RU2742382C1 - Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины - Google Patents

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

Info

Publication number
RU2742382C1
RU2742382C1 RU2019135958A RU2019135958A RU2742382C1 RU 2742382 C1 RU2742382 C1 RU 2742382C1 RU 2019135958 A RU2019135958 A RU 2019135958A RU 2019135958 A RU2019135958 A RU 2019135958A RU 2742382 C1 RU2742382 C1 RU 2742382C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
degradable
well
suspension
formation
particles
Prior art date
Application number
RU2019135958A
Other languages
English (en)
Inventor
Елена Владимировна Данилевич
Сергей Дмитриевич Пархонюк
Никита Юрьевич Силко
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Application granted granted Critical
Publication of RU2742382C1 publication Critical patent/RU2742382C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/44—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing organic binders only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
    • C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/12—Packers; Plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
    • E21B33/146—Stage cementing, i.e. discharging cement from casing at different levels
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/261—Separate steps of (1) cementing, plugging or consolidating and (2) fracturing or attacking the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
    • E21B2200/08—Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при стимулировании подземного пласта с помощью операций гидравлического разрыва пласта, в частности при временной изоляции трещин гидравлического разрыва пласта, при повторном гидравлическом разрыве пласта, а также при глушении скважин. Способ временной изоляции интервала скважины включает закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя. Закачивают в скважину вторую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину. Для оптимальной изоляции интервала объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1. Также предложены способ повторного гидроразрыва в интервале с несколькими трещинами ГРП и способ щадящего глушения скважины. Техническим результатом является снижение кольматации пласта и деградация образованного изолирующего слоя. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 7 табл., 1 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при стимулировании подземного пласта с помощью операций гидравлического разрыва пласта, в частности, при временной изоляции трещин гидравлического разрыва пласта, при повторном гидравлическом разрыве пласта, а также при глушении скважин.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В практике нефтегазовой добычи используют многозональную стимуляцию нефтеносного пласта, что означает размещение нескольких перфорационных интервалов в стволе обсаженной скважины и создание нескольких трещин в результате гидравлического разрыва пласта (ГРП). При этом в процессе добычи некоторые трещины ГРП теряют свою эффективность и возникает потребность во временной изоляции перфорационного интервала на время проведения повторного ГРП (refrac) или иных ремонтных работ (временное глушение скважины).
Известны способы и композиции на основе деградируемых твердых материалов (обычно смесь твердых частиц и волокон), которые закачивают в виде суспензии в несущей жидкости ко входу в трещину ГРП. Подобный подход описан в патенте US 8167043 или US 8905133. Такой способ обработки скважины известен как «отклонение потока с помощью деградируемой композиции» или DMAD (Degradable Material Assisted Diversion).
Вместе с тем, частицы и волокна из деградируемого материала (гидрализуемые в скважинных условиях искусственные полимеры, такие как, например, полимолочная кислота - ПМА или полигликолевая кислота - ПГА) не всегда доступны в достаточном количестве или дисперсный состав частиц (распределение по размерам) не позволяет временно изолировать трещины и перфорационные отверстия в скважине.
В патентной заявке US 2016/0290115 "Re-fracturing a fracture stimulating subterranean formation" описан способ размещения временной закупоривающей суспензии, содержащей вязкую базовую жидкость, недеградируемые частицы, деградируемые частицы и стабилизирующий агент (липкое покрытие на частицах). После размещения временной закупоривающей суспензии проводят повторное ГРП на месте новой перфорации.
С другой стороны, применяемые для временной изоляции при проведении скважинных операций инертные (недеградируемые) частицы в виде размолотых минералов или солей (карбонат кальция, тальк, слюда, мелкодисперсный оксид кремния, графит и пр.) при закачивании в скважину частично повреждают нефтеносный пласт, то есть имеет место кольматация пласта мелкими частицами, имеющими размер близкий к размеру пор. Под эффектом «повреждения пласта» (кольматации) подразумевается инфильтрация мелких инертных частиц в поровое пространство трещины (в частности, в поры между гранулами проппанта) или в поры окружающей породы. Поскольку такие инертные частицы не растворимы в скважинной жидкости или пластовой нефтяной жидкости, то проницаемость окружающей породы и расклиненной трещины ГРП снижается необратимым образом, что ликвидирует эффект от стимулирования скважины.
