеноматериал. Такие отклоняющие агенты обычно закачивают в подземный пласт перед рабочей жидкостью для обработки буровой скважины для того, чтобы закупорить интервалы с повышенной проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с пониженной проницаемостью. Однако действие по избирательному отклонению в случае таких отклоняющих агентов зачастую трудно предсказать и отследить, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху. Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин также может сделать отклонение более трудной.Alternatively, during simultaneous processing of several intervals characterized by different injectivity, deflecting agents such as polymers, suspended solid materials and / or foam were used. Such diverting agents are typically injected into the subterranean formation in front of the borehole treatment fluid in order to plug the intervals with increased permeability and to divert the flow of the borehole treatment fluid into the intervals with reduced permeability. However, the action of selective deviation in the case of such deflecting agents is often difficult to predict and track, and if the flow of the working fluid for processing is deviated at all desired intervals, it may not lead to success. These problems can be further exacerbated by the completion of open-hole boreholes, especially in the case of completions with a large inclination of the trunk, characterized by the presence of large areas of the reservoir exposed for the borehole. The presence of natural cracks can also make deflection more difficult.

В течение многих лет было предпринято несколько попыток по решению проблем, связанных с областями в буровой скважине, характеризующимися различной проницаемостью. В патенте США № 2803306 автора Hower предлагают способ увеличения проницаемости подземного пласта, выключающего несколько зон, характеризующихся различной проницаемостью. Описанные стадии включали ввод в ствол буровой скважины рабочей жидкости для обработки, содержащей хлористо-водородную кислоту, которая включает диспергированные в ней маслорастворимые частицы, при этом материал выбирают из гильсонита, нафталина, пара-дихлорбензола, антрацена и β-нафтола. После обработки частицы обеспечивают получение частичной закупорки более проницаемых зон подземного пласта, делая возможным поступление рабочей жидкости для обработки в менее проницаемые зоны.Over the years, several attempts have been made to solve problems associated with areas in the borehole characterized by different permeabilities. US Pat. No. 2,803,306 to Hower provides a method for increasing the permeability of a subterranean formation by turning off several zones with different permeabilities. The steps described included the introduction of a treatment fluid containing hydrochloric acid into the borehole of the borehole, which included oil-soluble particles dispersed in it, the material being selected from gilsonite, naphthalene, para-dichlorobenzene, anthracene and β-naphthol. After processing, the particles provide partial blockage of the more permeable zones of the subterranean formation, making it possible for the working fluid to enter the less permeable zones.

В патенте США №3797575, переуступленном компании Halliburton, описывают добавки, формирующие избирательную закупорку пласта и образованные относительно водонерастворимым твердым материалом, растворенным в растворителе, таком как метанол или изопропанол. При объединении добавки с водной рабочей жидкостью для обработки твердый материал, растворенный в добавке, осаждается в водной рабочей жидкости для обработки с образованием в конечном счете измельченной формы, которая после этого выступает в роли отклоняющего агента. В патенте США №3724549, также переуступленном компании Halliburton, описывают материал отклоняющего агента, предназначенный для отклонения потока водных рабочих жидкостей для обработки в последовательно все менее проницаемые подземные пласты. Материал образован несущей жидкостью и сортированными частицами циклических или линейных углеводородных смол, содержащих от приблизительно 20 до приблизительно 1400 атомов углерода и характеризующихся температурой плавления, равной приблизительно 200°F. Данный материал описывается как в основном нерастворимый в воде и кислоте, но растворимый в масле, так что смола может быть удалена добываемой нефтью после завершения операции обработки нефтью.US Pat. No. 3,797,575, assigned to Halliburton, describes additives that form selective plugging of the formation and are formed with a relatively water-insoluble solid material dissolved in a solvent such as methanol or isopropanol. When the additive is combined with an aqueous working fluid for processing, the solid material dissolved in the additive is deposited in the aqueous working fluid for processing with the formation of ultimately ground form, which then acts as a deflecting agent. US Pat. No. 3,724,549, also assigned to Halliburton, describes a diverting agent material designed to divert the flow of aqueous working fluids for processing into successively less permeable subterranean formations. The material is formed by a carrier fluid and sorted particles of cyclic or linear hydrocarbon resins containing from about 20 to about 1400 carbon atoms and having a melting point of about 200 ° F. This material is described as being mostly insoluble in water and acid, but soluble in oil, so that the resin can be removed by the extracted oil after completion of the oil treatment operation.

Использование полимеров, полученных по способу радиационной полимеризации, в качестве отклоняющих агентов либо временного, либо постоянного действия было описано авторами Knight, et al. в патенте США № 3872923. В соответствии с описанием изобретения временного или постоянного уменьшения проницаемости можно добиться в результате нагнетания водного раствора, содержащего водорастворимый полимер, полученный по способу радиационной полимеризации из акриламида и/или метакриламида и акриловой кислоты, метакриловой кислоты и/или солей щелочных металлов, полученных из таких кислот. Получающийся в результате полимерный отклоняющий агент обладает свойствами, такими как стойкость к воздействию температуры и рН, которые позволяют осуществить уменьшение проницаемости пористой среды. Проницаемость в пласте можно восстановить в результате последующего проведения обработки химическим реагентом, разрушающим полимер, таким как раствор гипохлорита гидразина или сильные минеральные кислоты.The use of polymers prepared by the radiation polymerization method as deflecting agents, either temporary or permanent, has been described by Knight, et al. in US patent No. 3872923. In accordance with the description of the invention, a temporary or permanent decrease in permeability can be achieved by injection of an aqueous solution containing a water-soluble polymer obtained by the radiation polymerization of acrylamide and / or methacrylamide and acrylic acid, methacrylic acid and / or alkali salts metals derived from such acids. The resulting polymer deflecting agent has properties, such as resistance to temperature and pH, which allow a reduction in the permeability of the porous medium. Permeability in the formation can be restored as a result of subsequent treatment with a chemical agent that destroys the polymer, such as a solution of hydrazine hypochlorite or strong mineral acids.

В патентах США №№ 3954629 и 4005753 авторов Scheffel, et al. предлагают полимерные отклоняющие агенты и способы обработки подземных пластов такими полимерными отклоняющими агентами соответственно. Согласно описанию полимерная композиция содержит твердые частицы гомогенной смеси полиэтилена, сополимера этилена-винилацетата, полиамида и мягчителя, такого как длинноцепочечные алифатические диамиды. Сообщается то, что данные полимерные отклоняющие агенты являются подходящими для использования в подземных пластах, где температуры пласта составляют 350°F или более.US Pat. Nos. 3,954,629 and 4,005,753 to Scheffel, et al. polymer deflecting agents and methods for treating subterranean formations with such polymer deflecting agents, respectively, are provided. As described, the polymer composition contains solid particles of a homogeneous mixture of polyethylene, a copolymer of ethylene-vinyl acetate, a polyamide and a softener, such as long chain aliphatic diamides. It is reported that these polymeric diverting agents are suitable for use in underground formations where formation temperatures are 350 ° F or more.

Способы временной закупорки подземного пласта с использованием отклоняющего материала, включающего водную несущую жидкость и отклоняющего агента, содержащего твердый азо-компонент и метиленовый компонент, описываются авторами Dill, et а1. в патенте США №4527628, отклоняющими агентами предпочтительно являются красители Hansa Yellow G (пигмент Fanchon Yellow YH-5707) или Fast Yellow 4RLF, из которых оба содержат азо-компонент и метиленовый компонент, и дополнительно характеризуются температурой плавления, равной, по меньшей мере, 332,6°F, определенной степенью растворимости в воде при температуре воды в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 425°F и определенной степенью растворимости в керосине при температуре в диапазоне от приблизительно 200°F до приблизительно 425°F.Methods for temporarily plugging a subterranean formation using a diverting material including an aqueous carrier fluid and a diverting agent containing an azo solid component and a methylene component are described by Dill, et a1. in US Pat. No. 4,527,628, diverting agents are preferably Hansa Yellow G dyes (Fanchon Yellow YH-5707 pigment) or Fast Yellow 4RLF dyes, both of which contain an azo component and a methylene component, and are further characterized by a melting point of at least 332.6 ° F, a certain degree of solubility in water at a water temperature in the range of from about 200 to about 425 ° F and a certain degree of solubility in kerosene at a temperature in the range of from about 200 ° F to about 425 ° F.

В патенте США №6367548 авторов Purvis, et al. описывают способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах в результате отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов. В соответствии с описанием изобретения этого добиваются в результате поочередных вытеснения в подземный пласт агента для избирательной закупорки пласта из затрубного пространства ствола буровой скважины и вытеснения в подземный пласт рабочей жидкости для обработки из колонны напорно-компрессорных труб.In US patent No. 6367548 authors Purvis, et al. describe methods and compositions designed to intensify the inflow at multiple intervals in underground boreholes as a result of the deviation of the flow of working fluids for processing the borehole at multiple intervals. In accordance with the description of the invention, this is achieved by alternately displacing into the subterranean formation an agent for selective plugging of the formation from the annulus of the borehole and displacing the working fluid into the subterranean formation for processing from the tubing string.

Другие способы отклонения при проведении обработки для гидравлического разрыва пласта включают методику ограниченного ввода, описанную в работе LaGrone, et al., SPE 530, pp. 695-702 (1963), и методику гидравлического разрыва пласта с образованием нескольких трещин при использовании отклоняющего агента (TMFUD), предложенную в работе Dingxiang, et al., SPE 30816, pp. 80-86 (1988), последняя из которых, как было продемонстрировано, обеспечивает среднее улучшение добычи нефти, равное 15,0 тн/сутки для каждой буровой скважины, и улучшение накопленной добычи, равное 340,3 х 10⁴ тонн. Также был описан (Alleman, D., et al., SPE 80222 (2003)) отклоняющий агент для на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, предназначенный для использования при интенсификации притока под действием кислотной обработки, который представляет собой гель ВУПАВ (polyQuat), характеризующийся наличием отчетливой везикулярной структуры, демонстрирующей стабильность при высоком значении рН и термическую стабильность, равную приблизительно 250°F. Данный отклоняющий агент, относящийся к типу геля, обычно закачивают в подземный пласт до рабочей жидкости для интенсификации притока в буровую скважину для того, чтобы закупорить интервалы с высокой проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с низкой проницаемостью.Other deviation methods during hydraulic fracturing treatments include the limited input technique described by LaGrone, et al., SPE 530, pp. 695-702 (1963), and a hydraulic fracturing technique with the formation of several fractures using a diverting agent (TMFUD), proposed by Dingxiang, et al., SPE 30816, pp. 80-86 (1988), the last of which, as was shown, provides an average improvement in oil production equal to 15.0 tons / day for each borehole, and an improvement in cumulative production equal to 340.3 x 10 ⁴ tons. Also described (Alleman, D., et al., SPE 80222 (2003)) a viscoelastic surfactant-based diverting agent for use in stimulating an influx by an acid treatment, which is a WUPAV gel (polyQuat), characterized by the presence of a distinct vesicular structure exhibiting stability at high pH and thermal stability of approximately 250 ° F. This gel type deflecting agent is typically pumped into the subterranean formation prior to the working fluid to intensify the inflow into the borehole in order to plug high-permeability intervals and to divert the flow of the working fluid for treating the borehole into low-permeability intervals.

В свете всех данных успехов и новых методик действие по отклонению в случае отклоняющих агентов зачастую трудно прогнозировать и отслеживать, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху, тем самым не позволяя добиться максимальной выгоды от методики гидравлического разрыва пласта.In the light of all these successes and new techniques, the deviation action in the case of deflecting agents is often difficult to predict and monitor, and if the flow of the working fluid for processing is deviated at all desired intervals, it may not lead to success, thereby not maximizing the benefits of the technique hydraulic fracturing.

Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин в подземном пласте также может сделать отклонение более трудной. Таким образом существует потребность в новых композициях и способах, предназначенных для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в подземном пласте, характеризующихся различной проницаемостью.These problems can be further exacerbated by the completion of open-hole boreholes, especially in the case of completions with a large inclination of the trunk, characterized by the presence of large areas of the reservoir exposed for the borehole. The presence of natural fractures in the subterranean formation can also make deviation more difficult. Thus, there is a need for new compositions and methods designed to divert the flow of working fluids for treating a borehole at multiple intervals in a subterranean formation characterized by different permeabilities.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

Настоящее изобретение предлагает способ использования частиц, имеющих растворимое внешнее покрытие, в качестве отклоняющих агентов в подземных пластах. Растворимое внешнее покрытие будет растворяться по истечении желательного периода времени при внутрискважинных температурах и давлениях в присутствии стандартных рабочих жидкостей для гидравлического разрыва пласта внутри скважины и композиций разжижителей. Примеры растворимого внешнего покрытия включают коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочную кислоту), поливинилацетат, поливиниловый спирт, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полилактон, полиакрилат, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II или их смеси.The present invention provides a method of using particles having a soluble external coating as diverting agents in subterranean formations. The soluble external coating will dissolve after a desired period of time at downhole temperatures and pressures in the presence of standard working fluids for hydraulic fracturing inside the well and thinner compositions. Examples of a soluble external coating include collagen, poly (alkylene) oxides, poly (lactic acid), polyvinyl acetate, polyvinyl alcohol, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polylactone, polyacrylate, latex, polyester, polymer silicate of Group I or II elements, or mixtures thereof.

Настоящее изобретение предлагает расклинивающие наполнители с нанесенным водорастворимым полимерным покрытием в качестве отклоняющих агентов и способы использования таких отклоняющих агентов при обработке подземного пласта. Отклоняющий агент совместно с несущей жидкостью вводят в подземный пласт. Жидкий носитель перетекает в трещины и/или интервалы в подземном пласте. Трещины или интервалы демонстрируют различные степени проницаемости. В соответствии со способами настоящего изобретения жидкий носитель вместе с отклоняющим агентом будет перетекать сначала в наиболее проницаемый интервал. Температура пласта будет приводить к размягчению и набуханию водорастворимого полимерного покрытия отклоняющего агента, тем самым обеспечивая закупорку трещины.The present invention provides proppants with a water-soluble polymer coating applied as diverting agents and methods for using such diverting agents in treating a subterranean formation. The diverting agent, together with the carrier fluid, is injected into the subterranean formation. The fluid carrier flows into cracks and / or intervals in the subterranean formation. Cracks or intervals exhibit varying degrees of permeability. In accordance with the methods of the present invention, the liquid carrier together with the deflecting agent will flow first to the most permeable interval. The temperature of the formation will lead to softening and swelling of the water-soluble polymer coating of the deflecting agent, thereby blocking the crack.

В одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата и водорастворимым внешним слоем. Примерами такого полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси.In one embodiment, a diverting agent is described that is suitable for use in diverting a flow of fluid for treating a borehole at one or a plurality of intervals where the diverting agent is formed by substrate particles and a water-soluble outer layer. Examples of such a polymer of a water-soluble outer layer without limitation are collagen, poly (alkylene) oxides, poly (lactic acid), polyvinyl acetate, polyvinyl alcohols, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polymer lactones, water-soluble acrylic resins, latex, polyester, polymer silicate of group I elements or II and mixtures thereof.

В дополнительном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата, промежуточным водонерастворимым слоем и водорастворимым полимерным внешним слоем. Примерами полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси. Примерами водонерастиворимого промежуточного слоя являются фенолальдегидные новолачные полимеры и фенолальдегидные резольные полимеры.In a further embodiment, a diverting agent is described which is suitable for use in diverting a flow of working fluids for treating a borehole in one or a plurality of intervals, where the diverting agent is formed by substrate particles, an intermediate water-insoluble layer and a water-soluble polymer outer layer. Examples of a polymer of a water-soluble outer layer include, but are not limited to collagen, poly (alkylene) oxides, poly (lactic acid), polyvinyl acetate, polyvinyl alcohols, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polymer lactones, water-soluble acrylic resins, latex, polyester, polymer silicate of group I or II and mixtures thereof. Examples of a water-insoluble intermediate layer are phenolaldehyde novolac polymers and phenolaldehyde resole polymers.

В еще одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов в стволе буровой скважины, где отклоняющим агентом по существу являются частицы водорастворимого полимера, такие как гранулы коллагена или гранулированные частицы поли(алкилен)оксида, поли(молочной кислоты), поливинилацетата, поливинилового спирта, поливинилацетата/поливинилового спирта, полимерных лактонов, водорастворимых акриловых смол, латекса, сложного полиэфира, полимерного силиката элементов группы I или II или их смесей.In yet another embodiment, a diverting agent is described which is suitable for use in diverting a flow of working fluids for treating a borehole at one or multiple intervals in a borehole, where the diverting agent is essentially water-soluble polymer particles, such as collagen granules or granular poly particles ( alkylene) oxide, poly (lactic acid), polyvinyl acetate, polyvinyl alcohol, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polymer lactones, water-soluble acrylic resins, latex, polyester, polymer silicate of elements of group I or II or mixtures thereof.

В дополнительном варианте реализации описывается способ интенсификации притока в индивидуальные интервалы подземного пласта, при этом способ включает стадии ввода отклоняющего агента, содержащего водорастворимый компонент на своем внешнем слое, во внутреннюю трубу ствола буровой скважины в комбинации с маловязкой рабочей жидкостью или рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта; вытеснения отклоняющего агента и рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в подземный пласт, обеспечения последовательной закупорки отклоняющим агентом, подлежащего обработке; и повторения реализации способа по мере надобности, добавления отклоняющего агента к несущей рабочей жидкости партиями в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта.In an additional embodiment, a method for stimulating inflow into individual intervals of a subterranean formation is described, the method comprising the steps of introducing a diverting agent containing a water-soluble component on its outer layer into the inner pipe of a borehole in combination with a low viscosity hydraulic fluid or hydraulic fracturing fluid ; ousting the diverting agent and hydraulic fluid for fracturing into the subterranean formation, providing consistent plugging with the diverting agent to be treated; and repeating the implementation of the method as necessary, adding a deflecting agent to the carrier working fluid in batches during the hydraulic fracturing operation.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙDESCRIPTION OF DRAWINGS

Следующие далее чертежи составляют часть настоящего описания изобретения и включены для дополнительной демонстрации определенных аспектов настоящего изобретения. Изобретение может быть лучше понято при ссылке на одну или несколько данных фигур в комбинации с подробным описанием конкретных вариантов реализации, представленных в настоящем документе.The following drawings form part of the present description of the invention and are included to further demonstrate certain aspects of the present invention. The invention may be better understood by reference to one or more of these figures in combination with a detailed description of the specific embodiments presented herein.

