Состав для обработки скважины

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий: закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированные в ней проппант и волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона, и поддержание скорости закачки указанного состава для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм, причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 2 пр.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Настоящая заявка испрашивает приоритет международной патентной заявки №PCT/RU2014/000271, поданной 15 апреля 2014 г. Раскрытие приоритетной заявки полностью включено в настоящий документ путем ссылки.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Утверждения в этом разделе содержат исходную информацию, связанную с настоящим раскрытием, и не могут представлять предшествующий уровень техники.

Волокна используются в некоторых вариантах обработки при гидроразрыве пласта (ГРП), где состав для обработки скважины с повышенной вязкостью используют для переноса проппанта и/или где обеспечиваемое волокном волоконное тампонирование является желательным, например, при отклонении потока в пределах скважины. Однако при использовании низковязких жидкостей, например, при обработках с использованием реагента на водной основе (также иногда называемого жидкостью для водного ГРП), для обеспечения гидроразрыва сланцевых или низкопроницаемых пластов, волоконное тампонирование может быть нежелательным явлением, и малые значения ширины трещины могут еще больше усиливать склонность волоконной дисперсии к волоконному тампонированию. Соответственно, существует потребность в дальнейших улучшениях в этой области технологии.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ

В некоторых вариантах осуществления в соответствии с раскрытием, приведенным в настоящем документе, композиции, способы и системы, в которых используются волокна, применяют в низковязких составах для обработки для уменьшения осаждения проппанта, но при этом не проявляя склонность к волоконному тампонированию.

В вариантах осуществления описаны композиции, содержащие низковязкую несущую жидкость, проппанты и полимерные волокна, содержащие от 0,1 до 20% (масс.) силикона.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки скважины может содержать низковязкую несущую жидкость, например, имеющую вязкость менее чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. Такое волокно может присутствовать в некоторых вариантах осуществления в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, например, при проведении статического теста по осаждению суспензии проппанта или теста с длинной/большой щелью без волоконного тампонирования со значениями расхода, равными или составляющими более чем 10 см/с.

В некоторых вариантах осуществления способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, может включать в себя закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. Такое волокно может присутствовать в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, и способ может включать в себя поддержание скорости закачки для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины.

В некоторых вариантах осуществления способ уменьшения осаждения проппанта в низковязком составе для обработки, циркулирующем в стволе скважины, может включать в себя диспергирование волокна в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, и поддержание скорости циркуляции для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины.

В некоторых вариантах осуществления система для обработки пласта может включать в себя пласт, через который проходит ствол скважины; установку для закачки стадии обрабатывающей жидкости (содержит проппант в низковязкой несущей жидкости) в пласт под давлением выше давления гидроразрыва с образованием системы трещин, и установку для подачи волокна в обрабатывающую жидкость. В вариантах осуществления волокно вводят в состав для обработки в количестве, приемлемом для уменьшения осаждения проппанта, и/или стадию подачи состава для обработки осуществляют с расходом, достаточным для предотвращения волоконного тампонирования.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Эти и другие признаки и эффекты станут более понятны путем ссылки на следующее подробное описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми фигурами.

На Фиг. 1А схематически представлено испытательное устройство для оценки тампонирования в соответствии с вариантами осуществления.

На Фиг. 1В схематически представлен увеличенный подробный вид конфигурации щели в испытательном устройстве на Фиг. 1А.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Для содействия пониманию принципов раскрытия настоящим будет дана ссылка на некоторые иллюстративные варианты осуществления текущей заявки. Используемые в настоящем документе одинаковые номера позиций обозначают идентичные элементы на различных фигурах.

В настоящем документе «варианты осуществления» относятся к не имеющим ограничительного характера примерам заявки, раскрытой в настоящем документе, независимо от указания в формуле, которые могут использоваться или присутствовать отдельно или в любой комбинации или перестановке с одним или более другими вариантами осуществления. Каждый вариант осуществления, раскрытый в настоящем документе, должен рассматриваться как дополнительный признак, который должен использоваться с одним или более другими вариантами осуществления, так и как альтернатива, которая должна использоваться отдельно или вместо одного или более других вариантов осуществления. Таким образом, следует понимать, что отсутствует намерение ограничить объем заявленного технического решения, любые изменения и дополнительные модификации в проиллюстрированных вариантах осуществления; кроме того, в настоящем документе предусмотрены любые дополнительные варианты применения принципов заявки, как проиллюстрировано в них, как это стало бы понятно специалисту в данной области техники, к которой относится раскрытие.