Далее под термином «изоляция» интервала, перфорации или трещины в породе понимают существенное снижение (в 5 или более раз) притока обрабатывающей жидкости через объект изоляции после размещения изолирующей суспензии в виде фильтрующего слоя. При этом часть жидкости продолжает фильтроваться через фильтрующий слой. Во время проведения скважинных работ, событие изоляции интервала перфорации на фоне стабильно работающего нагнетательного насоса проявляется как резкий скачок давления, поскольку скорость проникновения жидкости гидроразрыва в пласт была снижена. В данном раскрытии, мерой изоляции интервала является разница давления на объекте изоляции (ΔР в барах).
Таким образом, существует потребность в способе, который сочетает преимущества использования деградируемых частиц и недеградируемых частиц для временной изоляции интервала скважины, при этом позволяя избежать негативного воздействия мелких недеградируемых частиц на проводимость трещины ГРП.
При проведении операции глушения скважины, необходимо компенсировать поровое давление породы гидростатическим давлением жидкости глушения, но при этом избежать перетока жидкости между пластом и стволом скважины Для этого снижают проницаемость трещиноватых интервалов породы или искусственных трещин ГРП. После глушения и проведения ремонтных работ необходимо восстановить проницаемость призабойной породы, чтобы возобновить добычу нефтесодержащего флюида. Один из способов проведения глушения скважины - использование добавок или блок-составов на основе мелкодисперсной твердой фазы (частиц). Так, на практике применяют блок-состав REABLOCK™ (M-I SWACO, a Schlumberger Company, USA). Этот блокирующий состав для глушения построен на смеси частиц карбонатов различного дисперсного состава. Такие частицы кольматируют проницаемую породу и предотвращают поглощение рабочей жидкости. При последующем запуске скважины необходимо восстановить проницаемость пласта, что достигается кислотной обработкой заглушенной зоны. Но даже кислотная обработка не позволяет полностью восстановить проницаемость, что снижает продуктивность скважины после глушения.
Таким образом, существует потребность в щадящем способе глушения скважины, при которой можно восставить проницаемость пласта без дополнительных операций по очистке скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ
Предложен способ временной изоляции интервала скважины. Способ начинают с закачивания в скважину первой суспензии, которая содержит вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Далее закачивают в скважину вторую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
Формирование второго фильтрующего слоя поверх первого фильтрующего слоя создает двойной изолирующий слой, который надежно изолирует (закупоривает) интервалы ствола скважины с высокой потерей жидкости.
Также предложен способ проведения повторного ГРП. Способ представляет собой закачивание в скважину первой суспензии, содержащую вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Затем осуществляют закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. При этом первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1. После чего повышают давление в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проводят ГРП в новом месте или повторный ГРП для выбранной трещины ГРП.
Также предложен способ глушения скважины, в котором закачивают в скважину первую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и/или деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя. Затем в скважину закачивают вторую суспензию, содержащую вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и/или деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя. Первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
Сформированный двойной фильтрующий слой создает надежную, но щадящую изоляцию для выбранного интервала ствола скважины, что позволяет снизить давление в стволе скважины (глушение скважины).
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг. 1 изображен график сравнения эффективности операций изоляции трещин ГРП с помощью различных изолирующих композиций, доставленных к месту изоляции.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Предложенные способы основаны на закачивании суспензий частиц и волокон в интервалы скважины, где необходимо провести временную изоляцию (уменьшить приток жидкости из ствола скважины в породу). Закачивание порции суспензии через пористую породу приводит к созданию фильтрующего слоя (filter cake), который самоуплотняется со временем. Кроме того, состав сформированного фильтрующего слоя определяет прочность и стабильность фильтрующего слоя. Термины «двойной фильтрующий слой» и «изолирующий слой» следует понимать в рамках данного описания как эквивалентные понятия.
Понятие «щадящая изоляция» в рамках данного раскрытия означает, что со временем материал фильтрующего слоя деградирует и проводимость породы (или трещины ГРП) восстанавливается.