Фиг.1 демонстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для внутрискважинной части подземного пласта, включающей вертикальную обсадную трубу и один интервал для обработки, где отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями нагнетают в продуктивный пласт в соответствии с одним аспектом настоящего описания.FIG. 1 shows a vertical cross-sectional view for a downhole portion of a subterranean formation including a vertical casing and one treatment interval where diverging agents with various coatings are injected into the reservoir in accordance with one aspect of the present disclosure.

Фиг.2 иллюстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для подземного пласта фиг.1, где расклинивающие наполнители нагнетают в продуктивный пласт, подвергнутый нагнетанию отклоняющих агентов настоящего изобретения.FIG. 2 illustrates a vertical cross-sectional view for the subterranean formation of FIG. 1, where proppants are injected into a producing formation subjected to injection of deflecting agents of the present invention.

Фиг.3 в соответствии с одним аспектом настоящего описания демонстрирует буровую скважину, включающую вертикальную обсадную трубу и несколько интервалов для обработки 58, 60 и 62 и нагнетаемые отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями.Figure 3 in accordance with one aspect of the present description shows a borehole comprising a vertical casing and several intervals for processing 58, 60 and 62 and injection deflecting agents coated with various coatings.

ОПРЕДЕЛЕНИЯDEFINITIONS

Следующие далее определения приводятся для того, чтобы содействовать специалистам в соответствующей области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.The following definitions are provided to assist those skilled in the art from understanding the detailed description of the present invention.

Термин «несущая жидкость» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к жидкостям на масляной или водной основе, которые способны перемещать частицы (например, расклинивающий наполнитель), которые образуют суспензию. Маловязкие несущие рабочие жидкости характеризуются меньшей несущей способностью, и на частицы может воздействовать сила тяжести, так что они либо будут всплывать, если они являются менее плотными в сопоставлении с жидкостью, либо будут тонуть, если они являются более плотными в сопоставлении с жидкостью. Высоковязкие жидкости могут переносить частицы при меньших степенях оседания или всплывания, поскольку вязкость противодействует воздействию силы тяжести.The term “carrier fluid” as used herein refers to oil-based or water-based fluids that are capable of transporting particles (eg, proppant) that form a suspension. Low-viscosity carrier fluids are characterized by a lower bearing capacity, and particles can be affected by gravity, so that they will either float if they are less dense when compared to liquids, or they will sink if they are more dense when compared with liquids. Highly viscous liquids can carry particles at lower degrees of sedimentation or floating, since viscosity counteracts the effects of gravity.

Термин «сшиватель» или «сшивающий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем соединениям, которые используют для ковалентного модифицирования белков, таких как коллаген, и включает как гомобифункциональные сшиватели, которые имеют две идентичные реакционно-способные группы, так и гетеробифункциональные сшиватели, которые имеют две различные реакционно-способные группы.The term “crosslinker” or “crosslinking agent” as used herein refers to those compounds that are used to covalently modify proteins, such as collagen, and include both homobifunctional crosslinkers that have two identical reactive groups and heterobifunctional crosslinkers that have two different reactive groups.

Термин «отклоняющий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе в общем случае обозначает и характеризует такой агент, функция которого заключается в предотвращении, либо временном, либо постоянном, течения жидкости в конкретное место, обычно расположенное в подземном пласте, где агент служит для закупорки в данном месте и тем самым вызывает «отклонение» потока жидкости в другое место.The term “diverting agent” as used herein generally refers to and characterizes an agent whose function is to prevent, either temporary or permanent, fluid flow to a specific location, usually located in an underground formation, where the agent serves to plug in this place and thereby causes a "deviation" of the fluid flow to another place.

Термин «расклинивающий наполнитель» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем отсортированным по крупности частицам, которые используют при ремонтах и обработках буровой скважины, таких как операции по гидравлическому разрыву пласта, для удерживания трещин от смыкания после проведения обработки. В целях удерживания трещин от смыкания после обработки для гидравлического разрыва пласта или подобной внутрискважинной обработки буровой скважины такие отсортированные по крупности частицы зачастую смешивают с рабочими жидкостями (жидкостью) для гидравлического разрыва пласта. В дополнение к встречающимся в природе песчаным зернам и ореховой скорлупе термин «расклинивающий наполнитель» включает синтетические или специально разработанные расклинивающие наполнители, такие как имеющие нанесенное смоляное покрытие песок или высокопрочные керамические материалы, подобные спеченному бокситу. Расклинивающие наполнители с нанесенным смоляным покрытием обычно представляют собой те из них, которые имеют покрытие из фенолальдегидных новолачных полимеров или фенолальдегидных резольных полимеров. Обычно, но не необязательно, материалы расклинивающих наполнителей тщательно сортируют по размеру и сферичности, обеспечивая получение эффективного канала для добычи флюида из коллектора в ствол буровой скважины.The term “proppant,” as used herein, refers to those particles sorted by particle size that are used in repairs and treatments of a borehole, such as hydraulic fracturing, to prevent fractures from closing after treatment. In order to keep cracks from closing after treatment for hydraulic fracturing or similar downhole treatment of a borehole, such particle-sized particles are often mixed with hydraulic fluids (hydraulic fluid) for hydraulic fracturing. In addition to naturally occurring sand grains and nutshells, the term “proppant” includes synthetic or specially designed proppants, such as resin coated sand or high strength ceramic materials like sintered bauxite. Resin coated proppants are typically those that are coated with phenolaldehyde novolac polymers or phenolaldehyde resole polymers. Usually, but not necessarily, proppant materials are carefully sorted by size and sphericity, providing an efficient channel for producing fluid from the reservoir into the borehole of the well.

В вариантах реализации, описанных и раскрытых в настоящем документе, использование термина «ввод» включает закачивание, нагнетание, выливание, высвобождение, вытеснение, установку ванны, циркулирование или другое размещение рабочей жидкости или материала в буровой скважине, стволе буровой скважины или подземном пласте при использовании любого подходящего способа, известного на современном уровне техники. Подобным же образом в соответствии с использованием в настоящем документе термины «объединение», «введение в контакт» и «нанесение» включают любые известные подходящие для использования способы перемешивания, экспонирования или другого стимулирования двух или более материалов, соединений или компонентов к комбинированию друг с другом таким способом, который будет достаточен для стимулирования прохождения между материалами, соединениями или компонентами, по меньшей мере, частичной реакции или другого взаимодействия.In the embodiments described and disclosed herein, the use of the term “injection” includes pumping, pumping, pouring, releasing, displacing, installing a bath, circulating or otherwise placing a working fluid or material in a borehole, borehole or subterranean formation when used any suitable method known in the art. Similarly, as used herein, the terms “combining,” “contacting,” and “applying” include any known suitable methods of mixing, exhibiting, or otherwise stimulating two or more materials, compounds or components to combine with each other in a way that will be sufficient to stimulate the passage between the materials, compounds or components of at least a partial reaction or other interaction.

Термин «водорастворимый» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к смолам, полимерам или покрытиям, которые являются стабильными (не растворяются) в условиях окружающей среды на поверхности, но которые становятся растворимыми по истечении заданного промежутка времени (обычно по истечении нескольких часов или нескольких дней) в случае размещения в подземной среде.The term “water soluble” as used herein refers to resins, polymers or coatings that are stable (not soluble) under ambient conditions on the surface, but which become soluble after a predetermined period of time (usually after several hours or several days) if placed in an underground environment.

Термин «обработка» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к любой из многочисленных внутрискважинных операций на поверхности или в объеме буровой скважины, ствола буровой скважины или коллектора, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: обработка, относящаяся к типу ремонта, обработка, относящаяся к типу интенсификации притока, такая как обработка для гидравлического разрыва пласта или кислотная обработка, изоляционные обработки, контроль обработок пластовыми флюидами или другие восстановительные типы обработок, проводимых для улучшения общей эксплуатации и производительности буровой скважины.The term “treatment” as used herein refers to any of the numerous downhole operations on the surface or in the volume of a borehole, borehole or reservoir, including, but not limited to, the following: treatment related to the type of repair, processing, related to the type of stimulation of the influx, such as hydraulic fracturing treatment or acid treatment, isolation treatments, control of treatment fluids or other recovery Specific types of treatments to improve overall well operation and productivity.

Термин «интенсификация притока» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к операциям по улучшению производительности или восстановлению работоспособности для буровой скважины в результате проведения гидравлического разрыва пласта, кислотного гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки под давлением, меньшим давления гидравлического разрыва пласта, песчаной обработки или другого типа обработки, предназначенной для увеличения и/или доведения до максимума производительности буровой скважины или ее долговечности, зачастую в результате создания высокопроводящих линий тока из коллектора.The term "stimulation of flow" as used herein refers to operations to improve productivity or restore working capacity for a borehole as a result of hydraulic fracturing, acid hydraulic fracturing, acid treatment under pressure less than hydraulic fracturing, sand treatment, or another type of treatment designed to increase and / or maximize the productivity of the borehole or its lgovechnosti, often as a result of the creation of highly conductive lines of the current collector.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

В вариантах реализации описанного отклоняющего агента обработку или интенсификацию притока в случае одного и множества интервалов подземного пласта можно проводить постадийно в результате последовательного ввода отклоняющего агента, включающего частицы субстрата и медленно растворяющееся в воде внешнее покрытие, содержащее коллаген или комбинацию коллагена и медленно растворяющегося в воде неколлагенового материала.In embodiments of the described diverting agent, the treatment or stimulation of the influx in the case of one and many intervals of the subterranean formation can be carried out stepwise by sequentially introducing the diverting agent, including particles of the substrate and slowly dissolving in water, an external coating containing collagen or a combination of collagen and slowly dissolving in water non-collagen material.

Изобретение предлагает композиции частиц, имеющих покрытия из растворимого материала, содержащие коллаген, а также способы получения таких композиций. Данные композиции являются подходящими для использования в подземных пластах в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один интервал в целях увеличения длины трещины или во множество интервалов подземного пласта, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. При использовании отклоняющих агентов настоящего изобретения в способах гидравлического разрыва пласта расклинивающий наполнитель (или частицы субстрата) с нанесенным медленно растворяющимся в воде покрытием, таким как коллаген индивидуально или в комбинации с материалом покрытия из неколлагенового водорастворимого пластика, оказывает действие по отклонению направления роста трещины, поскольку покрытия на расклинивающем наполнителе выступают в роли определителей границ первоначальной трещины. После проведения обработки для гидравлического разрыва пласта покрытие может быть удалено вследствие наличия у покрытия характеристик медленного растворения при сохранении перетекания в трещину стандартного расклинивающего наполнителя, характеризующегося высокой проницаемостью, и его функции расклинивающего наполнителя.The invention provides particle compositions having coatings of soluble material containing collagen, as well as methods for producing such compositions. These compositions are suitable for use in underground formations during a hydraulic fracturing operation when the flow of working fluids for treating a borehole deviates in one interval in order to increase the length of a fracture or in many intervals of an underground formation characterized by different permeability and / or injectivity. When using the diverting agents of the present invention in hydraulic fracturing methods, a proppant (or substrate particles) coated with a slowly water-soluble coating, such as collagen alone or in combination with a non-collagen water-soluble plastic coating material, has an effect in deflecting the direction of growth of the crack, since proppant coatings act as determinants of the initial crack boundaries. After treatment for hydraulic fracturing, the coating can be removed due to the presence of slow dissolution characteristics of the coating while maintaining the flow of a standard proppant with high permeability and its proppant function.

Несмотря на то, что композиции и способы описаны как «включающие» различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут «по существу состоять» или «состоять» из различных компонентов и стадий.Although the compositions and methods are described as “including” various components or steps, the compositions and methods can also “essentially consist” or “consist” of various components and steps.

А. Субстрат A. Substrate

Частицы материала, также называемого в настоящем документе материалом субстрата, подходящего для использования в настоящем изобретении, включают широкий ассортимент частиц материалов, известных своей пригодностью или потенциальной пригодностью для использования в качестве расклинивающих наполнителей, которые можно использовать во внутрискважинных операциях. В соответствии с настоящим изобретением частицы материала (или материала субстрата), который можно использовать, включают любой расклинивающий наполнитель, подходящий для использования при гидравлическом разрыве пласта и известный на современном уровне техники. Примеры таких частиц материалов включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы природных материалов, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей, их смесей и тому подобного.Particles of material, also referred to herein as substrate material suitable for use in the present invention, include a wide range of particles of materials known for their suitability or potential suitability for use as proppants that can be used in downhole operations. In accordance with the present invention, particles of material (or substrate material) that can be used include any proppant suitable for use in hydraulic fracturing and known in the art. Examples of such material particles include, but are not limited to, particles of natural materials, silica proppants, ceramic proppants, metal proppants, synthetic organic proppants, mixtures thereof, and the like.

Природные продукты, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: ореховая скорлупа, такая как скорлупа грецкого ореха, бразильского ореха и австралийского ореха, а также косточки плодов, такие как косточки персиков, косточки абрикосов, косточки олив, и любой вариант из данных после импрегнирования смолой или нанесения смоляного покрытия. Типичные варианты смол для нанесения покрытия или импрегнирования включают бисфенолы, бисфенольные гомополимеры, смеси бисфенольных гомополимеров с фенолальдегидным полимером, бисфенолальдегидные смолы и/или полимеры, фенолальдегидные полимеры и гомополимеры, модифицированные и немодифицированные резольные смолы, фенольные материалы, включающие арилфенолы, алкилфенолы, алкоксифенолы и арилоксифенолы, резорциновые смолы, эпоксидные смолы, новолачные полимерные смолы, новолачные бисфенолальдегидные полимеры и воска, а также предварительно отвержденные или отверждаемые варианты таких смоляных покрытий.Natural products suitable for use as proppants include, but are not limited to: walnut shells, such as walnut shells, Brazil nuts, and Australian walnuts, as well as fruit kernels such as peach kernels, apricot kernels, olive kernels , and any option from the data after impregnation with resin or applying a resin coating. Typical coating or impregnation resins include bisphenols, bisphenol homopolymers, mixtures of bisphenol homopolymers with a phenolaldehyde polymer, bisphenol aldehyde resins and / or polymers, phenolaldehyde polymers and homopolymers, modified and unmodified resole resins, phenolic materials, alkylene phenols, alkylene phenols, alkylene phenols resorcinol resins, epoxies, novolac resins, novolac bisphenolaldehyde polymers and waxes, as well as curing or curable variants of such resin coatings.

Расклинивающие наполнители на основе оксида кремния, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: стеклянные шарики и стеклянные микросферы, стеклянную дробь, кремнистый кварцевый песок и пески всех типов, такие как чистый кварцевый песок или бурый песок. Обычные кремнистые пески, подходящие для использования, включают Northern White Sands (Fairmount Minerals, Чардон, Огайо), Ottawa, Jordan, Brady, Hickory, Arizona, St. Peter, Wonowoc и Chalfort, а также любой вариант данных песков с нанесенным смоляным покрытием. В случае использования кремнеземного волокна, волокно может быть неизвитым, изогнутым, извитым или спиралевидным и может относиться к любой марке, такой как марки E-grade, S-grade и AR-grade. Примеры расклинивающих наполнителей на основе оксида кремния с нанесенным смоляным покрытием, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают деформируемые расклинивающие наполнители, такие как FLEXSAND LS™ и FLEXSAND MS™ (доступные в компании BJ Services, Inc., Хьюстон, Техас), и расклинивающие наполнители из материалов, подвергнутых термообработке, Tempered HS®, Tempered LC®, Tempered DC® и Tempered TF®, все из которых доступны в компании Santrol, Фресно, Техас.Silica proppants suitable for use in the present invention include, but are not limited to: glass beads and glass microspheres, glass beads, silica silica sand, and all types of sand, such as silica sand or brown sand. Common siliceous sands suitable for use include Northern White Sands (Fairmount Minerals, Chardon, Ohio), Ottawa, Jordan, Brady, Hickory, Arizona, St. Peter, Wonowoc and Chalfort, as well as any variation of these resin coated sands. In the case of using silica fiber, the fiber may be straight, curved, crimped or spiral and may refer to any brand, such as grades E-grade, S-grade and AR-grade. Examples of resin coated silica proppants suitable for use in the present invention include deformable proppants such as FLEXSAND LS ™ and FLEXSAND MS ™ (available from BJ Services, Inc., Houston, Texas) and proppants heat-treated fillers Tempered HS®, Tempered LC®, Tempered DC® and Tempered TF®, all of which are available from Santrol, Fresno, Texas.

Керамические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в способах настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: керамические гранулы; отработанные катализаторы крекинга в псевдоожиженном слое катализатора (FCC), такие как те, что описываются в патенте США № 6372378, который во всей своей полноте включается в настоящий документ; ультралегковесная пористая керамика; экономичная легковесная керамика, такая как «ECONOPROP™» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); легковесная керамика, такая как «CARBOLITE™»; керамика средней прочности, такая как «CARBOPROP™» (доступная в компании Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); керамика высокой прочности, такая как «CARBOHSP™» и «Sintered Bauxite» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас), и инкапсулированные отверждаемые керамические расклинивающие наполнители HYPERPROP G2™, DYNAPROP G2™ или OPTIPROP™ (доступные в компании Santrol, Фресно, Техас), а также любые их варианты после нанесения смоляного покрытия или импрегнирования смолой, такие как те, что описываются выше.Ceramic proppants suitable for use in the methods of the present invention include, but are not limited to: ceramic granules; spent fluidized bed cracking catalysts (FCCs), such as those described in US Pat. No. 6,373,378, which is incorporated herein in its entirety; ultra-lightweight porous ceramics; economical lightweight ceramics such as ECONOPROP ™ (Carbo Ceramics, Inc., Irving, Texas); lightweight ceramics such as "CARBOLITE ™"; medium strength ceramics such as CARBOPROP ™ (available from Carbo Ceramics, Inc., Irving, Texas); high strength ceramics such as CARBOHSP ™ and Sintered Bauxite (Carbo Ceramics, Inc., Irving, Texas), and HYPERPROP G2 ™, DYNAPROP G2 ™ or OPTIPROP ™ encapsulated curable ceramic proppants (available from Santrol, Fresno , Texas), as well as any of their variants after applying the resin coating or impregnation with resin, such as those described above.