Более того, схематические иллюстрации и описания, предложенные в настоящем документе, следует понимать как примеры, и компоненты и операции можно комбинировать или разделять, добавлять или удалять, а также изменять порядок в целом или частично, если иное явно не указано в настоящем документе. Некоторые проиллюстрированные операции могут быть реализованы посредством исполнения на компьютере компьютерного программного продукта на машиночитаемом носителе, где компьютерный программный продукт содержит инструкции, которые приводят к тому, что компьютер исполняет одну или более операций или подает команды на другие устройства для исполнения одной или более операций.

Следует понимать, что, несмотря на то что существенная часть подробного описания ниже может быть представлена в контексте операций гидроразрыва пласта на нефтяном месторождении, результаты текущего раскрытия также могут использоваться в других операциях на нефтяном месторождении, таких как цементирование, гравийная набивка и т.д., или даже операции по обработке скважины, доступной не на нефтяном месторождении.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую низкую вязкость, диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно. В настоящем документе «низковязкая» жидкость относится к жидкости, имеющей вязкость менее чем 50 мПа-с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С. В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит частицы проппанта и волокна, диспергированные в несущей жидкости.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит от 0,01 до 1 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 0,1 до 8,3 рра (фунтов добавленного проппанта на галлон несущей жидкости)), например, от 0,048 до 0,6 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 0,4 до 5 рра) или от 0,12 до 0,48 кг/л проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости (от 1 до 4 рра). В настоящем документе загрузка проппанта указана в виде веса проппанта, добавленного на объем несущей жидкости, например, кг/л (рра = фунтов добавленного проппанта на галлон несущей жидкости). Примеры проппантов включают в себя керамический проппант, песок, боксит, стеклянные гранулы, раздробленную ореховую скорлупу, полимерный проппант, проппант в виде стержней и их смеси.

В некоторых вариантах осуществления волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта. В некоторых вариантах осуществления это уменьшение осаждения можно наблюдать, например, при проведении статического теста по осаждению суспензии проппанта при 25°С в течение 90 минут. В некоторых вариантах осуществления тест по осаждению проппанта включает в себя размещение жидкости в сосуде, таком как мерный цилиндр, и регистрацию верхнего уровня диспергированного проппанта в жидкости. Верхний уровень диспергированного проппанта регистрируют с периодическими интервалами времени, одновременно поддерживая условия осаждения. Долю осажденнного проппанта рассчитывают следующим образом:

Волокно уменьшает осаждение проппанта, если доля осажденного проппанта для жидкости, содержащей проппант и волокно, имеет долю осаждения проппанта ниже, чем эта же жидкость без волокна и с проппантом. В некоторых вариантах осуществления доля осажденного проппанта в составе для обработки через 90 минут статического теста по осаждению суспензии проппанта составляет менее чем 50%, например, менее чем 40%.

В некоторых вариантах осуществления волокно диспергируют в несущей жидкости в количестве, недостаточном для волоконного тампонирования, например, как определено в тесте с малой щелью, которое включает закачивание состава для обработки, содержащего несущую жидкость и волокно без проппанта (при 25°С) через испытательное устройство для оценки тампонирования, такое как показано на Фиг. 1А и 1В, содержащее малую/короткую щель шириной 1,0-2,0 мм, поперечной длиной 15-16 мм и длиной 65 мм при расходе, равном 15 см/с, или при расходе, равном 10 см/с.