Термин «глушение скважины» (killing a well) означает остановку добычи нефтяной жидкости или притока пластовой жидкости в ствол скважины с помощью различных мер и отличается от операции приостановки скважины с помощью закрытия клапанов в устье скважины (когда высокое давление сохраняется).
Временная изоляция интервала скважины с трещинами ГРП
Способ временной изоляции интервала скважины содержит этапы:
(1) закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
(2) закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя.
Первую и вторую суспензии закачивают последовательно. При этом первая и вторая суспензии не смешиваются и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
Сформированный второй фильтрующий слой поверх первого фильтрующего слоя создает двойной изолирующий слой, который надежно изолирует (закупоривает) интервалы ствола скважины с высокой потерей жидкости.
В способе временной изоляции в качестве вязкой несущей жидкости выбирают водный раствор гуара. Вязкая несущая жидкость выполняет роль носителя для частиц первой и второй суспензий.
Поскольку имеется в виду временный характер изоляции интервала (деградация изолирующего материала в течении нескольких дней), то деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры.
Второй фильтрующий слой имеет большую устойчивость в водной среде, и в качестве недеградируемых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
Первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
Вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3.
Более высокая концентрация частиц в суспензиях приводит к трудностям работы насосного и смесительного оборудования (закупорка частицами узких мест в оборудовании).
В первой суспензии деградируемые волокна имеют длину от 3 до 10 мм.
В первой суспензии деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 5 мм.
Во второй суспензии (закачивают для создания второго фильтрующего слоя) недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 1 мм.
Первая и вторая суспензия не смешиваются при подаче на устье скважины. Дополнительно, порции первой и второй суспензии могут быть разделены дополнительной порцией вязкой жидкости (водный раствор загущающего полимера).
Способ повторного ГРП (после временной изоляции интервала скважины)
Проведение повторного гидроразрыва пласта представляет собой череду операций:
(1) закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования первого фильтрующего слоя;
(2) закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна до формирования второго фильтрующего слоя.
При этом первая и вторая суспензии не смешиваются (вторую суспензию закачивают после первой) и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
На этапе (3) повышают давление в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проводят ГРП в новом месте (или повторный ГРП для выбранной трещины ГРП). Далее новую (или расширенную трещину) заполняют суспензией расклинивающего агента (например, крупный песок) и снижают давление для закрытия расклиненной трещины. Новая трещина ГРП (или расширенная старая трещина ГРП) увеличивают зону стимулирования пласта.
Деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры.
В качестве недеградируемых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
Первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
Вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3.
Деградируемые волокна в первой суспензии имеют длину от 3 до 10 мм.
В первой суспензии деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 5 мм.
Во второй суспензии недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0.01 до 1 мм.
Первая и вторая суспензия не смешиваются при подаче на устье скважины. Дополнительно, порции первой и второй суспензии могут быть разделены дополнительной порцией вязкой жидкости (водный раствор загущающего полимера).
Способ глушения скважины перед ремонтными работами
На первом этапе в зону глушения закачивают первую суспензию деградируемых волокон, диспергированных в несущей жидкости. При фильтрации несущей жидкости на стенках скважины образуется первый фильтрующий слой (фильтрационная корка). По оценкам, для типичных концентраций деградируемого волокна в суспензии, проницаемость первого (базового) фильтрующего слоя составляет приблизительно 1 Дарси, что недостаточно для глушения скважины, но достаточно для закачивания второй суспензии частиц, которая будет идти в зону с высокой скоростью потери обрабатывающей жидкости.
На втором этапе, в зону глушения закачивают вторую суспензию на основе несущей жидкости, в которой диспергированы мелкодисперсные (инертные) частицы. Второй этап проводят сразу за первым, при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании. Это позволяет создать второй фильтрующий слой поверх первого, а такой двойной слой создает прочную фильтрационную корку с низкой проницаемостью.