Металлические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в вариантах реализации настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: алюминиевая дробь, гранулы алюминия, игловидные частицы алюминия, алюминиевая проволока, чугунная дробь, стальная дробь и тому подобное, а также любые варианты данных металлических расклинивающих наполнителей с нанесенным смоляным покрытием.Metal proppants suitable for use in embodiments of the present invention include, but are not limited to: aluminum shot, aluminum pellets, needle-shaped aluminum particles, aluminum wire, cast iron shot, steel shot and the like, as well as any variations of these metallic resin coated proppants.

Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и синтетические расклинивающие наполнители. Примеры подходящих для использования синтетических расклинивающих наполнителей включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы или гранулы пластика, гранулы найлона, найлоновая дробь, гранулы SDVB (полимер стирола-дивинилбензола), углеродные волокна, такие как углеродные волокна PANEX™ от компании Zoltek Corporation (Ван-Нуйс, Калифорния), и частицы агломератов смолы, подобные продукту «FLEXSAND MS™» (BJ Services Company, Хьюстон, Техас), а также их варианты с нанесенным смоляным покрытием.Synthetic proppants are also suitable for use in the present invention. Examples of suitable synthetic proppants include, but are not limited to: plastic particles or granules, nylon granules, nylon beads, SDVB (styrene-divinylbenzene polymer) granules, carbon fibers such as PANEX ™ carbon fibers from Zoltek Corporation ( Van Nuys, Calif.), And resin agglomerate particles similar to the FLEXSAND MS ™ product (BJ Services Company, Houston, Texas), as well as resin coated variants thereof.

В дополнение к этому, подходящими для использования в способах настоящего изобретения также рассматриваются и растворимые материалы, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей. Например, растворимые расклинивающие наполнители, которые размещают в каналах сформированных перфораций, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: осколки мрамора или известняка или частицы любых других подходящих для использования карбонатов. В дополнение к этому, походящими для использования в качестве расклинивающих наполнителей в настоящем изобретении являются частицы воска, пластика или смолы, либо с нанесенным покрытием, либо без него, которые либо являются растворимыми при попадании в контакт с реагентом для обработки, либо могут плавиться и выноситься из трещины в буровую скважину.In addition, soluble materials suitable for use as proppants are also contemplated for use in the methods of the present invention. For example, soluble proppants that are placed in the channels of the formed perforations include, but are not limited to: fragments of marble or limestone or particles of any other suitable carbonates. In addition, particles suitable for use as proppants in the present invention are wax, plastic or resin particles, either coated or uncoated, which are either soluble in contact with the processing reagent, or may melt and be removed from a crack to a borehole.

Подходящие для использования в настоящем изобретении расклинивающие наполнители обычно используют с концентрациями в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 18 фунтов на один галлон (от приблизительно 120 г/л до приблизительно 2160 г/л) композиции рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, но при необходимости также могут быть использованы и большие или меньшие концентрации.Proppants suitable for use in the present invention are typically used with concentrations in the range of about 1 to about 18 pounds per gallon (about 120 g / l to about 2160 g / l) hydraulic fracturing fluid composition, but also if necessary larger or lower concentrations may be used.

Подобным же образом, частицы субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются размером частиц в диапазоне номеров стандартных лабораторных сит США от приблизительно 4 до приблизительно 200 (то есть при отверстиях в ситах в диапазоне от приблизительно 0,18 дюйма до приблизительно 0,003 дюйма). Говоря более конкретно, размеры частиц субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают диапазоны размеров от приблизительно 4 меш (4750 микронов) до приблизительно 200 меш (75 микронов). Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и частицы материалов или расклинивающих наполнителей, характеризующиеся обозначениями размеров 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, хотя может быть использован любой желательный гранулометрический состав, такой как 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 и тому подобное, а также любая их комбинация (например, смесь 10/40 и 14/40). В соответствии с настоящим изобретением предпочтительным номером сита является 20/40 меш.Similarly, substrate particles suitable for use in the present invention have a particle size in the range of US standard laboratory sieve numbers from about 4 to about 200 (i.e., holes in sieves in the range of about 0.18 inch to about 0.003 inch) . More specifically, substrate particle sizes suitable for use in the present invention include size ranges from about 4 mesh (4750 microns) to about 200 mesh (75 microns). Also suitable for use in the present invention are particles of materials or proppants, characterized by designations of sizes 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 and 70/140, although any desired particle size distribution can be used, such as 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 and the like, as well as any combination thereof (e.g. a mixture of 10/40 and 14/40). In accordance with the present invention, the preferred sieve number is 20/40 mesh.

В. Растворимое покрытие B. Soluble Coating

Растворимыми покрытиями, используемыми в соответствии с настоящим изобретением, может являться любое количество известных растворимых агентов, которые медленно растворяются внутри скважины в подземных пластах в течение определенного периода времени. Растворимые полимерные материалы, используемые в соответствии с настоящим изобретением, должны быть растворимыми (то есть способными к растворению) в рассолах, воде, масле, органических растворителях, кислоте или кислотных средах и/или в рабочих жидкостях, характеризующихся величиной рН в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 14, а также их смесях в условиях, существующих внутри скважины в подземном пласте.The soluble coatings used in accordance with the present invention can be any number of known soluble agents that slowly dissolve inside the well in subterranean formations over a period of time. Soluble polymeric materials used in accordance with the present invention should be soluble (i.e., capable of dissolving) in brines, water, oil, organic solvents, acid or acidic environments and / or in working fluids characterized by a pH in the range from about 1 to about 14, as well as their mixtures under conditions existing inside the well in the subterranean formation.

Предпочтительно растворимое покрытие представляет собой структурный белок, такой как коллаген или ателоколлаген, растительный белок, такой как обнаруживаемый в пшенице, кукурузе, овсе или миндале, или коллаген, своим источником имеющий морскую среду. Последний тип коллагена можно извлекать из рыбы, водорослей, планктона, микропланктона и тому подобного. Более предпочтительно растворимым покрытием является коллаген, в том числе коллаген типа I, коллаген типа II, коллаген типа III, коллаген типа IV или типа V, а также их комбинации. В соответствии с настоящим изобретением наиболее предпочтительно растворимым покрытием являются коллаген типа I или ателоколлаген.Preferably, the soluble coating is a structural protein, such as collagen or atelocollagen, a vegetable protein, such as that found in wheat, corn, oats or almonds, or collagen originating in a marine environment. The latter type of collagen can be extracted from fish, algae, plankton, microplankton and the like. More preferably, the soluble coating is collagen, including type I collagen, type II collagen, type III collagen, type IV or type V collagen, and combinations thereof. In accordance with the present invention, most preferably the soluble coating is type I collagen or atelocollagen.

Коллагенами типа I или ателоколлагенами, подходящими для использования в качестве растворимых покрытий в соответствии с настоящим изобретением, являются те коллагены, которые содержат, по меньшей мере, один гидроксипролиновый остаток. Такие коллагены типа I или ателоколлагены включают коллагены, обнаруживаемые в сухожилиях, коже, кости, рубцовой ткани и тому подобном, такие как тропоколлагены, а также продукты, получаемые при контролируемом ферментативном или химическом расщеплении коллагеновых белков. Такие коллагены предпочтительно характеризуются молекулярной массой в диапазоне от приблизительно 10000 дальтонов до приблизительно 500000 дальтонов, а более предпочтительно от приблизительно 100000 дальтонов до приблизительно 300000 дальтонов. Подходящие молекулярные массы представляют собой величины, равные приблизительно 100000 дальтонов, 125000 дальтонов, 150000 дальтонов, 175000 дальтонов, 200000 дальтонов, 225000 дальтонов, 250000 дальтонов, 275000 дальтонов, 300000 дальтонов, а также молекулярные массы в диапазоне между любыми двумя из данных значений, например коллагены с молекулярной массой в диапазоне от приблизительно 225000 до приблизительно 275000 дальтонов. Например, предпочтительным коллагеном типа I, подходящим для использования в настоящем изобретении, является тропоколлаген, характеризующийся молекулярной массой, равной приблизительно 250000, поставляемый компанией Milligans and Higgins, Inc. (Джонстаун, Нью-Йорк).Type I collagen or atelocollagen suitable for use as soluble coatings in accordance with the present invention are those collagens that contain at least one hydroxyproline residue. Such type I collagen or atelocollagen include collagen found in tendons, skin, bone, scar tissue and the like, such as tropocollagen, as well as products obtained by controlled enzymatic or chemical cleavage of collagen proteins. Such collagens are preferably characterized by a molecular weight ranging from about 10,000 daltons to about 500,000 daltons, and more preferably from about 100,000 daltons to about 300,000 daltons. Suitable molecular weights are approximately 100,000 Daltons, 125,000 Daltons, 150,000 Daltons, 175,000 Daltons, 200,000 Daltons, 225,000 Daltons, 250,000 Daltons, 275,000 Daltons, 300,000 Daltons, and molecular weights in the range between any two of these values, for example collagen with a molecular weight in the range of from about 225,000 to about 275,000 daltons. For example, a preferred type I collagen suitable for use in the present invention is tropocollagen, having a molecular weight of approximately 250,000, supplied by Milligans and Higgins, Inc. (Johnstown, New York).

Коллагены, подходящие для использования в настоящем изобретении, демонстрируют прочности студня по Блуму в диапазоне от приблизительно 100 фунт/дюйм² до приблизительно 900 фунт/дюйм², а более предпочтительно от приблизительно 300 фунт/дюйм² до приблизительно 700 фунт/дюйм². Наиболее предпочтительно коллагены, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются прочностями студня по Блуму в диапазоне от приблизительно 400 фунт/дюйм² до приблизительно 600 фунт/дюйм². В соответствии с настоящим изобретением подходящими прочностями студня по Блуму являются величины, равные приблизительно 400 фунт/дюйм², приблизительно 410 фунт/дюйм², приблизительно 420 фунт/дюйм², приблизительно 430 фунт/дюйм², приблизительно 440 фунт/дюйм², приблизительно 450 фунт/дюйм², приблизительно 460 фунт/дюйм², приблизительно 470 фунт/дюйм², приблизительно 480 фунт/дюйм², приблизительно 490 фунт/дюйм², приблизительно 500 фунт/дюйм², приблизительно 510 фунт/дюйм², приблизительно 520 фунт/дюйм², приблизительно 530 фунт/дюйм², приблизительно 540 фунт/дюйм², приблизительно 550 фунт/дюйм², приблизительно 560 фунт/дюйм², приблизительно 570 фунт/дюйм², приблизительно 580 фунт/дюйм², приблизительно 590 фунт/дюйм² и приблизительно 600 фунт/дюйм², а также прочности студня по Блуму в диапазоне между любыми двумя из данных значений, например от приблизительно 400 фунт/дюйм² до приблизительно 520 фунт/дюйм², такие как 512 фунт/дюйм².Collagens suitable for use in the present invention show a Bloom strength of from about 100 lb / ⁱⁿ² and about 900 lb / ^in2, more preferably from about 300 lb / ⁱⁿ² and about 700 lb / ^in2. Most preferably, collagens suitable for use in the present invention are characterized by Bloom strengths from about 400 lb / ⁱⁿ² and about 600 lb / ^in2. In accordance with the present invention suitable strength Bloom is a value equal to about 400 lb / ^in2, approximately 410 lb / ^in2, approximately 420 lb / ^in2, approximately 430 lb / ^in2, approximately 440 lb / ⁱⁿ² approximately 450 lbs / ^in2, approximately 460 lb / ^in2, approximately 470 lb / ^in2, approximately 480 lb / ^in2, approximately 490 lb / ^in2, approximately 500 lb / ^in2, approximately 510 lb / ⁱⁿ² approximately 520 lb / ^in2, approximately 530 lb / ⁱⁿ² approximately 540 lb / ^in2, approximately 550 lb / ^in2, approximately 560 lb / ^in2, approximately 570 lb / ^in2, approximately 580 lb / ^in2, approximately 590 lb / ⁱⁿ² and about 600 lb / ⁱⁿ² and strength Bloom in the range between any two of these values, for example from about 400 lb / ⁱⁿ² and about 520 lb / ^in2, such as 512 lbs / ^in2.

Прочность студня по Блуму в соответствии с использованием в настоящем документе обозначает значение прочности и/или жесткости гелеобразного вещества, такого как коллаген, полученного при использовании стандартного раствора определенной концентрации, который выдерживали при постоянной температуре в течение указанного периода времени, измеренное в соответствии со стандартизованными методиками проведения испытаний на прочность студня по Блуму, такими как в документе BS757:1975, GMIA Testing Standard B5757, International Standard ISO9665 for testing adhesive animal glues, или подобных стандартах, описанных в работе «Official Methods of Analysis of AOAC INTERNATIONAL (OMA)», 17th Edition, Volume II; AOAC International Publications (2003). Значения прочности студня по Блуму обычно приводятся в «фунтах на один квадратный дюйм» (фунт/дюйм²) или граммах, что отражает усилие, необходимое для вдавливания выбранного участка поверхности образца на расстояние 4 мм. В типичной методике получают гелеобразный продукт, такой как коллаген или желатин, с указанной консистенцией (например, раствор с концентрацией 6 и 2/3%) и его выдерживают при постоянной температуре в термостатируемой ванне при 10ºС в течение 18 часов. После этого устройство, называемое Texture Analyser (например, TA.XT2i Texture Analyzer, Скарсдейл, Нью-Йорк), измеряет массу в граммах (или давление в фунт/дюйм²), необходимую для вдавливания в гель стандартного плунжера гелеметра AOAC® [Association of Official Analytical Chemists], имеющего острую нижнюю грань 4 мм; в альтернативном варианте в качестве плунжера можно использовать плунжер BS, который имеют нижнюю грань, скругленную с радиусом 0,4 мм. Например, если в данной методике для вдавливания плунжера потребуется 200 г, то тогда желатин будет характеризоваться прочностью студня по Блуму 200.Bloom jelly strength as used herein refers to the strength and / or stiffness of a gel-like substance, such as collagen, obtained using a standard solution of a certain concentration, which was held at a constant temperature for a specified period of time, measured in accordance with standardized methods conducting Bloom jelly strength tests, such as in BS757: 1975, GMIA Testing Standard B5757, International Standard ISO9665 for testing adhesive animal glues, or the like s standards described in «Official Methods of Analysis of AOAC INTERNATIONAL (OMA)», 17th Edition, Volume II; AOAC International Publications (2003). Bloom jelly strengths are typically given in “pounds per square inch” (pounds / inch ² ) or grams, which reflects the force required to push a selected portion of the sample surface 4 mm apart. In a typical procedure, a gel-like product, such as collagen or gelatin, with the indicated consistency (for example, a solution with a concentration of 6 and 2/3%) is obtained and it is kept at a constant temperature in a thermostatic bath at 10 ° C for 18 hours. After that, a device called a Texture Analyzer (for example, the TA.XT2i Texture Analyzer, Scarsdale, NY) measures the mass in grams (or pressure in pounds per inch ² ) needed to press a standard AOAC® gel meter plunger into the gel [Association of Official Analytical Chemists], having a sharp lower edge of 4 mm; alternatively, a BS plunger may be used as the plunger, which has a bottom face rounded with a radius of 0.4 mm. For example, if in this technique 200 g is required to push the plunger in, then the gelatin will be characterized by the strength of the jelly according to Bloom 200.

Коллагены типа I, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются гранулометрическим составом, определяемым рассеянием на сите/обозначением размера сита 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, а также гранулометрическими составами, определяемыми рассеянием на сите, в диапазоне между любыми двумя данными обозначениями, хотя может быть использован любой желательный гранулометрический состав, такой как 8/40, 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 и тому подобное, а также любая их комбинация (например, смесь 10/40 и 14/40). В соответствии с настоящим изобретением предпочтительным номером сита является 8/40 меш.Type I collagens suitable for use in the present invention are characterized by particle size distribution determined by the scattering on the sieve / designation of the sieve size 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40 , 30/50, 40/70 and 70/140, as well as particle size determinations determined by the scattering on a sieve, in the range between any two of these designations, although any desired particle size distribution, such as 8/40, 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 and the like, as well as any combination thereof (e.g., a mixture of 10/40 and 14/40). In accordance with the present invention, the preferred sieve number is 8/40 mesh.

Коллагены, используемые в настоящем изобретении в качестве растворимых покрытий, могут быть либо сшитыми, либо несшитыми, либо представлять собой комбинацию обоих вариантов, и тип и степень сшивания будут зависеть от конкретной сферы применения растворимого покрытия на основе коллагена. Существуют четыре фундаментальные стратегии по фиксации коллагеновых материалов и материалов, изготовленных из переработанных фибрилл коллагена или очищенного коллагена. Они включают экзогенное химическое сшивание при использовании агентов, которые ковалентно связывают соседние фибриллы коллагена при помощи целевых реакционно-способных фрагментов в фибриллярной системе коллагена и самих сшивающих молекулах; методики физико-химического сшивания, такие как фотоокисление, микроволновое облучение, дегидратационная и дегидротермическая обработка, которые ковалентно соединяют фибриллы коллагена посредством встречающихся в естественных условиях реакционно-способных аминокислотных боковых цепей; химический катализ внутримолекулярного сшивания между аминокислотными боковыми цепями на фибриллах коллагена; и полимеризующие соединения, смешиваемые с коллагеновыми структурами и формирующие полимерные нековалентные или ковалентные взаимодействия, которые не вступают с фибриллами коллагена в химическую реакцию [Koob, T. J., «Collagen Fixation», in Encyclopedia of Biomaterials and Biomedical Engineering, Wnek, G. E., Bowlin, G. L., Eds., 2004]. В соответствии с настоящим изобретением коллаген, используемый в качестве растворимого покрытия, предпочтительно сшивают при использовании методик химического сшивания. Они включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: методики сшивания, основанные на использовании альдегидов, методики сшивания, основанные на использовании полиэпокси-соединений, использование изоцианатов, карбодиимидное сшивание и сшивание, основанное на использовании ацилазидов. Более предпочтительно коллаген сшивают при использовании методик сшивания, основанных на использовании альдегидов, таких как при использовании глутарового альдегида или формальдегида.The collagens used as soluble coatings in the present invention can be either crosslinked or non-crosslinked, or a combination of both, and the type and degree of crosslinking will depend on the particular application of the collagen-based soluble coating. There are four fundamental strategies for fixing collagen materials and materials made from recycled collagen fibrils or purified collagen. These include exogenous chemical crosslinking using agents that covalently bind adjacent collagen fibrils using targeted reactive fragments in the collagen fibrillar system and the crosslinking molecules themselves; physicochemical crosslinking techniques, such as photooxidation, microwave irradiation, dehydration and dehydrothermal treatment, which covalently connect collagen fibrils through naturally occurring reactive amino acid side chains; chemical catalysis of intramolecular crosslinking between amino acid side chains on collagen fibrils; and polymerizing compounds miscible with collagen structures and forming polymeric non-covalent or covalent interactions that do not chemically react with collagen fibrils [Koob, TJ, “Collagen Fixation”, in Encyclopedia of Biomaterials and Biomedical Engineering, Wnek, GE, Bowlin, GL , Eds., 2004]. In accordance with the present invention, collagen used as a soluble coating is preferably crosslinked using chemical crosslinking techniques. These include, but are not limited to: aldehyde-based crosslinking techniques, polyepoxy compounds based crosslinking techniques, isocyanates use, carbodiimide crosslinking and acylazide crosslinking. More preferably, collagen is crosslinked using aldehyde based crosslinking techniques, such as glutaraldehyde or formaldehyde.