Поскольку глушение носит временный характер, то деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например, полимолочная кислота, полигликоливая кислота и другие разлагаемые полиэфиры. Время разложения зависит от температуры в скважине и от выбора деградируемого материала. Например, существуют суспензии деградируемого материала под торговой маркой BroadBand Sequence™ (компания Schlumberger), рассчитанная на низкие, средние и высокие температуры в скважиной жидкости.
Поскольку второй фильтрующий слой имеет большую устойчивость в водной среде, в качестве недеградируемых частиц для второй суспензии выбирают, например, карбонат кальция, оксид кремния, алюмосиликаты, бокситы.
При этом первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3.
При этом вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3.
При снижении давления в стволе заглушенной скважине можно проводить ремонтные работы. После проведения ремонтных работ полученную двойную фильтрационную корку удаляют благодаря созданию депрессии в стволе скважины (вымывание фильтрационной корки притоком пластовой жидкости) или с помощью умеренной кислотной обработки (разложение частиц карбоната кальция в кислой среде). Поскольку мелкие инертные частицы из второй суспензии не проникали в породу, а были осаждены поверх первого фильтрующего слоя, то проницаемость породы восстанавливается до исходного уровня. Такое глушение скважины классифицируется как щадящее глушение.
ПРИМЕРЫ
Пример 1. Применимость двойной порции суспензии для изоляции трещин ГРП В качестве примера, была проведена операция повторного ГРП на горизонтальной скважине на глубине 2400 метров, пробуренной в нефтегазовом пласте. Скважина была закончена многостадийной ГРП-компоновкой с разбухающими пакерами. Компоновка позволяет проводить последовательно закачку изолирующей пачки в трещины ГРП с номерами 1, 2, 3 (через муфты ГРП 1, 2, 3).
Были протестированы различные графики закачки изолирующего материала: закачка только первой суспензии, закачка только второй суспензии, и также закачка двойной пачки: вначале первой суспензии с последующей закачкой второй суспензии. Общий объем изолирующих пачек был выбран одинаковым и равным 3 м3.
Состав первой и второй суспензий приведены в таблицах 1 и 2. Для того, чтобы избежать расслоения суспензии, частицы и волокна были суспендированы в водном растворе гуара с концентрацией 3,6 кг/м3 при рН раствора 8,0. Такая концентрация линейного геля (то есть без сшивающего агента) обеспечивает вязкость суспензии в пределах 50-100 сПз и достаточной для доставки суспензии к месту изоляции в скважине.
Figure 00000001
Figure 00000002
Закаченные объемы суспензий (три варианта) приведены в таблице 3 ниже.
Figure 00000003
Одним из критериев успешности операции изоляции является положительный прирост МДОЗ (мгновенное давление остановки закачки, ISIP) во время прокачки суспензии в трещину ГРП. Высокий скачок давления, вызванный фактом изоляции трещины и отсутствием утечки рабочей жидкости в трещину свидетельствует о надежной изоляции трещины ГРП. Изоляционные пачки, которые заканчиваются слабым мгновенным приростом давления, неустойчивы и легко вымываются при смене режима потока (ненадежная изоляция).
На Фиг. 1 показаны измерения мгновенного изменения остановки закачки (устойчивость фильтрующего слоя) для различных вариантов закачивания фильтрующих суспензий.
Из приведенного графика видно, что последовательное закачивание первой суспензии до образования первого фильтрующего слоя и затем закачивание такого же объема второй суспензии до образования второго фильтрующего слоя является эффективной операцией изоляции трещин ГРП.
В интервал горизонтальной скважины на глубине 2400 метров с компоновкой в виде трех открытых муфт ГРП была проведена закачка двойной порции изолирующей композиции по варианту 2 из таблицы 3. Это обеспечило временную изоляцию двух из трех трещин ГРП с максимальной приемистостью жидкости ГРП. После этого давление в стволе скважины повышали до давления гидроразрыва пласта (Ргпр) и проводили усиление третьей трещины ГРП для увеличения площади контакта трещины с окружающей породой. Такой же способ применим для создания новой трещины ГРП после временной изоляции существующих трещин ГРП.
После двух суток временной изоляции трещин ГРП происходило разложение первого фильтрующего слоя (температура породы в этом интервале составляла 90-95°С, что достаточно для деградации частиц и волокон, выполненных из полимера ПМК). После этого проводимость трещин ГРП с номерами 1 и 2 была восстановлена, что свидетельствует о щадящем (некольмаирующем) характере временной изоляции с помощью создания второго фильтрующего слоя поверх первого фильтрующего слоя.
Пример 2. Лабораторные испытания изолирующих свойств суспензий Две суспензии (первая и вторая) были приготовлены в водном растворе загущающего агента (3,6 кг/м3 гуара) при рН=8.0. Вязкость несущей жидкости не позволяет твердым частицам и волокнам расслаиваться при закачивании (однородная суспензия).
Были проверены изолирующие свойства двойной пачки суспензий по сравнению с суспензиями, подаваемыми в тестовую установку по отдельности.
В качестве деградируемых частиц и волокон выбирали частицы из полимолочной кислоты (ПМК). Длина волокон из ПМК в интервале от 2 до 5 мм. Волокна полностью диспергированы в вязком водном растворе. Частицы добавляются в суспензию с волокнами.
В качестве недеградируемых (инертных) частиц для второй суспензии выбирали частицы различного размера из размолотого карбоната кальция (СаС03). Также инертные частицы можно выбрать из группы оксида кремния, алюмосиликатов, бокситов с нужным размером (в интервале от 0.01 до 1 мм).
Двойная пачка первой и второй суспензии также оказалась более эффективной, чем простая смесь первой и второй суспензии - в последнем случае смесь волокон и частиц не закачивается в испытательный канал (проблема с доставкой).
В таблице 4 отображены составы суспензий и комбинации двух суспензий для временной изоляции узкого вертикального канала (аналог узкой трещины ГРП), проведенные на установке по тестированию закупоривающих составов.
Щадящий состав двойной пачки для изоляции. Использование указанных объемных соотношений первой и второй суспензии (от 1:5 до 2:1) позволяет получить изолирующий слой, в котором инертные частицы (карбоната кальция) присутствуют не глубже первого слоя. С подземным пластом контактирует только первая суспензия из полностью разлагаемых компонентов (ПМК) и она не оказывает кольматирующего влияния на подземный пласт или проппантную упаковку в пласте. Композиции, в которых вторая суспензия не проходит через первую, являются композициями со щадящим составом. Оценку щадящего состава в указанных экспериментах проводили визуально с использованием подкрашенного карбоната кальция.
Figure 00000004
Figure 00000005
Пример показывает, что при закачивании двух суспензий, которые имеют хорошие транспортные свойства (возможность закачивания) создается щадящая (без кольматации) изоляция трещиноватой породы.
Результаты тестов показали, что комбинация из двух фильтрующих слоев более результативная. Недеградируемые частицы второй суспензии не проникают через первый фильтрующий слой.
Пример 3. Глушение скважины с помощью закачивания двух суспензий
Пять муфт ГРП установлены на глубине 2814.39; 2916.8; 3139.47; 3232.42; 3416.16 м.
Проводился спуск с циркуляцией в интервале 2400-2814 м, потеря циркуляции рабочей жидкости обнаружена на глубине 2814 м. Прокачка вязкого утяжеленного состава (15 м3) желаемого эффекта не принесла, наблюдалось полное поглощение рабочей жидкости.
Ремонтные работы (глушение) с применением 15 м3 REABLOCK (вторая суспензия из недеградируемых частиц в вязком геле) не дали положительного результата (наблюдалось полное поглощение рабочей жидкости). Состав суспензии представлен в таблице 5.
Figure 00000006
При установке блок-состава рост давления на устье скважины не наблюдался (нет глушения).
Провели глушение с помощью последовательного закачивания двух пачек (двух суспензий): 5 м3 пачка на основе волокнистой добавки (первая суспензия) с последующей закачкой пачки (10 м3) REABLOCK. Состав каждой суспензии представлены в таблице 6 и 7.
Figure 00000007
Figure 00000008
Плановая процедура операции:
Герметизация затрубного пространства.
Закачка в трубное пространство 5 м3 блок-состава M-Fiber из агрегата №1, далее - 10 м3 блок - состава REABLOCK из агрегата №2 и №3.
Про давка комбинированной пачки технической водой в объеме 13 м3. По расчету на поглощение должно было пойти 5 м3 блок-состава M-Fiber и 3 м3 блок-состава REABLOCK. «Голова» блок-состава REABLOCK на глубине 2717 м.
Фактическая ситуация при проведении работ:
При закачке блок-состава зафиксирован плавный рост давления с 0 до 70 атм на 6.7 м3 продавки (в пласт зашло 1.7 м3 блок-состав с волокнистой добавкой).
После прокачивания 10 м3 продавки (чистая жидкость) давление в устье скважины выросло до 100 атм (кратковременно до 120 атм).
После остановки закачки наблюдалось плавное падение давления до 80 атм. Закрытие трубного и затрубного пространств в течение технического отстоя.
Блок-состав размещен под давлением, что говорит об образовании фильтрующего слоя (filter cake) на стенке скважины. При этом комбинированная пачка оказалось значительно эффективнее, чем блок-состав REABLOCK.
После технического отстоя произведен спуск гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) с промывкой для нормализации забоя. На глубине 1200 м появилась циркуляция и далее продолжили спуск ГНКТ в интервале 1200-2844 м, интенсивность поглощения раствора - 3 м3/час, что говорит о снижении уровня поглощений.
Через 7 дней был осуществлен ввод заглушенной скважины в эксплуатацию. Дополнительная кислотная обработка не проводилась. Остатки фильтрационной корки поверхность не наблюдался. Снижение уровня добычи отмечено не было, что говорит о минимизации повреждения проппантной пачки кольматирующим составом.
Несмотря на то, что выше были подробно описаны только несколько примеров осуществления настоящего раскрытия, специалисты в данной области легко поймут, что возможны многие модификации приведенных вариантов без существенного отклонения от настоящего раскрытия. Соответственно, все подобные модификации должны быть включены в объем настоящего раскрытия, как определено в нижеследующей формуле изобретения.