Методики сшивания, основанные на использовании альдегидов, включают те методики, которые используют реагент, имеющий две реакционно-способные альдегидные группы, для получения ковалентных сшивок между соседними коллагеновыми белками, в особенности между ε-аминогруппами лизиновых остатков в коллагене [Khor, E., Biomaterials, Vol. 18: pp. 95-105 (1997)]. Альдегиды, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: глутаровый альдегид, формальдегид, пропионовый альдегид и масляный альдегид.Aldehyde-based crosslinking techniques include those that use a reagent having two reactive aldehyde groups to produce covalent crosslinkings between adjacent collagen proteins, especially between the ε-amino groups of lysine residues in collagen [Khor, E., Biomaterials , Vol. 18: pp. 95-105 (1997)]. Aldehydes suitable for use in the present invention include, but are not limited to, glutaraldehyde, formaldehyde, propionic aldehyde, and butyraldehyde.

Методики и агенты сшивания, основанные на использовании полиэпокси-соединений, включают использование соединений, таких как короткие разветвленные полимеры, имеющие концевые реакционно-способные эпоксидные функциональные группы. Полиэпокси-соединения, подходящие для использования в качестве сшивателей в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: простые эфиры глицерина, гликоль- и глицеринполиглицидиловые простые эфиры.Crosslinking techniques and crosslinking agents based on the use of polyepoxy compounds include the use of compounds, such as short branched polymers having terminal reactive epoxy functional groups. Polyepoxy compounds suitable for use as crosslinkers in the present invention include, but are not limited to: glycerol ethers, glycol and glycerol polyglycidyl ethers.

Подходящими для использования в качестве сшивателей в настоящем изобретении являются также и изоцианаты. В общем случае изоцианаты (R-NCO) вступают в реакцию с первичными аминами с образованием мочевиновой связи (R-H-CO-NH-R); поэтому бифункциональные изоцианаты обладают способностью сшивать коллаген через его лизиновые боковые цепи. Изоцианаты, подходящие для использования в настоящем изобретении в качестве сшивателей, предпочтительно представляют собой диизоцианаты, в том числе бифенилдиизоцианат, диметокси-4,4'-бифенилдиизоцианат, диметил-4,4'-бифенилдиизоцианат, 1,3-бис(изоцианатометил)бензол, фенилдиизоцианат, толуолдиизоцианат, толуилендиизоцианат, диизоцианатогексан, диизоцианатооктан, диизоцианатобутан, изофорондиизоцианат, ксилолдиизоцианат, гексаметилендиизоцианат, октаметилендиизоцианат, фенилендиизоцианат и поли(гексаметилендиизоцианат). Предпочтительно изоцианат, используемый в качестве сшивателя для молекул коллагена настоящего изобретения, представляет собой гексаметилендиизоцианат.Isocyanates are also suitable for use as crosslinkers in the present invention. Generally, isocyanates (R-NCO) react with primary amines to form a urea bond (R-H-CO-NH-R); therefore, bifunctional isocyanates have the ability to cross-link collagen through its lysine side chains. Isocyanates suitable for use as crosslinkers in the present invention are preferably diisocyanates, including biphenyl diisocyanate, dimethoxy-4,4'-biphenyldiisocyanate, dimethyl-4,4'-biphenyl diisocyanate, 1,3-bis (isocyanatomethyl) benzene, phenyl diisocyanate, toluene diisocyanate, toluene diisocyanate, diisocyanatohexane, diisocyanato-octane, diisocyanatobutane, isophorondiisocyanate, xylene diisocyanate, hexamethylenediisocyanate, octamethylene diisocyanate phenethyl isocyanate. Preferably, the isocyanate used as a crosslinker for the collagen molecules of the present invention is hexamethylene diisocyanate.

В объеме настоящего изобретения также можно использовать и карбодиимидные сшиватели и методики карбодиимидного сшивания. Данные агенты вступают в реакцию с карбоксильными группами боковых цепей, образованных аспарагиновой и глутаминовой кислотами, в коллагене с образованием изоацилмочевиновых производных/изопептидных связей [Khor, E., ibid.]. Карбодиимиды, подходящие для использования в качестве сшивателей в случае коллагена настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: N,N'-дициклогексилкарбодиимид (DCC); N,N'-диизопропилкарбодиимид (DIC); N,N'-ди-трет-бутилкарбодиимид; 1-этил-3-(3-диметиламинопропил)карбодиимид (EDC; EDAC); водорастворимый EDC (WSC); 1-трет-бутил-3-этилкарбодиимид; 1-(3-диметиламинопропил)-3-этилкарбодиимид; бис(триметилсилил)карбодиимид; 1,3-бис(2,2-диметил-1,3-диоксолан-4-илметил)карбодиимид (BDDC, описанный в патенте США № 5602264); N-циклогексил-N'-(2-морфолиноэтил)карбодиимид; N,N'-диэтилкарбодиимид (DEC); метил-п-толуолсульфонат 1-циклогексил-3-(2-морфолиноэтил)карбодиимида [например, Sheehan, J. C., et al., J. Org. Chem., Vol. 21: pp. 439-441 (1956)]; олигомерные алкилциклогексилкарбодиимиды, такие как те, что описываются в работе авторов Zhang, et al. [J. Org. Chem., Vol. 69: pp. 8340-8344 (2004)]; полимерсвязанный DCC; и полимерсвязанный EDC, такой как сшитый N-этил-N'-(3-диметиламинопропил)карбодиимид на JANDAJEL™. В дополнение к этому, для сведения к минимуму внутренней перегруппировки активированного изоацилмочевинового производного и обеспечения более эффективного сшивания в сочетании с карбодиимидом могут быть использованы N-гидроксисукцинимид (NHS), 1-гидрокси-7-азабензотриазол (HOAt) или подобные реагенты.Carbodiimide crosslinkers and carbodiimide crosslinking techniques can also be used within the scope of the present invention. These agents react with the carboxyl groups of the side chains formed by aspartic and glutamic acids in collagen to form isoacylurea derivatives / isopeptide bonds [Khor, E., ibid.]. Carbodiimides suitable for use as crosslinkers in the case of the collagen of the present invention include, but are not limited to: N, N'-dicyclohexylcarbodiimide (DCC); N, N'-diisopropylcarbodiimide (DIC); N, N'-di-tert-butylcarbodiimide; 1-ethyl-3- (3-dimethylaminopropyl) carbodiimide (EDC; EDAC); water soluble EDC (WSC); 1-tert-butyl-3-ethylcarbodiimide; 1- (3-dimethylaminopropyl) -3-ethylcarbodiimide; bis (trimethylsilyl) carbodiimide; 1,3-bis (2,2-dimethyl-1,3-dioxolan-4-ylmethyl) carbodiimide (BDDC described in US Pat. No. 5,602,264); N-cyclohexyl-N ' - (2-morpholinoethyl) carbodiimide; N, N'-diethylcarbodiimide (DEC); 1-cyclohexyl-3- (2-morpholinoethyl) carbodiimide methyl p-toluenesulfonate [e.g., Sheehan, JC, et al., J. Org. Chem . , Vol. 21: pp. 439-441 (1956)]; oligomeric alkylcyclohexylcarbodiimides, such as those described by Zhang, et al. [J. Org. Chem . , Vol. 69: pp. 8340-8344 (2004)]; polymer bound DCC; and polymer bound EDC, such as crosslinked N-ethyl-N '- (3-dimethylaminopropyl) carbodiimide on JANDAJEL ™. In addition, N-hydroxysuccinimide (NHS), 1-hydroxy-7-azabenzotriazole (HOAt) or similar reagents can be used to minimize the internal rearrangement of the activated isoacylurea derivative and to provide more efficient crosslinking in combination with carbodiimide.

Как и в случае карбодиимидной обработки, ацилазидные сшиватели приводят к получению ковалентных связей между имеющими группы карбоновой кислоты боковыми цепями, образованными аспарагиновой кислотой и глутаминовыми кислотами, и ε-аминогруппами лизинов коллагена [Petit, H., et al., J. Biomed. Mater. Res., Vol. 24: pp. 179-187 (1990)]. После этерификации карбоксильных групп, при которой к кислоте присоединяется метильная группа, биоматериал подвергают обработке гидразином до получения соответствующего гидразида; после этого добавляют нитрид натрия для прохождения реакции с гидразидом и образования ацилазида. В данном способе возможно использование любого количества гидразинов, известных на современном уровне техники, в том числе гидразида малеимидопропионовой кислоты (МРН). As with carbodiimide treatment, acylazide crosslinkers result in covalent bonds between carboxylic acid groups of side chains formed by aspartic acid and glutamic acids and the ε-amino groups of collagen lysines [Petit, H., et al., J. Biomed . Mater. Res . , Vol. 24: pp. 179-187 (1990)]. After the esterification of carboxyl groups, in which a methyl group is attached to the acid, the biomaterial is subjected to hydrazine treatment to obtain the corresponding hydrazide; then sodium nitride is added to undergo a reaction with hydrazide and form an acylazide. In this method, it is possible to use any number of hydrazines known in the art, including maleimidopropionic acid hydrazide (MPH).

Другие химические сшиватели, подходящие для использования в настоящем изобретении при получении сшитых молекул коллагена, которые выступают в роли растворимых покрытий на частицах расклинивающего наполнителя, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: гомобифункциональные сшиватели, такие как ВММЕ (бис(малеимидометиловый эфир)), BSOCOES (бис[2-(сукцинимидилоксикарбонилокси)этил]сульфон), DSP (дитиобиссукцинимидилпропионат) (тио-расщепляемый сшиватель), DSS (дисукцинимидилсуберинат), EGS (этиленгликольсукцинимидилсукцинат), водорастворимый EGS и SATA (N-сукцинимидил-S-ацетилтиоацетат), а также гетеробифункциональные сшиватели, включающие GMB (гамма-малеимидо-н-масляная кислота), MBS (сложный эфир м-малеимидобензоил-N-гидроксисукцинимида), PMP I (п-малеимидофенилизоцианат), SMCC (сукцинимидил-4-[N-малеимидометил]циклогексан-1-карбоксилат), SPDP (N-сукцинимидил-3-(2-пиридилдитио)пропионат) и МРН (гидразид малеимидопропионовой кислоты), МСН (гидразид малеимидокапроновой кислоты), ЕМСН (гидразид ε-малеимидокапроновой кислоты), KMUH (гидразид N-(k-малеимидоундекановой кислоты)) и МРВН (гидразид 4-(4-N-малеимидофенил)масляной кислоты), все из которых доступны в компании Interchim (Седекс, Франция).Other chemical crosslinkers suitable for use in the present invention in the preparation of crosslinked collagen molecules that act as soluble coatings on proppant particles include, but are not limited to: homobifunctional crosslinkers such as BMME (bis (maleimidomethyl ether)), BSOCOES (bis [2- (succinimidyloxycarbonyloxy) ethyl] sulfone), DSP (dithiobissuccinimidyl propionate) (thio-cleavable crosslinker), DSS (disuccinimidyl suberinate), EGS (ethylene glycol succinimidyl succinate) soluble EGS and SATA (N-succinimidyl-S-acetylthioacetate), as well as heterobifunctional crosslinkers, including GMB (gamma-maleimido-n-butyric acid), MBS (m-maleimidobenzoyl-N-hydroxysuccinimide ester), PMP I (p maleimidophenyl isocyanate), SMCC (succinimidyl-4- [N-maleimidomethyl] cyclohexane-1-carboxylate), SPDP (N-succinimidyl-3- (2-pyridyldithio) propionate) and MPH (maleimidopropionic acid hydrazide hydride), MSH , EMSN (ε-maleimidocaproic acid hydrazide), KMUH (N- (k-maleimidoundecanoic acid hydrazide)) and MRVN (hydrazide 4- (4-N-maleimidophenyl) butyric acid), all of which are available from Interchim (Cedex, France).

Другие методики, подходящие для использования при сшивании волокон коллагена, предназначенных для использования в качестве растворимых покрытий для расклинивающего наполнителя, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: дегидратационное сшивание, сшивание под действием УФ-излучения при 254 нм, сшивание при помощи глюкозы (гликация) в сочетании с УФ-облучением и биологическое сшивание. Последняя методика включает использование природных продуктов, таких как генипин и родственные ему иридоидные соединения, которые выделяют из плодов растения гардения (Gardenia jasminoides), которые являются диальдегидами в водном растворе и таким образом могут вступать в реакцию с ε-аминогруппами на лизиновых боковых цепях соседних молекул коллагена с образованием сшивки. Другие биологические системы сшивания, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают катехин-хиноновые дубильные системы, такие как 3,4-дигидрокситирамин и нордигидрогвайаретовая кислота (NDGA), выделенная из креозотового куста, которая выступает в роли сшивателя благодаря наличию двух катехинов на NDGA [Koob, T. J., Comp. Biochem. Physiol., Part A, Vol. 133: pp. 1171-1192 (2002)].Other techniques suitable for use in crosslinking collagen fibers intended to be used as proppant soluble coatings include, but are not limited to, dehydration crosslinking, UV crosslinking at 254 nm, glucose crosslinking (glycation ) in combination with UV radiation and biological crosslinking. The latter technique involves the use of natural products, such as genipin and its related iridoid compounds, which are isolated from the fruits of the gardenia plant (Gardenia jasminoides), which are dialdehydes in aqueous solution and thus can react with ε-amino groups on the lysine side chains of neighboring molecules collagen with the formation of crosslinking. Other biological crosslinking systems suitable for use in the present invention include catechin-quinone tanning systems, such as 3,4-dihydroxytyramine and nordigidrohvayaretnoy acid (NDGA), isolated from the creosote bush, which acts as a crosslinker due to the presence of two catechins on NDGA [ Koob, TJ, Comp. Biochem . Physiol . , Part A, Vol. 133: pp. 1171-1192 (2002)].

В соответствии с настоящим описанием медленно растворяющиеся в воде покрытия на частицах субстратов также могут представлять собой и неколлагеновые материалы, такие как синтетические полимеры, которые медленно растворяются в воде. Такие неколлагеновые материалы включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: полиэтиленоксиды, полипропиленоксиды, поликапролактоны; привитые сополимеры полиэтилена/полипропилена и поликапролактонов; привитые сополимеры полиэтилен-/полипропиленоксидов и поликапролактонов; водорастворимые и водоразбавляемые акриловые полимеры; водоразбавляемая феноксисмола; латекс; сложные полиэфиры; растворимые блок-сополимеры; привитые сополимеры поливинилового спирта (ПВС) и поливинилацетатов; полилактиды и производные полимолочной кислоты; полигликолевая кислота (ПГК); полигликолевая-молочная кислота (ПГМК). Подходящими для использования в водорастворимом покрытии также являются и полимерные силикаты элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочно-земельного металла), например SOLOSIL (Foseco International, Ltd., Великобритания), полимерный силикат натрия.In accordance with the present description, slowly dissolving in water coatings on the particles of the substrates can also be non-collagen materials, such as synthetic polymers, which are slowly soluble in water. Such non-collagen materials include, but are not limited to, the following: polyethylene oxides, polypropylene oxides, polycaprolactones; grafted copolymers of polyethylene / polypropylene and polycaprolactones; grafted copolymers of polyethylene / polypropylene oxides and polycaprolactones; water soluble and waterborne acrylic polymers; water borne phenoxy resin; latex; polyesters; soluble block copolymers; grafted copolymers of polyvinyl alcohol (PVA) and polyvinyl acetates; polylactides and derivatives of polylactic acid; polyglycolic acid (PGC); polyglycolic-lactic acid (PHMK). Polymer silicates of elements of groups I or II of the periodic table of elements (alkali metal or alkaline earth metal), for example SOLOSIL (Foseco International, Ltd., Great Britain), polymeric sodium silicate are also suitable for use in a water-soluble coating.