Claims (23)

1. Способ временной изоляции интервала скважины, содержащий:
закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя;
при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
2. Способ по п. 1, в котором в качестве вязкой несущей жидкости выбирают водный раствор гуара.
3. Способ по п. 1, в котором деградируемые частицы и деградируемые волокна выбирают из класса разлагаемых полимеров, например полимолочная кислота, полигликолевая кислота.
4. Способ по п. 1, в котором недеградируемые частицы выбирают, например, из карбоната кальция, оксида кремния, алюмосиликатов, бокситов.
5. Способ по п. 1, в котором первая суспензия имеет концентрацию деградируемых частиц от 8 до 90 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон от 2 до 12 кг/м3.
6. Способ по п. 1, в котором вторая суспензия имеет концентрацию недеградируемых частиц от 15 до 100 кг/м3 и концентрацию деградируемых волокон в интервале от 1 до 4 кг/м3.
7. Способ по п. 1, в котором деградируемые волокна имеют длину от 3 до 10 мм.
8. Способ по п. 1, в котором деградируемые частицы имеют размер в интервале от 0,01 до 5 мм.
9. Способ по п. 1, в котором недеградируемые частицы имеют размер в интервале от 0,01 до 1 мм.
10. Способ проведения повторного гидравлического разрыва пласта, содержащий:
закачивание в скважину с трещинами ГРП первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину с несколькими трещинами ГРП второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя;
при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину и объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1;
повышение давления в скважине до уровня выше давления гидроразрыва и проведение гидроразрыва пласта в новом месте.
11. Способ глушения скважины, содержащий:
закачивание в скважину первой суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, деградируемые частицы и/или деградируемые волокна, до формирования первого фильтрующего слоя;
закачивание в скважину второй суспензии, содержащей вязкую несущую жидкость, недеградируемые частицы и/или деградируемые волокна, до формирования второго фильтрующего слоя,
при этом первая и вторая суспензии не смешиваются при закачивании в скважину.
12. Способ по п. 11, в котором объем первой суспензии относится к объему второй суспензии в пропорции от 1:5 до 2:1.
13. Способ по п. 11, в котором фильтрующие слои удаляют путем депрессии в стволе скважины или с помощью умеренной кислотной обработки.
RU2019135958A 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины RU2742382C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