С. Способ применения C. Method of use

В вариантах реализации описанного способа обработку или интенсификацию притока в случае одного и множества интервалов подземного пласта можно проводить постадийно в результате последовательного ввода в пласт отклоняющего агента настоящего изобретения с последующим вводом в пласт рабочей жидкости для обработки буровой скважины. В соответствии с использованием в настоящем документе «ствол буровой скважины» включает обсаженные и/или необсаженные секции буровой скважины, при этом необходимо понимать то, что ствол буровой скважины может быть вертикальным, горизонтальным или представлять собой их комбинацию. Термин «колонна труб» относится к любому каналу, подходящему для использования при размещении и транспортировании рабочих жидкостей в ствол буровой скважины, включающему нижеследующее, но не ограничивающемся только им: лифтовая колонна, заливочная колонна, бурильная колонна, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра и тому подобное. Кроме того, используя выгоды от ознакомления с данным описанием, необходимо понимать то, что описанные отклоняющие агенты и методики отклонения являются подходящими для использования при любом типе рабочей жидкости для обработки буровой скважины, включающей нижеследующее, но не ограничивающейся только им: рабочая жидкость для кислотных обработок, конденсатных обработок, обработок для гидравлического разрыва пласта и тому подобного. Кроме того, необходимо понимать то, что выгоды от описанных способов и композиций могут быть реализованы при обработках буровой скважины, проводимых при давлениях, меньших, равных или больших давления гидравлического разрыва пласта.In embodiments of the described method, the treatment or stimulation of the inflow in the case of one and many intervals of the subterranean formation can be carried out in stages by sequentially introducing the diverting agent of the present invention into the formation and then introducing the working fluid for processing the borehole into the formation. As used herein, a “borehole” includes cased and / or uncased sections of a borehole, it being understood that the borehole may be vertical, horizontal, or a combination thereof. The term "pipe string" refers to any channel suitable for use in the placement and transportation of working fluids into the wellbore, including the following, but not limited to: lift string, casting string, drill string, small diameter flexible tubing and things like that. In addition, using the benefits of reading this description, it should be understood that the described deflecting agents and deviation techniques are suitable for use with any type of borehole treatment fluid, including but not limited to the following: acidic treatment fluid condensate treatments, hydraulic fracturing treatments and the like. In addition, it is necessary to understand that the benefits of the described methods and compositions can be realized by treatment of the borehole, carried out at pressures less than, equal to or greater than the pressure of hydraulic fracturing.

Первое: ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В СТВОЛЕ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ.First: USE IN THE BOREHOLE OF THE DRILLING WELL.

В данном аспекте изобретения описывается использование полностью растворимых частиц в стволе буровой скважины (таких как коллаген или другие водорастворимые полимерные пластики или их смеси) для отклонения потока рабочей жидкости из одной зоны в другую зону, а после этого растворения. Использование коллагена (как в несшитой, так и в сшитой форме) и растворимых пластиков является полезным при отклонении потока рабочих жидкостей в буровой скважине. Данные отклоняющие материалы должны характеризоваться номером сита в диапазоне от 1 до 100, предпочтительно номером сита в диапазоне от 4 до 50, и могут быть использованы в комбинации с другими добавками или материалами пластиков для улучшения эксплуатационных характеристик буровой скважины в результате отклонения потока рабочих жидкостей из одной зоны в другую.This aspect of the invention describes the use of completely soluble particles in a borehole (such as collagen or other water-soluble polymer plastics or mixtures thereof) to deflect the flow of working fluid from one zone to another zone, and after this dissolution. The use of collagen (both in uncrosslinked and crosslinked form) and soluble plastics is useful in deflecting the flow of working fluids in a borehole. These deflecting materials should have a sieve number in the range from 1 to 100, preferably a sieve number in the range from 4 to 50, and can be used in combination with other additives or plastic materials to improve the operational characteristics of the borehole as a result of deviation of the flow of working fluids from one zone to another.

Данные материалы использовали в качестве уплотнительных шариков перфорационных отверстий для избирательной закупорки пласта, но недавние испытания продемонстрировали то, что материал можно использовать и в качестве отклоняющего агента, препятствующего перетеканию потока рабочей жидкости в одну зону и отклоняющего его в другую, характеризующуюся либо повышенным поровым давлением, либо пониженной проницаемостью.These materials were used as sealing balls of perforations for selective plugging of the formation, but recent tests have shown that the material can also be used as a deflecting agent, which prevents the flow of the working fluid into one zone and deflects it into another, characterized by either increased pore pressure, or low permeability.

Настоящее изобретение предлагает способ обработки обсаженного ствола буровой скважины для отклонения потока рабочих жидкостей из одной зоны в другую. Способ включает закачивание в ствол буровой скважины отклоняющей жидкости, которая образована водной несущей жидкостью, включающей диспергированный в ней водорастворимый полимер в форме частиц, и где частицы полимера характеризуются плотностью, большей или меньшей плотности несущей жидкости. По мере того, как отклоняющую жидкость будут закачивать в ствол буровой скважины, частицы полимера будут собираться в зонах ствола буровой скважины и таким образом отклонять поток рабочей жидкости для обработки из одной зоны в другую. В общем случае поток рабочей жидкости для обработки отклоняется или блокируется, попадая в зону, характеризующуюся повышенным поровым давлением или пониженной проницаемостью.The present invention provides a method for processing a cased hole in a borehole to deflect a flow of working fluids from one zone to another. The method includes injecting into the borehole of the borehole a deflecting liquid, which is formed by an aqueous carrier fluid, comprising a particulate water-soluble polymer dispersed in it, and where the polymer particles are characterized by a density greater or lower than the density of the carrier fluid. As the diverting fluid is pumped into the borehole of the borehole, polymer particles will collect in the borehole zones of the borehole and thus deflect the flow of the processing fluid from one zone to another. In the General case, the flow of the working fluid for processing is deviated or blocked, falling into the zone, characterized by increased pore pressure or low permeability.

В способах данного изобретения, относящихся к использованию в стволе буровой скважины, частицы водорастворимого полимера представляют собой частицы коллагена, поли(алкилен)оксида, поли(молочной кислоты), поливинилацетата, поливинилового спирта, поливинилацетата/поливинилового спирта, полилактона, полиакрилата, латекса, сложного полиэфира, полимерного силиката элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочно-земельного металла) или их смесей. Обычно частицы полимера присутствуют в несущей жидкости в количестве в диапазоне от приблизительно 0,001 фунта на один галлон до приблизительно 10 фунтов на один галлон несущей жидкости. В выгодном случае частицы полимера характеризуются различными плотностями, большими или меньшими плотности несущей жидкости. Обычно несущей жидкостью являются вода, рассол, водные растворы кислот или гелеобразные растворы кислот.In the methods of this invention related to the use in a borehole of a well, the particles of water-soluble polymer are particles of collagen, poly (alkylene) oxide, poly (lactic acid), polyvinyl acetate, polyvinyl alcohol, polyvinyl acetate / polyvinyl alcohol, polylactone, polyacrylate, latex, complex polyester, polymer silicate of elements of group I or II of the periodic table of elements (alkali metal or alkaline earth metal) or mixtures thereof. Typically, polymer particles are present in the carrier fluid in an amount ranging from about 0.001 pounds per gallon to about 10 pounds per gallon of carrier fluid. In a favorable case, the polymer particles are characterized by different densities, greater or lower than the density of the carrier fluid. Typically, the carrier fluid is water, brine, aqueous acid solutions, or gel acid solutions.

Второе: ИСПОЛЬЗОВАНИЕ В СФОРМИРОВАННОЙ ТРЕЩИНЕ.Second: USE IN FORMED CRACK.

В данном аспекте изобретения используемые частицы различных расклинивающих наполнителей с нанесенными покрытиями (с нанесенными либо полностью растворимыми покрытиями, либо покрытиями из смеси растворимых и нерастворимых коллагена или материалов полимерных пластиков) можно закачивать в подвергнутые гидравлическому разрыву пласты для предотвращения отклонения направления роста трещин от продуктивной зоны. Например, плотные частицы спеченного боксита с нанесенным растворимым или частично растворимым покрытием будут опускаться в нижнюю часть трещины и отклонять направление роста трещины от нижнего слоя или водной зоны. Кроме того, скорлупа грецких орехов низкой плотности с нанесенным растворимым или частично растворимым покрытием будет иметь тенденцию к всплыванию внутри трещины, отклоняя направление роста трещины от расположенной сверху газовой или водной зоны. Покрытие может быть либо полностью, либо частично растворимым, поскольку расклинивающий наполнитель будет оставаться в трещине по месту его размещения и обеспечивать получение в трещине проводимости после того, как операция по гидравлическому разрыву пласта будет завершена. Некоторая часть покрытия на расклинивающем наполнителе должна быть растворимой, но для предотвращения перемещения расклинивающего наполнителя в трещине желательной является смесь как растворимых, так и нерастворимых пластиков или коллагена.In this aspect of the invention, particles of various coated proppants (coated with either completely soluble coatings or coatings from a mixture of soluble and insoluble collagen or polymer plastic materials) can be pumped into the hydraulic fractured formations to prevent deviation of the direction of crack growth from the productive zone. For example, dense particles of sintered bauxite coated with a soluble or partially soluble coating will sink to the bottom of the crack and deviate the direction of growth of the crack from the bottom layer or water zone. In addition, a low-density walnut shell coated with a soluble or partially soluble coating will tend to float inside the crack, diverting the direction of crack growth from the gas or water zone located above. The coating can be either completely or partially soluble, since the proppant will remain in the fracture at its location and provide conduction in the fracture after the hydraulic fracturing operation is completed. Some of the coating on the proppant must be soluble, but a mixture of both soluble and insoluble plastics or collagen is desirable to prevent the proppant from moving in the crack.

Использование отклоняющих агентов в трещинах заключается в том, что на расклинивающий наполнитель или расклинивающий агент наносят растворимое или частично растворимое покрытие - при использовании материала покрытия на основе коллагена и/или полимерного пластика или любой их смеси. Направление роста трещины будет отклоняться благодаря использованию данных растворимых покрытий на расклинивающих наполнителях в качестве определителей границ первоначальной трещины. После проведения обработки для гидравлического разрыва пласта покрытие будет исчезать, и частицы с нанесенным прежде покрытием будут превращаться в обычный расклинивающий наполнитель, который характеризуется высокой проницаемостью. Покрытия на расклинивающих наполнителях различной плотности могут приводить к заданию границ трещины на ранних стадиях способа гидравлического разрыва пласта, поскольку маловязкая рабочая жидкость будет позволять расклинивающему наполнителю с нанесенным покрытием высокой плотности оседать или опускаться внутри трещины, формируя нижнюю границу трещины и отклоняя направление ее роста от ствола буровой скважины, что делает трещину более длинной и увеличивает производительность буровой скважины. Подобным же образом расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием низкой плотности будет иметь тенденцию к всплыванию к верхней части растущей трещины, формируя верхнюю границу и отклоняя направление роста трещины от верхних зон, которые могут ухудшить производительность буровой скважины. При ограничении трещины сверху и снизу трещина может расти в направлении изнутри наружу, и более длинная ограниченная трещина будет улучшать потенциальную производительность буровой скважины.The use of deflecting agents in cracks consists in applying a soluble or partially soluble coating to the proppant or proppant — using a collagen based coating material and / or polymer plastic or any mixture thereof. The direction of crack growth will deviate due to the use of these soluble coatings on proppants as determinants of the boundaries of the initial crack. After treatment for hydraulic fracturing, the coating will disappear, and particles with the coating applied before will turn into a regular proppant, which is characterized by high permeability. Coatings on proppants of various densities can lead to the definition of fracture boundaries in the early stages of the hydraulic fracturing process, since a low-viscosity working fluid will allow proppant with a high-density coating to settle or lower inside the crack, forming the lower boundary of the crack and deviating its growth direction from the trunk borehole, which makes the crack longer and increases the productivity of the borehole. Similarly, a proppant with a low density coating will tend to float to the top of the growing crack, forming an upper boundary and diverting the direction of crack growth from the upper zones, which may impair the productivity of the borehole. By restricting the fracture from above and below, the fracture can grow from the inside out and the longer, limited fracture will improve the potential productivity of the borehole.

Фиг.1 иллюстрирует буровую скважину, включающую вертикальную секцию обсаженного ствола буровой скважины и один пластовый интервал, который необходимо подвергнуть обработке в соответствии с одним вариантом реализации настоящего описания. Буровая скважина 10 фиг.1 имеет обсадную трубу 12, идущую от устьевого отверстия буровой скважины 11 и расположенную на протяжении, по меньшей мере, части ее длины, которую цементируют по внешней стороне цементной оболочкой 14 для удержания обсадной трубы 12 по месту и разобщения пробуренных пласта или интервалов. Цементная оболочка 14 проходит вверх от нижней части буровой скважины в затрубном пространстве между внешней стороной обсадной трубы 12 и внутренней стенкой ствола буровой скважины, по меньшей мере, до точки, расположенной выше продуктивного слоя/продуктивного пласта 18. Причин для включения данной оболочки имеется множество, но по существу цементная оболочка 14 содействует обеспечению целостности ствола буровой скважины (то есть тому, чтобы он не обрушивался) или разобщению специфических различных геологических зон (то есть нефтеносной зоны и (нежелательной) водоносной зоны). Ствол буровой скважины необязательно также оборудован башмаком обсадной трубы или хвостовика 16 для того, чтобы содействовать направлению колонны обсадной трубы 12 мимо выступов или препятствий во время ее размещения в стволе буровой скважины. Для того чтобы добывать углеводороды в продуктивном слое 18, необходимо обеспечить гидравлическое соединение между продуктивным слоем 18 и внутренним пространством обсадной трубы 12. Этого добиваются, формируя перфорации 15 через обсадную трубу 12 и цементную оболочку 14 при помощи способов, известных специалистам в соответствующей области техники. Такие способы включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: использование пулевых перфораторов, кумулятивных перфораторов и кумулятивных перфораторов с разновременным подрывом группы зарядов, таких как те, что описываются в патентах США №№ 6755249, 5095099 и 5816343; горизонтально-ориентированных систем перфорации (HOPS), таких как те, что производятся в компании Owen Oil Tubes, Inc. (Форт-Ворт, Техас); устройств для механической перфорации, таких как перфораторы, перемещающиеся в боковом направлении (патент США № 2482913), игольчатые перфораторы и перфорирующие шарошки, такие как те, что описываются в патенте США № 4220201; и срезных пробок, таких как описанные в патенте США № 4498543. Перфорации 15 образуют линию тока для флюида из пласта в обсадную трубу 12 и в обратном направлении.FIG. 1 illustrates a borehole including a vertical section of a cased hole in a borehole and one formation interval that needs to be processed in accordance with one embodiment of the present disclosure. The borehole 10 of FIG. 1 has a casing 12 extending from the wellhead of the borehole 11 and located over at least a portion of its length, which is cemented on the outside with a cement sheath 14 to hold the casing 12 in place and separate the drilled formation or intervals. The cement sheath 14 extends upward from the bottom of the borehole in the annulus between the outer side of the casing 12 and the inner wall of the borehole, at least to a point located above the reservoir / reservoir 18. There are many reasons for including this shell, but essentially the cement sheath 14 helps to ensure the integrity of the borehole (that is, that it does not collapse) or the separation of specific different geological zones (i.e. oil bearing us and the (unwanted) water-bearing zone). The borehole of the well is optionally also equipped with a shoe of the casing or liner 16 in order to facilitate the direction of the casing string 12 past the protrusions or obstacles during its placement in the borehole. In order to produce hydrocarbons in the production layer 18, it is necessary to provide a hydraulic connection between the production layer 18 and the interior of the casing 12. This is achieved by forming perforations 15 through the casing 12 and the cement sheath 14 using methods known to those skilled in the art. Such methods include, but are not limited to, the following: the use of bullet punchers, cumulative punchers and cumulative punchers with simultaneous detonation of a group of charges, such as those described in US patent No. 6755249, 5095099 and 5816343; Horizontal Oriented Perforation Systems (HOPS), such as those manufactured by Owen Oil Tubes, Inc. (Fort Worth, Texas); mechanical punching devices, such as side-drills (US Pat. No. 2,488,213), needle punchers, and perforating cones, such as those described in US Pat. No. 4,220,201; and shear plugs, such as those described in US Pat. No. 4,498,543. Perforations 15 form a streamline for the fluid from the formation to the casing 12 and in the opposite direction.

Углеводороды, перетекающие из продуктивного слоя 18 через перфорации 15 во внутреннее пространство обсадной трубы 12, можно транспортировать на поверхность через эксплуатационную лифтовую колонну 20. Поблизости от нижнего конца эксплуатационной лифтовой колонны 20 и над самой верхней перфорацией необязательно можно установить эксплуатационный пакер 22 для того, чтобы получить герметичное уплотнение между эксплуатационной лифтовой колонной 20 и обсадной трубой 12. Необязательным и настолько же приемлемым в соответствии с настоящем изобретением является вариант, когда эксплуатационные лифтовые колонны 20 использовать не нужно, и в данном случае для выведения углеводородов на поверхность земли используют весь объем обсадной трубы 12.Hydrocarbons flowing from the production layer 18 through the perforations 15 into the interior of the casing 12 can be transported to the surface through the production lift string 20. Near the lower end of the production lift string 20 and above the highest perforation, the production packer 22 can optionally be installed so that obtain a tight seal between the production lift string 20 and the casing 12. Optional and equally acceptable in accordance with the present invention This is an option when production elevator columns 20 are not needed, and in this case, the entire volume of the casing 12 is used to remove hydrocarbons to the earth's surface.

Если во время операции по обработке буровой скважины потребуется избирательная закупорка пласта, то тогда для по существу закупорки верхней и нижней секций продуктивного слоя 18 будут использовать отклоняющие агенты, включающие тяжелый расклинивающий наполнитель 26а и/или отклоняющие, включающие легкий расклинивающий наполнитель 26b, на оба из которых, по существу, наносят растворимое покрытие в соответствии с настоящим изобретением (то есть получают коллагенсодержащее покрытие). Такая, по существу, закупорка или формирование границ будет происходить тогда, когда в ходе проведения обработки в предварительно заданный момент времени в обсадную трубу 12 будут вводить отклоняющие агенты временного действия 26а и/или 26b. При вводе отклоняющих агентов 26а и/или 26b в рабочую жидкость по ходу течения до перфорированных частей обсадной трубы 12 агенты потоком рабочей жидкости для обработки 24 будут уноситься в эксплуатационную лифтовую колонну 20 или обсадную трубу 12. Как только рабочая жидкость для обработки 24 попадет в обсадной трубе в перфорированный интервал, она станет вытекать наружу через перфорации 15 в слой 18, подвергаемый обработке. Поток рабочей жидкости для обработки 24 через перфорации 15 будет переносить отклоняющие агенты временного действия 26а и/или 26b через перфорации наружу в слой 18. В данный момент отклоняющие агенты, включающие тяжелый расклинивающий наполнитель 26а с плотностью, большей плотности рабочей жидкости для обработки 24, будут оседать в нижнюю часть сформированной трещины (что показывается стрелками), формируя временную «нижнюю границу» между трещиной и, например, слоем песка, сланца или глины 19 или другой областью, которую желательно закупорить, отделив от продуктивного слоя. Подобным же образом отклоняющие агенты, включающие легкий расклинивающий наполнитель 26а с плотностью, меньшей плотности рабочей жидкости для обработки 24, будут всплывать к верхней части сформированной трещины (что показывается стрелками), тем самым формируя еще одну временную «верхнюю границу» между трещиной и нежелательным слоем, таким как сланцевый или глинистый прослоек слоя.If selective plugging of the formation is required during the borehole treatment operation, then for essentially blocking the upper and lower sections of the productive layer 18, deflecting agents including heavy proppant 26a and / or deflectors including light proppant 26b will be used on both of which essentially apply a soluble coating in accordance with the present invention (that is, get a collagen-containing coating). Such essentially blockage or formation of boundaries will occur when, during processing at a predetermined point in time, deflecting temporary agents 26a and / or 26b are introduced into the casing 12. When deflecting agents 26a and / or 26b are introduced into the working fluid upstream of the perforated portions of the casing 12, the agents will be carried into the production lift string 20 or casing 12 by the flow of working fluid 24 to be processed. Once the working fluid for processing 24 enters the casing the pipe in the perforated interval, it will flow out through the perforations 15 into the layer 18 to be processed. The flow of the working fluid for processing 24 through the perforations 15 will transfer the temporary deflecting agents 26a and / or 26b through the perforations outward to the layer 18. At the moment, the deflecting agents including heavy proppant 26a with a density higher than the density of the working fluid for processing 24 will settle into the lower part of the formed crack (as indicated by arrows), forming a temporary “lower boundary” between the crack and, for example, a layer of sand, slate or clay 19 or another area that it is desirable to plug from eliv from the producing strata. Similarly, deflecting agents, including a light proppant 26a with a density lower than the density of the working fluid for treatment 24, will float to the top of the formed crack (as indicated by arrows), thereby forming another temporary “upper boundary” between the crack and the unwanted layer such as a shale or clay interlayer.

Фиг.2 иллюстрирует следующую стадию данного аспекта настоящего изобретения. Как только отклоняющие агенты временного действия 26а и 26b разместятся в верхней и/или нижней частях сформированной трещины соответственно, расход рабочей жидкости и вязкость рабочей жидкости для обработки 24, содержащей обычные частицы расклинивающего наполнителя 28, увеличивают. Таким образом, трещина может расти изнутри наружу, в сторону от ствола буровой скважины (в направлении стрелки), и в результате увеличивать общую длину трещины, тем самым способствуя еще большей интенсификации притока в буровую скважину и/или увеличению ее долговечности. По завершении обработки буровой скважины растворимое покрытие на отклоняющих агентах временного действия 26а и 26b будет растворяться, что делает возможным удаление оставшихся частиц расклинивающего наполнителя вместе с рабочей жидкостью для обработки 24 через перфорации 15 или их сохранение на месте и исполнение ими роли дополнительных расклинивающих наполнителей при удерживании трещины от смыкания в слое, подвергнутом гидравлическому разрыву.Figure 2 illustrates the next step of this aspect of the present invention. As soon as the temporary deflecting agents 26a and 26b are located in the upper and / or lower parts of the formed crack, respectively, the flow rate of the working fluid and the viscosity of the working fluid for processing 24 containing conventional proppant particles 28 are increased. Thus, the crack can grow from the inside out, away from the borehole of the borehole (in the direction of the arrow), and as a result increase the total length of the crack, thereby contributing to even greater intensification of the inflow into the borehole and / or to increase its durability. Upon completion of the borehole treatment, the soluble coating on the temporary deflecting agents 26a and 26b will dissolve, which makes it possible to remove the remaining proppant particles together with the working fluid 24 through the perforations 15 or to keep them in place and to act as additional proppants while holding cracks from closing in the layer subjected to hydraulic fracturing.

Фиг.3 иллюстрирует дополнительный вариант реализации настоящего изобретения. Буровая скважина 50, имеющая вертикальный обсаженный ствол буровой скважины, включающий обсадную трубу 54, идущую от устьевого отверстия буровой скважины 52 и расположенную на протяжении, по меньшей мере, части длины ствола буровой скважины, и цементную оболочку 56, проходящую вверх от нижней части ствола буровой скважины в затрубном пространстве между внешней стороной обсадной трубы 54 и внутренней стенкой ствола буровой скважины, по меньшей мере, до точки, расположенной выше существующего слоя, подобно тому, что продемонстрировано на фиг.1. В необсаженной секции ствола буровой скважины воздействию подвергается подземный пласт, включающий несколько интервалов для обработки 58, 60 и 62. Несмотря на то, что на иллюстрации фиг.3 продемонстрированы три разделенных интервала, воспользовавшись преимуществами от ознакомления с данным описанием, необходимо понять то, что при использовании описанных в настоящем документе способов и композиций обработке можно будет подвергать любое количество интервалов для обработки в диапазоне от двух интервалов для обработки вплоть до любого числа интервалов для обработки. Кроме того, необходимо понимать то, что такие интервалы для обработки могут располагаться с примыканием друг к другу, а не с разделением относительно непроницаемыми областями, такими как глинистые пропластки. Несмотря на то, что фиг.3 иллюстрирует ствол буровой скважины с обсадной трубой полной длины, необходимо также понимать и то, что описанные способы обработки можно будет использовать при практически любом типе сценария заканчивания ствола буровой скважины. Например, описанные способы можно с выгодой использовать для обработки конфигураций буровой скважины, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: вертикальные стволы буровых скважин, стволы буровых скважин с обсадными трубами полной длины, горизонтальные стволы буровых скважин, стволы буровых скважин, имеющие несколько боковых отводов, и стволы буровых скважин, одновременно демонстрирующие наличие одной или нескольких данных характеристик.Figure 3 illustrates a further embodiment of the present invention. A borehole 50 having a vertical cased borehole including a casing 54 extending from the wellhead bore 52 and extending over at least a portion of the length of the borehole and a cement sheath 56 extending upward from the bottom of the borehole wells in the annulus between the outer side of the casing 54 and the inner wall of the borehole, at least to a point located above the existing layer, similar to that shown in figure 1. In an uncased section of a borehole, an underground formation is exposed, including several processing intervals 58, 60 and 62. Despite the fact that the illustration of figure 3 shows three separated intervals, taking advantage of the familiarity with this description, it is necessary to understand that using the methods and compositions described herein, any number of processing intervals can be processed in a range from two processing intervals to any number intervals for processing. In addition, it must be understood that such processing intervals may be adjacent to each other, and not separated by relatively impermeable regions such as clay interlayers. Although FIG. 3 illustrates a borehole with a full-length casing, it must also be understood that the described processing methods can be used in almost any type of borehole completion scenario. For example, the described methods can be advantageously used for processing borehole configurations, including the following, but not limited to: vertical boreholes, boreholes with full-length casing, horizontal boreholes, boreholes with several lateral bends , and boreholes that simultaneously demonstrate the presence of one or more of these characteristics.

На фиг.3 интервалы для обработки 58, 60 и 62 представляют собой выделенные интервалы подземного пласта, которые выделили для проведения обработки. В этом отношении таким образом может быть выделено любое количество интервалов или только часть интервала, существующие в подземном пласте. В альтернативном варианте такие интервалы также могут представлять собой и перфорированные интервалы в обсаженном стволе буровой скважины. Как продемонстрировано на фиг.3, перфорации 66 проходят через обсадную трубу 54 и цементную оболочку 56 по вариантам, известным специалистам в соответствующей области техники, и в результате формируют линию тока для флюида из пласта в обсадную трубу 54 и в обратном направлении.In figure 3, the intervals for processing 58, 60 and 62 are the selected intervals of the subterranean formation that were allocated for processing. In this regard, in this way, any number of intervals or only part of the interval existing in the subterranean formation can be distinguished. Alternatively, such intervals may also be perforated intervals in the cased hole of the borehole. As shown in FIG. 3, the perforations 66 pass through the casing 54 and the cement sheath 56 according to embodiments known to those skilled in the art, and as a result, a streamline is formed for the fluid from the formation to the casing 54 and in the opposite direction.

Углеводороды, вытекающие из продуктивного слоя в интервалах для обработки 58, 60 и 62 через перфорации 66 во внутреннее пространство обсадной трубы, можно транспортировать на поверхность через эксплуатационную лифтовую колонну 64. Кроме того, и как проиллюстрировано на фиг.3, по существу вблизи от нижнего конца эксплуатационной лифтовой колонны 64 и над самой верхней перфорацией 66 необязательно можно установить эксплуатационный пакер 68 для того, чтобы получить герметичное уплотнение между эксплуатационной лифтовой колонной 64 и обсадной трубой 54. Эксплуатационную лифтовую колонну 64 использовать нужно не всегда, и в данных случаях для выведения углеводородов на поверхность к устьевому отверстию буровой скважины 52 используют весь внутренний объем обсадной трубы 54.Hydrocarbons flowing out of the productive layer at processing intervals 58, 60 and 62 through perforations 66 into the interior of the casing can be transported to the surface via production lift 64. In addition, and as illustrated in FIG. 3, substantially close to the bottom the end of the production lift 64 and above the uppermost perforation 66, it is optionally possible to install the production packer 68 in order to obtain a tight seal between the production lift 64 and the casing minutes 54. The operational tubing 64 need not always be used, and in these cases, removal of hydrocarbons to the surface to the wellhead bore the borehole 52 using the entire internal volume of the casing 54.

В случае необходимости отклонения во время проведения обработки буровой скважины отклоняющие агенты 72 используют для, по существу, закупорки некоторых перфораций 66. По существу закупорка происходит тогда, когда течение потока через перфорацию 66 значительно уменьшится, на что зачастую указывает увеличение давления в скважине тогда, когда отклоняющий агент 72 закупорит одну или несколько перфораций 66. В соответствии с данным аспектом настоящего изобретения предпочитается, чтобы отклоняющие агенты 72 имели бы, по существу, сферическую форму, хотя возможно использование и других геометрий. Использование отклоняющих агентов 72 настоящего изобретения для закупорки некоторых перфораций 66 реализуют в результате ввода отклоняющих агентов 72 в обсадную трубу 12 в предварительно заданный момент времени в ходе проведения обработки. При вводе отклоняющих агентов 72 в рабочую жидкость по ходу течения до перфорированных частей (66) обсадной трубы 12 агенты потоком рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта 70 будут уноситься в эксплуатационную лифтовую колонну 64 или обсадную трубу 12. Как только рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта 70 в обсадной трубе достигнет перфорированного интервала, она станет вытекать наружу через перфорации 66 в интервалы для обработки 58, 60 и 62, подвергаемые обработке. Поток рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта 70 через перфорации 66 будет переносить отклоняющие агенты 72 к перфорациям 66, приводя к их размещению в перфорациях 66. После размещения в перфорациях 66 отклоняющие агенты 72 удерживаются в перфорациях 66 благодаря наличию градиента давления рабочей жидкости, который существует между внутренней стороной обсадной трубы 54 и интервалами для обработки 58, 60 и 62 на внешней стороне обсадной трубы 54. Отклоняющие агенты 72 предпочтительно имеют размер, обеспечивающий, по существу, закупорку перфораций 66 при размещении в них. Отклоняющие агенты для избирательной закупорки пласта 72 после вышеупомянутого размещения таким образом реализуют эффективное закрытие данных перфораций 66 вплоть до такого момента времени, когда произойдут обращение градиента давления и высвобождение отклоняющих агентов, или когда отклоняющие агенты 72 растворятся по истечении определенного периода времени вследствие изменений в окружающей их среде (например, при вводе воды).If deviations are necessary during borehole treatment, deflecting agents 72 are used to substantially block some perforations 66. Essentially, blockage occurs when the flow through the perforation 66 is significantly reduced, often indicated by an increase in pressure in the well when the deflecting agent 72 plugs one or more perforations 66. In accordance with this aspect of the present invention, it is preferred that the deflecting agents 72 have a substantially spherical shape y, although other geometries are also possible. The use of deflecting agents 72 of the present invention for blocking certain perforations 66 is accomplished by introducing deflecting agents 72 into the casing 12 at a predetermined point in time during processing. When deflecting agents 72 are introduced into the working fluid upstream of the perforated portions (66) of the casing 12, the agents will be carried into the production lift string 64 or casing 12 by the fluid flow for hydraulic fracturing 70. Once the hydraulic fluid for hydraulic fracturing 70 in the casing reaches the perforated interval, it will flow out through the perforations 66 into the processing intervals 58, 60 and 62. The flow of hydraulic fracturing fluid 70 through the perforations 66 will transfer the deflecting agents 72 to the perforations 66, leading to their placement in the perforations 66. After being placed in the perforations 66, the deflecting agents 72 are held in the perforations 66 due to the presence of a working fluid pressure gradient that exists between the inner side of the casing 54 and the intervals for processing 58, 60 and 62 on the outer side of the casing 54. Deflecting agents 72 preferably have a size that provides essentially clogging Forac 66 when placed in them. The diverting agents for selective plugging of the formation 72 after the aforementioned placement thus effectively close these perforations 66 up to the point in time when the pressure gradient reverses and the diverting agents are released, or when the diverting agents 72 dissolve after a certain period of time due to changes in their environment environment (for example, when entering water).

Отклоняющие агенты 72 будут иметь тенденцию сначала закупоривать перфорации 66, через которые рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта 70 протекает быстрее всего. Предпочтительное закрытие перфораций 66, характеризующихся высоким расходом, 66 имеет тенденцию выравнивать обработку интервалов для обработки 58, 60 и 62 по всему перфорированному интервалу. Для обеспечения максимальной эффективности при размещении в перфорациях 66 отклоняющие агенты 72 должны характеризоваться плотностью, меньшей плотности рабочей жидкости, для обработки 70 в стволе буровой скважины при условиях по температуре и давлению, встречающихся внутри скважины в перфорированной области. В общем случае и в соответствии с данным аспектом настоящего изобретения отклоняющий агент 72 будет иметь, по меньшей мере, по существу внешнюю поверхность, образованную коллагеном или смесью коллагенов. Количество отклоняющих агентов 72, необходимое во время проведения ремонта или обработки буровой скважины, зависит от целей и характеристик индивидуальной буровой скважины и используемой обработки для интенсификации притока и может быть определено специалистом в соответствующей области техники.Deflecting agents 72 will tend to first plug perforations 66 through which hydraulic fracturing fluid 70 flows most rapidly. The preferred closure of perforations 66, characterized by high flow rate, 66 tends to align the processing intervals for processing 58, 60 and 62 throughout the perforated interval. To ensure maximum efficiency when placed in perforations 66, the deflecting agents 72 should be characterized by a density lower than the density of the working fluid for processing 70 in the borehole of the borehole under conditions of temperature and pressure encountered inside the borehole in the perforated region. In the General case and in accordance with this aspect of the present invention, the deflecting agent 72 will have at least essentially an external surface formed by collagen or a mixture of collagen. The number of deflecting agents 72 required during the repair or treatment of a borehole depends on the goals and characteristics of the individual borehole and the treatment used to stimulate the inflow and can be determined by a person skilled in the relevant field of technology.

В практике описанных способов используемые отклоняющий агент или среда, подходящая для отклонения потока рабочих жидкостей в выделенные интервалы для обработки, представляют собой отклоняющий агент настоящего изобретения, включающий частицы субстрата и медленно растворяющийся в воде коллагеновый внешний слой. В одном варианте реализации для того, чтобы уменьшить вероятность расслоения отклоняющего агента и рабочей жидкости, несущей частицы отклоняющего агента, может быть использован вариант данной коллагенсодержащей отклоняющей системы с нейтральной плавучестью. Отклоняющая система с «нейтральной плавучестью» представляет собой систему, в которой частицы отклоняющего агента суспендируют в несущей рабочей жидкости при наличии у них достаточно близких плотности или удельной массы для того, чтобы в результате получить смесь, в которой твердые компоненты отклоняющего агента в системе, по существу, не оседают и не всплывают при статических условиях. Такое расслоение в результате может привести, например, к накоплению отклоняющего агента в одном или нескольких местах в стволе буровой скважины и к забиванию колонны труб в секциях ствола буровой скважины. Кроме того, расслоение в результате может привести к потере отклонения вследствие перемещения отклоняющего агента из интервалов, подлежащих обработке. Отклоняющие системы с нейтральной плавучестью могут оказаться в особенности выгодными в буровых скважинах с большим наклоном ствола или с горизонтальным стволом, где гравитационное расслоение в отклоняющей системе с ненейтральной плавучестью может не позволить реализовать эффективные закупорку или уменьшение проницаемости по всей окружности поверхности пласта, вскрытой в стволе буровой скважины, вследствие, например, миграции отклоняющего агента вверх или вниз в секции с большим наклоном ствола или в горизонтальной секции ствола буровой скважины.In the practice of the described methods, the used diverting agent or a medium suitable for diverting the flow of working fluids to the designated treatment intervals is the diverting agent of the present invention, comprising substrate particles and a collagen outer layer slowly dissolving in water. In one embodiment, in order to reduce the likelihood of separation of the deflecting agent and the working fluid carrying particles of the deflecting agent, a variant of this collagen-containing deflecting system with neutral buoyancy can be used. A “neutral buoyancy” deflecting system is a system in which particles of the deflecting agent are suspended in a carrier working fluid when they have a sufficiently close density or specific gravity to obtain a mixture in which the solid components of the deflecting agent in the system are essentially, do not settle and do not float under static conditions. Such delamination may result, for example, in the accumulation of a deflecting agent in one or more places in the borehole and in blockage of the pipe string in sections of the borehole. In addition, delamination as a result may lead to a loss of deflection due to movement of the deflecting agent from the intervals to be processed. Deflecting systems with neutral buoyancy can be particularly advantageous in boreholes with a large inclination of the bore or with a horizontal wellbore, where gravity separation in a deflecting system with non-neutral buoyancy may not allow effective blockage or reduction of permeability around the entire circumference of the reservoir surface exposed in the borehole wells, due to, for example, migration of a deflecting agent up or down in a section with a large inclination of the barrel or in a horizontal section of the barrel b rovoy well.