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

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2742382C1 true RU2742382C1 (ru) 2021-02-05

Family

ID=64567083

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019135958A RU2742382C1 (ru) 2017-06-09 2017-06-09 Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины

Country Status (4)

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

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA200870014A1 (ru) * 2005-12-05 2009-12-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Отклонение или изоляция при помощи разрушаемых материалов
US20130085412A1 (en) * 2005-05-13 2013-04-04 Tyler Timberlake Biopsy forceps assemblies
US20160333680A1 (en) * 2015-05-12 2016-11-17 Schlumberger Technology Corporation Well re-fracturing method
RU2603990C2 (ru) * 2011-07-15 2016-12-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Гетерогенное размещение проппанта в гидроразрыве пласта с наполнителем из удаляемого экстраметрического материала

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5607905A (en) * 1994-03-15 1997-03-04 Texas United Chemical Company, Llc. Well drilling and servicing fluids which deposit an easily removable filter cake
US7398826B2 (en) * 2003-11-14 2008-07-15 Schlumberger Technology Corporation Well treatment with dissolvable polymer
US7527095B2 (en) 2003-12-11 2009-05-05 Shell Oil Company Method of creating a zonal isolation in an underground wellbore
US7775278B2 (en) 2004-09-01 2010-08-17 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7575062B2 (en) 2006-06-09 2009-08-18 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and devices for treating multiple-interval well bores
US8905133B2 (en) 2011-05-11 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Methods of zonal isolation and treatment diversion
WO2015020656A1 (en) * 2013-08-08 2015-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Diverting resin for stabilizing particulate in a well
CA2932730C (en) 2014-01-09 2019-04-02 Halliburton Energy Services, Inc. Re-fracturing a fracture stimulated subterranean formation

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130085412A1 (en) * 2005-05-13 2013-04-04 Tyler Timberlake Biopsy forceps assemblies
EA200870014A1 (ru) * 2005-12-05 2009-12-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Отклонение или изоляция при помощи разрушаемых материалов
RU2603990C2 (ru) * 2011-07-15 2016-12-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Гетерогенное размещение проппанта в гидроразрыве пласта с наполнителем из удаляемого экстраметрического материала
US20160333680A1 (en) * 2015-05-12 2016-11-17 Schlumberger Technology Corporation Well re-fracturing method

Also Published As

Publication number Publication date
CA3066104A1 (en) 2018-12-13
WO2018226113A1 (ru) 2018-12-13
US11168555B2 (en) 2021-11-09
US20210140293A1 (en) 2021-05-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7644761B1 (en) Fracturing method for subterranean reservoirs
US7069994B2 (en) Method for hydraulic fracturing with squeeze pressure
US7296625B2 (en) Methods of forming packs in a plurality of perforations in a casing of a wellbore
US4662448A (en) Well treatment method using sodium silicate to seal formation
US10240082B2 (en) Method for design of production wells and injection wells
US20170009129A1 (en) Far-field diversion with pulsed proppant in subterranean fracturing operations
US10421893B2 (en) Encapsulated scale inhibitor for downhole applications in subterranean formations
US20130075089A1 (en) Method and system for providing temporary formation sealant
RU2457323C1 (ru) Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями
Sullivan et al. Oilfield applications of giant micelles
CA3017486C (en) Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing
RU2742382C1 (ru) Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины
US10894912B2 (en) Methods and compositions for using temporary compacted materials as well servicing fluids in a subterranean formation
Nguyen et al. Effectively Controlling Proppant Flowback to Maximize Well Production: Lessons Learned from Argentina
Nguyen et al. Sand control completion using in-situ resin consolidation
CN111315706A (zh) 用于挤水泥固井作业的高密度微细水泥
CA3133662C (en) Proppant ramp-up for cluster efficiency
US10040985B2 (en) Compositons and methods for curing lost circulation
US11091977B2 (en) Methods for diversion and controlling fluid-loss using formate brine compositions
Williams et al. Successful field application of a new selective water shut off system
Prima et al. An Innovative Water Shut Off Technique to Overcome Water Production Problems in a Mature West Java Field