Отклоняющие агенты, которые можно использовать, включают отклоняющие агенты настоящего изобретения, имеющие медленно растворяющееся в воде внешнее покрытие, индивидуально или в комбинации с любым агентом для избирательной закупорки пласта (например, растворимым в масле, растворимым в кислоте и так далее), подходящим для использования при отклонении последующих рабочих жидкостей для обработки в интервалы, с пониженной приемистостью. Одним подходящим для использования отклоняющим агентом в соответствии с настоящим изобретением является отклоняющий агент, которым, по существу, является коллаген. Примеры подходящих для использования отклоняющих агентов, которые можно объединять с отклоняющим агентом настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: хлопья бензойной кислоты, воск (такой как «Divert VI», доступный в компании BJ Services), гильсонит или юинтаит цементной марки, полимеры (в том числе нижеследующие, но не ограничиваясь только ими: природные полимеры, такие как гуаровая камедь, или синтетические полимеры, такие как полиакрилат), каменная соль и тому подобное. Другие типы подходящих для использования агентов для избирательной закупорки пласта, которые можно использовать, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: растворимые в кислоте агенты для избирательной закупорки пласта, такие как те, что описываются в патенте США № 3353874, и частицы фталимида, такие как те, что описываются в патенте США № 4444264.Directional agents that can be used include the diverting agents of the present invention, having a slowly water-soluble external coating, individually or in combination with any selective plugging agent (e.g., oil soluble, acid soluble, etc.) suitable for use with the deviation of subsequent working fluids for processing at intervals with reduced throttle response. One suitable diverting agent for use in accordance with the present invention is a diverting agent, which is essentially collagen. Examples of suitable diverting agents that can be combined with the diverting agent of the present invention include, but are not limited to: benzoic acid flakes, wax (such as "Divert VI" available from BJ Services), cement grade gilsonite or uintaite polymers (including the following, but not limited to: natural polymers such as guar gum, or synthetic polymers such as polyacrylate), rock salt and the like. Other types of suitable selective plugging agents that can be used include, but are not limited to: acid-soluble selective plugging agents, such as those described in US Pat. No. 3,353,874, and phthalimide particles such as those described in US patent No. 4444264.

В одном варианте реализации настоящего изобретения может быть использован любой тип несущей рабочей жидкости, характеризующейся плотностью, подходящей для использования при получении системы отклоняющего агента с нейтральной плавучестью, в том числе природный или синтетический рассолы (такие как KCl-вода и тому подобное) и несущие рабочие жидкости, включающие гелеобразователи (такие как обычные или синтетические полимеры) или другие утяжелители, известные на современном уровне техники. Гильсонит цементной марки (также известный под наименованием «Uintate») представляет собой природный ассортимент асфальтов, которые измельчают и сортируют до получения многофракционных частиц. Данную композицию отклоняющего агента на буровой площадке можно смешивать со специальной химически модифицированной пресной водой (водой, содержащей, например, от приблизительно 0,05% до приблизительно 1% смачивающего поверхностно-активного вещества) для диспергирования гильсонита и необязательно с утяжелителем (включающим нижеследующее, но не ограничивающимся только им: соли, такие как KCl, NH₄Cl, NaCl, CaCl₂ и тому подобное) для регулирования плотности и/или стабилизации глин в пласте и с гелеобразователем (полимером, таким как гуаровая камедь, гидроксипропиловое производное гуаровой камеди, карбоксиметилгидроксипропиловое производное гуаровой камеди, карбоксиметилгидроксиэтиловое производное целлюлозы, ксантановая камедь, карбоксиметиловое производное целлюлозы и тому подобное) для регулирования вязкости и/или уменьшения сопротивления течению.In one embodiment of the present invention, any type of carrier fluid may be used having a density suitable for use in preparing a neutral buoyancy diverting agent system, including natural or synthetic brines (such as KCl-water and the like) and carrier fluids liquids including gelling agents (such as conventional or synthetic polymers) or other weighting agents known in the art. Cement grade gilsonite (also known as “Uintate”) is a natural assortment of asphalts that are crushed and sorted into multi-fraction particles. This diverting agent composition at the wellsite can be mixed with special chemically modified fresh water (water containing, for example, from about 0.05% to about 1% wetting surfactant) to disperse gilsonite and optionally with a weighting agent (including the following, but not limited to them only: salts, such as KCl, NH ₄ Cl, NaCl, CaCl ₂ and the like) to control the density and / or stabilization of clays in the formation and with a gelling agent (polymer, such as guar gum, hydroxypropyl guar gum derivative, carboxymethyl hydroxypropyl guar gum derivative, carboxymethyl hydroxyethyl cellulose derivative, xanthan gum, carboxymethyl cellulose derivative and the like) to control viscosity and / or reduce flow resistance.

Отклоняющий агент настоящего изобретения предпочтительно присутствует в несущей рабочей жидкости с концентрациями в диапазоне от приблизительно 0,001 фунта на один галлон до приблизительно 10 фунтов на один галлон несущей жидкости, но также могут быть использованы и концентрации вне данного диапазона. Наиболее предпочтительные концентрации отклоняющих агентов находятся в диапазоне от приблизительно 0,01 до приблизительно 6 фунтов на один галлон несущей рабочей жидкости. Концентрации отклоняющего агента, меньшие приблизительно 0,001 фунта на один галлон, не обеспечат легкой закупорки пластов в случае использования в объемах несущих рабочих жидкостей, которые обычно доступны на буровой площадке нефтяной буровой скважины. Для обеспечения надлежащей закупорки пластов при концентрациях, меньших 0,001 фунта на один галлон, потребуются последовательно все более значительные объемы несущей рабочей жидкости.The diverting agent of the present invention is preferably present in a carrier fluid with concentrations ranging from about 0.001 pounds per gallon to about 10 pounds per gallon of carrier fluid, but concentrations outside this range can also be used. Most preferred concentrations of deflecting agents are in the range of from about 0.01 to about 6 pounds per gallon of carrier fluid. Concentrations of diverting agents of less than approximately 0.001 pounds per gallon will not provide for easy plugging of reservoirs when used in bulk carrier fluids that are typically available at an oil well borehole. To ensure proper plugging of formations at concentrations less than 0.001 pounds per gallon, progressively larger volumes of carrier fluid will be required.

Концентрации отклоняющего агента, превышающие приблизительно 10 фунтов на один галлон, в ощутимой степени не будут увеличивать эффективность отклонения потока рабочей жидкости для обработки и поэтому не особенно желательны при реализации настоящего изобретения.Concentrations of a deflecting agent in excess of about 10 pounds per gallon will not appreciably increase the efficiency of the deflection of the treatment fluid and are therefore not particularly desirable in the practice of the present invention.

Несущая жидкость обычно образована из воды, рассола, водных растворов кислоты или гелеобразных растворов кислоты. Гелеобразование в растворах кислоты можно вызывать при помощи целлюлоз, камедей, полисахаридов, полиакриламидов, алкоксилированных жирных аминов и их смесей.The carrier fluid is usually formed from water, brine, aqueous acid solutions or gel acid solutions. Gelation in acid solutions can be caused by celluloses, gums, polysaccharides, polyacrylamides, alkoxylated fatty amines and mixtures thereof.

Когда будет начата обработка, отклоняющий агент к несущей рабочей жидкости можно будет добавлять непрерывно по мере того, как рабочую жидкость для обработки будут закачивать в ствол буровой скважины, или же к несущей рабочей жидкости его можно будет добавлять в интервалах между стадиями обработки. Например, в методиках кислотной обработки отклоняющий агент можно добавлять к рабочей жидкости для кислотной обработки непрерывно. Таким образом отклоняющий агент будет последовательно закупоривать части пласта, подвергаемого обработке, тем самым препятствуя стремлению кислоты перетекать только в наиболее проницаемые части пласта и вместо этого формируя пласт, подвергнутый равномерной кислотной обработке. В случае постадийного закачивания рабочей жидкости для обработки за первой стадией следует ввод объема отклоняющего материала, образованного несущей рабочей жидкостью, обычно подвергнутой гелеобразованию или эмульгированной водой, или кислотой, содержащей закупоривающий агент. Отклоняющий агент закупоривает часть пласта, в который проникла рабочая жидкость для обработки первой стадии. После этого в еще одну часть пласта закачивают рабочую жидкость для обработки второй стадии. Для получения пласта, подвергнутого равномерной кислотной обработке, можно продолжить чередование объемов рабочей жидкости для обработки и материала для избирательной закупорки пласта. Несмотря на то, что при обработках для гидравлического разрыва пласта можно использовать ту же самую методику непрерывного ввода отклоняющего агента в несущую рабочую жидкость, в ходе проведения операций по гидравлическому разрыву пласта отклоняющего агента обычно добавляют к несущей рабочей жидкости партиями.When treatment is started, the deflecting agent can be added continuously to the carrier working fluid as the treatment fluid is pumped into the borehole of the borehole, or it can be added to the carrier working fluid at intervals between processing steps. For example, in acid treatment techniques, a diverting agent can be added to the acid treatment fluid continuously. In this way, the diverting agent will sequentially plug parts of the formation being treated, thereby preventing acid from flowing only into the most permeable parts of the formation, and instead forming the formation subjected to uniform acid treatment. In the case of stepwise injection of the working fluid for processing, the first stage is followed by the input of the volume of the deflecting material formed by the carrier working fluid, usually gelled or emulsified water, or an acid containing a plugging agent. The diverting agent clogs the portion of the formation into which the working fluid has penetrated to treat the first stage. After that, in another part of the reservoir pumped working fluid for processing the second stage. To obtain a formation subjected to uniform acid treatment, it is possible to continue the alternation of volumes of the working fluid for processing and material for selective plugging of the formation. Although hydraulic fracturing treatments can use the same technique for continuously injecting the diverting agent into the carrier fluid, during the fracturing operations, the diverting agent is usually added in batches to the carrier fluid.

Жидкость для гидравлического разрыва пласта, как известно, преимущественно перетекает в ту часть подземного пласта, которая легче всего принимает жидкость. После гидравлического разрыва данной части пласта к жидкости для гидравлического разрыва пласта можно добавлять закупоривающий агент для того, чтобы он закупорил бы часть пласта, уже подвергнутую гидравлическому разрыву. Поскольку рабочая жидкость для гидравлического разрыва пласта преимущественно перетекает в зону трещины, она вместе с собой будет переносить закупоривающий агент. Таким образом, зона, подвергнутая гидравлическому разрыву пласта, будет закупорена, и поток рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта будет отклонен от наиболее проницаемой части пласта, которая все еще будет принимать рабочие жидкости.Fluid for hydraulic fracturing, as you know, mainly flows into the part of the underground reservoir, which is easiest to receive fluid. After hydraulic fracturing of a given part of the formation, a plugging agent may be added to the hydraulic fracturing fluid to clog a portion of the formation already subjected to hydraulic fracturing. Since the hydraulic fracturing fluid mainly flows into the fracture zone, it will carry the plugging agent along with it. Thus, the area subjected to hydraulic fracturing will be blocked, and the flow of hydraulic fluid for hydraulic fracturing will be deflected from the most permeable part of the reservoir, which will still receive working fluids.

Реализацию данного способа гидравлического разрыва пласта и избирательной закупорки пласта в одном аспекте настоящего изобретения можно повторить для получения нескольких трещин. The implementation of this method of hydraulic fracturing and selective plugging of the reservoir in one aspect of the present invention can be repeated to obtain several cracks.

Отклоняющий агент удаляют из пласта в результате сублимации отклоняющего агента или в результате солюбилизации отклоняющего агента под действием добываемых флюидов. Увеличение температур пласта в результате приводит к получению большей скорости растворения или сублимации отклоняющего агента. Например, было обнаружено то, что при приблизительно 250°F приблизительно 80 массовых процентов слегка растворяющегося в воде коллагена будет сублимироваться в течение 24 часов, в то время как при 300°F в течение 24 часов будут сублимироваться приблизительно 95 массовых процентов, а при температуре, равной приблизительно 400°F, в течение приблизительно 24 часов будут сублимироваться/растворяться приблизительно 99% слегка растворяющегося в воде коллагена. Это демонстрирует увеличение скорости сублимации/растворения отклоняющего агента при увеличении температуры пласта.The diverting agent is removed from the formation by sublimation of the diverting agent or by solubilization of the diverting agent under the action of produced fluids. An increase in formation temperature results in a higher dissolution or sublimation rate of the diverting agent. For example, it was found that at approximately 250 ° F, approximately 80 weight percent of collagen slightly soluble in water will sublimate within 24 hours, while at 300 ° F approximately 95 weight percent will be sublimated within 24 hours, and at temperature equal to approximately 400 ° F, approximately 99% of slightly water-soluble collagen will sublimate / dissolve within approximately 24 hours. This demonstrates an increase in the rate of sublimation / dissolution of the diverting agent with increasing formation temperature.

Следующие далее примеры включаются для демонстрации предпочтительных вариантов реализации изобретения. Специалисты в соответствующей области техники должны понимать то, что методики, описанные в примерах, которые следуют далее, представляют собой методики, которые, как было обнаружено изобретателями, хорошо работают при практической реализации изобретения, и таким образом они могут рассматриваться как образующие предпочтительные варианты его реализации на практике. Однако в свете настоящего описания специалисты в соответствующей области техники должны понимать то, что в конкретные варианты реализации, которые описываются, может быть внесено множество изменений, которые все еще будут приводить к подобному или похожему результату без отклонения от объема изобретения.The following examples are included to demonstrate preferred embodiments of the invention. Specialists in the relevant field of technology should understand that the methods described in the examples that follow are methods that, as discovered by the inventors, work well in the practical implementation of the invention, and thus they can be considered as forming the preferred options for its implementation on practice. However, in the light of the present description, specialists in the relevant field of technology should understand that many specific changes can be made to the specific embodiments that are described, which will still lead to a similar or similar result without deviating from the scope of the invention.

ПРИМЕРЫEXAMPLES

Пример 1: Прогностический примерExample 1: Predictive Example

Следующий далее прогностический пример описывает способ того, как растворимое покрытие на расклинивающем наполнителе или наполнителях настоящего изобретения можно использовать для отклонения направления роста трещины и увеличения трещин в продуктивной зоне нефтяной или газовой буровой скважины. Первичное назначение расклинивающего наполнителя с нанесенным растворимым покрытием заключается в определении верхней и нижней границ в полученной при гидравлическом разрыве пласта вертикальной трещине таким образом, чтобы основное направление роста продолжало бы соответствовать направлению в длину изнутри наружу от ствола буровой скважины. Данная дополнительная длина проводящей трещины способствует дренированию дополнительных областей продуктивного пласта, что в результате наличия большей длины трещины делает возможными улучшение добычи нефти, газа и/или утилизации воды и формирование более значительных расходов.The following prognostic example describes a method of how a proppant soluble coating or fillers of the present invention can be used to divert the direction of crack growth and to increase cracks in a productive zone of an oil or gas well. The primary purpose of a proppant with a soluble coating is to determine the upper and lower boundaries in the vertical fracture resulting from hydraulic fracturing so that the main direction of growth continues to correspond to the direction in length from the inside out to the borehole. This additional length of the conductive crack contributes to the drainage of additional areas of the reservoir, which, as a result of the greater length of the crack, makes it possible to improve oil, gas and / or water utilization and the formation of more significant costs.

При использовании материалов расклинивающих наполнителей с нанесенным растворимым покрытием настоящего изобретения можно осуществить следующие далее стадии.When using proppant materials with a soluble coating applied to the present invention, the following steps can be carried out.

1. При использовании маловязкой рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта устанавливают расход при нагнетании для гидравлического разрыва пласта.1. When using a low-viscosity hydraulic fluid for hydraulic fracturing, the flow rate for injection for hydraulic fracturing is established.

2. Расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием, такой как скорлупа грецких орехов с нанесенным покрытием из сшитого коллагена, боксит с нанесенным покрытием из сшитого коллагена или комбинация обоих данных вариантов, добавляют в ванну смесителя для того, чтобы получить суспензию в рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта.2. Soluble coated proppants, such as crosslinked collagen coated walnuts, crosslinked collagen coated bauxite, or a combination of both of these options, are added to the mixer bath to form a slurry in hydraulic fracturing fluid layer.

3. Рабочую жидкость для гидравлического разрыва пласта, включающую расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием, закачивают внутрь скважины. Первая часть суспензии поступает в первоначальную трещину, забирая основную часть рабочей жидкости. В результате жидкость медленно закупоривает границы сформированной трещины благодаря использованию растворимого отклоняющего агента, такого как коллаген, который медленно размягчается и набухает в рабочей жидкости.3. Hydraulic fracturing fluid, including a proppant with a soluble coating, is pumped into the well. The first part of the suspension enters the initial crack, taking the main part of the working fluid. As a result, the liquid slowly clogs the boundaries of the formed crack through the use of a soluble deflecting agent, such as collagen, which slowly softens and swells in the working fluid.

4. Как только в первой трещине расход уменьшится или значительно понизится, начнет нарастать давление вплоть до того момента, когда еще одна линия тока, трещина или зона начнет принимать суспензию, содержащую расклинивающий наполнитель с нанесенным растворимым покрытием.4. As soon as the flow rate in the first crack decreases or decreases significantly, pressure begins to build up until the moment when another flow line, crack or zone begins to receive a suspension containing proppant with a soluble coating.

5. В том случае, когда расклинивающим наполнителем с нанесенным растворимым покрытием должны быть ограничены как верхняя, так и нижняя части трещины, предпочтительным будет использование двух различных плотностей расклинивающего наполнителя. Например, на частицы боксита высокой плотности наносят растворимое коллагеновое покрытие, которое медленно размягчается и набухает тогда, когда при гидравлическом разрыве пласта они опускаются в нижнюю часть сформированной вертикальной трещины. Для замедления роста в вертикальной трещине вверх к нагнетаемой рабочей жидкости добавляют второй расклинивающий наполнитель низкой плотности, такой как скорлупа грецких орехов с нанесенным растворимым покрытием. Когда нагнетаемая рабочая жидкость достигнет пласта, расклинивающий наполнитель с нанесенным покрытием из растворимого материала низкой плотности будет всплывать в вертикальной трещине и уменьшать потери рабочей жидкости и рост в направлении снизу вверх.5. In the case where the proppant with the applied soluble coating should be limited to both the upper and lower parts of the crack, it will be preferable to use two different densities of the proppant. For example, a soluble collagen coating is applied to high-density bauxite particles, which slowly softens and swells when they drop into the lower part of the formed vertical fracture during hydraulic fracturing. To slow growth in a vertical crack upwards, a second low density proppant, such as a walnut shell with a coated coating, is added to the injected working fluid. When the injected working fluid reaches the formation, a proppant coated with a low-density soluble material will float in a vertical crack and reduce the loss of working fluid and growth from the bottom up.

6. Поскольку в трещину все еще продолжают нагнетание рабочей жидкости при расходе и давлении, превышающими расход и давление для гидравлического разрыва пласта, трещина продолжит расти в направлении от ствола буровой скважины, и регулирование роста трещины будут осуществлять при регулировании расхода рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта. Нагнетание продолжают до тех пор, пока обычный расклинивающий наполнитель не заполнит трещину, давление не достигнет предварительно заданного предела, или до тех пор, пока не добьются нагнетания общего запланированного объема.6. Since the injection of fluid is still continued at a flow rate and pressure exceeding the flow rate and pressure for hydraulic fracturing, the fracture will continue to grow away from the borehole, and the growth of the fracture will be controlled by adjusting the flow rate of hydraulic fracturing . The injection is continued until the conventional proppant fills the crack, the pressure reaches a predetermined limit, or until they achieve the injection of the total planned volume.

7. Как только рост вверх и вниз уменьшится, в пласт начинают нагнетать стандартные расклинивающие наполнители с нанесенным нерастворимым покрытием, такие как песок Ottawa Sand (20/40), керамика или любое количество расклинивающих наполнителей с нанесенным смоляным покрытием. Закачивание продолжают до тех пор, пока в сформированных трещинах не будет размещено все количество указанного расклинивающего наполнителя (или расклинивающих наполнителей).7. Once growth is reduced up and down, standard proppants with an insoluble coating such as Ottawa Sand (20/40) sand, ceramic, or any number of resin proppants begin to be injected into the formation. Injection is continued until the entire amount of said proppant (or proppants) is placed in the formed cracks.

8. Буровую скважину останавливают, а закачивающее оборудование извлекают.8. The borehole is stopped, and the pumping equipment is removed.

9. Буровую скважину возвращают в эксплуатацию, а растворимое коллагеновое покрытие на скорлупе грецких орехов или боксите удаляется, поскольку растворимое покрытие на расклинивающем наполнителе вода в пласте с течением времени растворяет.9. The borehole is returned to operation, and the soluble collagen coating on the walnut shell or bauxite is removed, since the soluble coating on the proppant dissolves the water in the formation over time.

Пример 2: Методика определения скорости и степени растворения полимераExample 2: Methodology for determining the rate and degree of dissolution of the polymer

На песчаный субстрат наносили покрытия из различных водорастворимых полимеров:Coatings of various water-soluble polymers were applied to the sandy substrate:

Химическое наименование Chemical name Торговое наименование Trade name Поставщик Provider Поли(этилен)оксид Poly (ethylene) oxide WSR 80 WSR 80 Dow Chemicals Dow chemicals Поли(пропилен)оксид Poly (propylene) oxide WSRN 750 WSRN 750 Dow Chemicals Dow chemicals Поли(пропилен)оксид Poly (propylene) oxide UCAR309 UCAR309 Dow Chemicals Dow chemicals Поли(молочная кислота) Poly (lactic acid) PLA6551-D PLA6551-D E&M specialties E&M specialties Поли(молочная кислота) Poly (lactic acid) PLA5600 PLA5600 E&M specialties E&M specialties Поли(винилацетат/виниловый спирт) Poly (vinyl acetate / vinyl alcohol) PVA/Hydrolene PVA / Hydrolene Idroplax Inc. Idroplax Inc. Коллаген 1 Collagen 1 Glue 512 Glue 512 Milligans и Higgins Milligans and Higgins Коллаген 2 Collagen 2 GM Bond GM bond Hormel foods Hormel foods

После этого для определения скорости и степени растворимости использовали следующую далее методику испытаний.After that, the following test procedure was used to determine the rate and degree of solubility.

Определяют совокупную массу полимера на песке при использовании обычной методики ППП. К 1 литру воды добавляют 500 граммов песка с нанесенным покрытием. Берут 400 мм фильтровальной бумаги и взвешивают ее на аналитических весах вплоть до 4 десятичного разряда. Подготавливают аппарат для вакуумного фильтрования, используя 400 мм фильтровальной бумаги, перфорированную керамическую воронку, 2-литровую колбу Эрленмейера с боковым отверстием, соединенным с вакуумным насосом резиновой трубкой. Суспензию, включающую песок с нанесенным покрытием и воду, фильтруют через 400 мм фильтровальной бумаги по истечении каждого интервала продолжительностью в одну минуту. Песок с нанесенным покрытием не забывают добавлять обратно в «отфильтрованную» воду. После завершения фильтрования фильтровальную бумагу с перфорированной воронки удаляют и дают ей высохнуть, храня ее в эксикаторе. Фильтровальную бумагу взвешивают. Это объединенная масса растворенного полимера и фильтровальной бумаги, и таким образом она должна превышать массу фильтровальной бумаги до ее использования в процессе фильтрования. % растворенного полимера рассчитывают при использовании следующей далее формулы:Determine the total mass of the polymer in the sand using the usual IFR technique. To 1 liter of water add 500 grams of coated sand. Take 400 mm of filter paper and weigh it on an analytical balance up to 4 decimal places. An apparatus for vacuum filtration is prepared using 400 mm filter paper, a perforated ceramic funnel, a 2-liter Erlenmeyer flask with a side opening connected to a vacuum pump by a rubber tube. The suspension, including coated sand and water, is filtered through 400 mm of filter paper after each interval of one minute. Sand with the coating do not forget to add back to the "filtered" water. After filtering is complete, the filter paper from the perforated funnel is removed and allowed to dry, storing it in a desiccator. Filter paper is weighed. This is the combined mass of dissolved polymer and filter paper, and thus it must exceed the mass of filter paper before it is used in the filtering process. % dissolved polymer is calculated using the following formula:

Х = ((С-В)/А)х100,X = ((C-B) / A) x100,

где Х = процентное содержание растворенного полимера,where X = the percentage of dissolved polymer,

А = масса (г) полимера на зернах песка,A = mass (g) of polymer on grains of sand,

В = масса (г) фильтра до процесса фильтрования,B = mass (g) of the filter before the filtering process,

С = масса (г) фильтра после процесса фильтрования.C = mass (g) of the filter after the filtering process.

Частицы, которые набухают, а потом растворяются Particles that swell and then dissolve Частицы, которые растворяются без набухания Particles that dissolve without swelling UCAR309 UCAR309 WSR 80 WSR 80 COLLAGEN 1 COLLAGEN 1 WSRN750 WSRN750 COLLAGEN 2 COLLAGEN 2 PLA 6551-D PLA 6551-D   PLA 5600 PLA 5600

Результаты данной методики испытаний заключались в том, что полиэтиленоксид (WSR 80 от компании Dow Chemical) достигает полного растворения при 80°F в течение приблизительно 300 минут, при 150°F для этого требуется приблизительно 180 минут, а при 200°F для этого требуется приблизительно 90 минут.The results of this test procedure were that polyethylene oxide (WSR 80 from Dow Chemical) achieves complete dissolution at 80 ° F for approximately 300 minutes, at 150 ° F it takes approximately 180 minutes, and at 200 ° F it requires about 90 minutes.

То же самое испытание проводили при использовании еще одного полимера. Данные результаты продемонстрировали то, что полимерный полипропиленоксид (WSRN 750 от компании Dow Chemical) достигает полного растворения при 80°F в течение приблизительно 390 минут, при 150°F для этого требуется приблизительно 320 минут, а при 200°F для полного растворения требуется приблизительно 245 минут.The same test was carried out using another polymer. These results demonstrate that polymer polypropylene oxide (WSRN 750 from Dow Chemical) achieves complete dissolution at 80 ° F for approximately 390 minutes, at 150 ° F it takes approximately 320 minutes, and at 200 ° F approximately 245 minutes.

Полимеры, которые набухают, демонстрируют 100%-ную растворимость в течение 30 минут, но анализ по методу микроскопии выявил удерживание на фильтровальной бумаге вследствие набухания, а не вследствие растворения. Образование гелеобразной массы и заметное увеличение объема суспензии песок/вода свидетельствуют о набухании полимера, а не о растворении полимера.Polymers that swell show 100% solubility within 30 minutes, but microscopic analysis revealed retention on filter paper due to swelling rather than dissolution. The formation of a gel-like mass and a noticeable increase in the volume of the sand / water suspension indicate the swelling of the polymer, and not the dissolution of the polymer.

В свете настоящего описания все композиции, методы и/или способы, описанные и заявленные в настоящем документе, могут быть реализованы и осуществлены без излишнего экспериментирования. В то время, как композиции и способы данного изобретения были описаны на примере предпочтительных вариантов реализации, специалисту в соответствующей области техники должно быть очевидно то, что без отклонения от концепции и объема изобретения в композиции, методы и/или способы и в стадии или в последовательность стадий методов, описанных в настоящем документе, могут быть внесены изменения. Говоря более конкретно, должно быть очевидно то, что агенты, описанные в настоящем документе, могут быть заменены определенными агентами, которые им родственны как химически, так и физиологически, при одновременном получении тех же самых или подобных результатов. Все такие подобные замещения и модифицирования, очевидные специалисту в соответствующей области техники, рассматриваются как попадающие в объем и концепцию изобретения.In the light of the present description, all compositions, methods and / or methods described and claimed in this document can be implemented and implemented without undue experimentation. While the compositions and methods of the present invention have been described using preferred embodiments as an example, it should be obvious to a person skilled in the art that without deviating from the concept and scope of the invention, the compositions, methods and / or methods and in the step or sequence stages of the methods described herein are subject to change. More specifically, it should be obvious that the agents described herein can be replaced by certain agents that are related to them both chemically and physiologically, while obtaining the same or similar results. All such similar substitutions and modifications, obvious to a person skilled in the relevant field of technology, are considered to fall within the scope and concept of the invention.

Claims (16)

1. Отклоняющая жидкость для временной закупорки верхней и нижней частей обрабатываемого интервала в подземной формации путем подачи отклоняющей жидкости в отверстия, определяемые буровой скважиной, находящиеся в гидравлическом соединении с обрабатываемым интервалом, причем отклоняющая жидкость включает водную несущую жидкость, по существу, состоящую из воды, в которой диспергированы частицы первого отклоняющего агента и частицы второго отклоняющего агента, где частицы каждого из первого и второго отклоняющих агентов включают частицы субстрата расклинивающего наполнителя, имеющие водорастворимое полимерное покрытие, причем частицы первого отклоняющего агента имеют плотность, большую, чем плотность водной несущей жидкости, тогда как частицы второго отклоняющего агента имеют плотность, меньшую, чем плотность водной несущей жидкости, где водорастворимые полимеры частиц каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из коллагена типа I, коллагена типа II, коллагена типа III, коллагена типа IV, коллагена типа V и их смесей.1. Deflecting fluid for temporarily blocking the upper and lower parts of the treated interval in the subterranean formation by supplying the deflecting fluid to the holes defined by the borehole, which are in fluid communication with the treated interval, the deflecting fluid comprising an aqueous carrier fluid essentially consisting of water, in which the particles of the first deflecting agent and the particles of the second deflecting agent are dispersed, where the particles of each of the first and second deflecting agents include particles proppant substrates having a water-soluble polymer coating, wherein the particles of the first deflecting agent have a density greater than that of the aqueous carrier fluid, while the particles of the second deflecting agent have a density lower than the density of the aqueous carrier fluid, where water-soluble polymers of the particles of each of the first and the second deflecting agents are independently selected from the group consisting of type I collagen, type II collagen, type III collagen, type IV collagen, type V collagen, and mixtures thereof. 2. Отклоняющая жидкость по п.1, где несущая жидкость является, по меньшей мере, одной из воды, рассола, водного раствора кислоты и гелеобразного раствора кислоты.2. The diverting liquid according to claim 1, where the carrier liquid is at least one of water, brine, an aqueous acid solution and a gel-like acid solution. 3. Отклоняющая рабочая жидкость по п.1 или 2, где плотность частиц первого отклоняющего агента в достаточной степени больше, чем плотность несущей жидкости, чтобы частицы первого отклоняющего агента, вводимого в обрабатываемый интервал из буровой скважины, могли оседать в нижнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную нижнюю границу, по существу, закупоривающую нижнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту нижнюю границу, а плотность частиц второго отклоняющего агента в достаточной степени меньше, чем плотность несущей жидкости, чтобы частицы первого отклоняющего агента, вводимого в обрабатываемый интервал из буровой скважины, могли подниматься в верхнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную верхнюю границу, по существу, закупоривающую верхнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту верхнюю границу.3. The deflecting working fluid according to claim 1 or 2, where the particle density of the first deflecting agent is sufficiently higher than the density of the carrier fluid so that the particles of the first deflecting agent introduced into the treatment interval from the borehole can settle to the lower part of the treatment interval, forming a temporary lower boundary, essentially clogging the lower part of the treated interval with respect to the fluid flow through this lower boundary, and the particle density of the second deflecting agent is sufficiently m lower than the density of the carrier fluid, so that the particles of the first deflecting agent introduced into the treatment interval from the borehole can rise to the upper part of the treated interval, forming a temporary upper boundary, essentially clogging the upper part of the treated interval with respect to the fluid flow through this upper the border. 4. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из расклинивающих наполнителей из природного материала, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей и их смесей, причем субстраты из частиц расклинивающего наполнителя первого и второго отклоняющих агентов отличны друг от друга.4. The deflecting liquid according to claim 1, where the particles of the proppant substrate of each of the first and second deflecting agents are independently selected from the group consisting of proppants from natural material, silica proppants, ceramic proppants, metal organic proppants and mixtures thereof, and substrates of proppant particles of the first and second deflecting agents are different from others ha. 5. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, одного из отклоняющих агентов представляют собой расклинивающий наполнитель с нанесенным смоляным покрытием.5. Deflecting liquid according to claim 1, where the particles of the substrate proppant, at least one of the deflecting agents are proppants with a resin coating. 6. Отклоняющая жидкость по п. 1, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов имеют размер частиц в диапазоне от приблизительно 3 меш до приблизительно 200 меш.6. The deflecting liquid according to claim 1, wherein the proppant substrate particles of each of the first and second deflecting agents have a particle size in the range of from about 3 mesh to about 200 mesh. 7. Отклоняющая жидкость по п.1, где частицы, по меньшей мере, одного из первого и второго отклоняющих агентов дополнительно содержат водонерастворимый полимер.7. Deflecting liquid according to claim 1, where the particles of at least one of the first and second deflecting agents further comprise a water-insoluble polymer. 8. Отклоняющая жидкость по п.7, где водонерастворимый полимер выбран из фенолоальдегидных новолачных полимеров и фенолоальдегидных резольных полимеров.8. The diverting liquid according to claim 7, where the water-insoluble polymer is selected from phenol-aldehyde novolac polymers and phenol-aldehyde resole polymers. 9. Отклоняющая жидкость по п.1, где интервалом может быть единственный интервал или множество интервалов.9. The diverting liquid according to claim 1, where the interval may be a single interval or multiple intervals. 10. Способ подготовки обрабатываемого интервала в подземном пласте для гидравлического разрыва пласта для повышения интенсификации притока из обрабатываемого интервала путем гидравлического разрыва, включающий закачивание отклоняющей жидкости по п.1 в обрабатываемый интервал, что приводит к тому, что
(a) частицы первого отклоняющего агента оседают в нижнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную нижнюю границу, по существу, закупоривающую нижнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту нижнюю границу,
(b) а частицы второго отклоняющего агента поднимаются в верхнюю часть обрабатываемого интервала, формируя временную верхнюю границу, по существу, закупоривающую верхнюю часть обрабатываемого интервала по отношению к потоку жидкости через эту верхнюю границу.10. The method of preparing the treated interval in the underground reservoir for hydraulic fracturing to increase the intensification of the inflow from the treated interval by hydraulic fracturing, including pumping the deflecting fluid according to claim 1 into the processed interval, which leads to the fact that
(a) particles of the first deflecting agent settle to the lower part of the treated interval, forming a temporary lower boundary, essentially clogging the lower part of the treated interval with respect to the fluid flow through this lower boundary,
(b) and the particles of the second deflecting agent rise to the upper part of the treatment interval, forming a temporary upper boundary, essentially clogging the upper part of the treatment interval with respect to the fluid flow through this upper boundary. 11. Способ по п.10, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов независимо выбирают из группы, состоящей из расклинивающих наполнителей из природного материала, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей и их смесей, причем субстраты из частиц расклинивающего наполнителя первого и второго отклоняющих агентов отличны друг от друга.11. The method of claim 10, where the particles of the proppant substrate of each of the first and second deflecting agents are independently selected from the group consisting of proppants from natural material, silica proppants, ceramic proppants, synthetic organic proppants, and mixtures thereof, and substrates of proppant particles of the first and second deflecting agents are different from each other. 12. Способ по п.11, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя, по меньшей мере, одного из отклоняющих агентов представляют собой расклинивающий наполнитель с нанесенным смоляным покрытием.12. The method according to claim 11, where the particles of the substrate proppant, at least one of the deflecting agents are proppant with a resin coating. 13. Способ по п.10, где частицы субстрата расклинивающего наполнителя каждого из первого и второго отклоняющих агентов имеют размер частиц в диапазоне от приблизительно 3 меш до приблизительно 200 меш.13. The method of claim 10, where the proppant substrate particles of each of the first and second deflecting agents have a particle size in the range of from about 3 mesh to about 200 mesh. 14. Способ по п.10, где частицы, по меньшей мере, одного из первого и второго отклоняющих агентов дополнительно содержат водонерастворимый полимер.14. The method of claim 10, where the particles of at least one of the first and second deflecting agents further comprise a water-insoluble polymer. 15. Способ по п.14, где водонерастворимый полимер выбран из фенолоальдегидных новолачных полимеров и фенолоальдегидных резольных полимеров.15. The method of claim 14, wherein the water-insoluble polymer is selected from phenol-aldehyde novolac polymers and phenol-aldehyde resole polymers. 16. Способ по п.10, где интервалом может быть единственный интервал или множество интервалов. 16. The method of claim 10, where the interval may be a single interval or multiple intervals.

Images