В некоторых вариантах осуществления волокно диспергируют в несущей жидкости как в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, при этом это количество недостаточно для волоконного тампонирования, причем осаждение и волоконное тампонирование определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении гидравлического теста с узкой трещиной, который включает в себя закачивание состава для обработки при 25°С через длинную/большую щель 1-2 мм, имеющую длину 3 м и высоту 0,5 м, в течение 60 секунд при скорости потока 30 см/с или при скорости потока 15 см/с, относительно эталонной жидкости, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна. В гидравлическом тесте с узкой трещиной, проточная щель представляет собой совокупность панелей с прозрачными окнами для наблюдения за осаждением проппанта в нижней части панелей. Осаждение проппанта уменьшается, если тестирование жидкости с проппантом и волокном приводит к измеримо меньшему осаждению проппанта, чем при использовании той же жидкости и смеси проппанта без волокна при таких же условиях тестирования. Аналогичным образом, в гидравлическом тесте с узкой трещиной наблюдают волоконное тампонирование, если имеет место снижение скорости потока жидкости, что также приводит к накоплению проппанта в пространстве панелей.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит от 1,2 до 12 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (от 10 до 100 ppt (фунтов на тысячу галлонов несущей жидкости)), например, менее чем 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (менее чем 40 ppt) или от 1,2 или 2,4 до 4,8 г/л волокон в расчете на общий объем несущей жидкости (от 10 или 20 до 40 ppt).

В некоторых вариантах осуществления волокна представляют собой гофрированные нарубленные волокна. В некоторых вариантах осуществления гофрированные волокна содержат от 1 до 10 волн/см длины, угол гофрирования от 45 до 160 градусов, среднюю длину волокна в растянутом состоянии от 4 до 15 мм и/или средний диаметр от 8 до 40 микрон, или от 8 до 12, или от 8 до 10, или их комбинацию. В некоторых вариантах осуществления волокна имеют низкую гофрированность, равную или составляющую менее чем 5 волн/см длины волокна, например, 1-5 волн/см.

В зависимости от температуры, при которой используют состав для обработки, особенно в условиях ствола скважины, волокна можно выбирать в зависимости от их устойчивости или способности к разложению при предполагаемой температуре. В настоящем раскрытии термины «низкотемпературные волокна», «среднетемпературные волокна» и «высокотемпературные волокна» могут использоваться для указания на температуры, при которых можно использовать волокна с задержанным разложением, например, посредством гидролиза, в условиях ствола скважины. Низкие температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 60°С (140°F) до приблизительно 93°С (200°F); средние температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 94°С (201°F) до приблизительно 149°С (300°F), а высокие температуры, как правило, находятся в диапазоне от приблизительно 149,5°С (301°F) и выше или от приблизительно 149,5°С (301°F) до приблизительно 204°С (400°F).

В некоторых вариантах осуществления волокна содержат полиэфир. В некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при низкой температуре менее чем 93°С, что определяется путем медленного нагрева 10 г волокон в 1 л деионизированной воды до достижения рН воды менее чем 3, и в некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при умеренной температуре в диапазоне от 93°С до 149°С, что определяется путем медленного нагрева 10 г волокон в 1 л деионизированной воды до достижения рН воды менее чем 3, и в некоторых вариантах осуществления полиэфир подвергают гидролизу при высокой температуре выше 149°С, например, в диапазоне от 149,5°С до 204°С. В некоторых вариантах осуществления полиэфир выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров молочной и гликолевой кислот и их комбинаций.

В некоторых вариантах осуществления волокно выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты (PLA), полигликолевой кислоты (PGA), полиэтилентерефталата (ПЭТФ), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, поли(бутилен)сукцината, полидиоксанона, нейлона, стекла, керамики, углерода (включая соединения на основе углерода), элементов в металлической форме, металлических сплавов, шерсти, базальта, акриловых, полиэтиленовых, полипропиленовых, новолоидной смолы, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинондиимидазопиридина, поли(р-фенилена-2,6-бензобисоксазола), вискозной нити, хлопка, целлюлозы и других натуральных волокон, каучука и их комбинаций.

Может использоваться любой тип PLA. В вариантах осуществления при использовании PLA указанная PLA может представлять собой поли-D, поли-L или поли-D, L молочную кислоту или стереокомплекс полимолочной кислоты (sc-PLA) и их смеси. В варианте осуществления PLA может иметь молекулярный вес (Mw) от приблизительно 750 г/моль до приблизительно 5000000 г/моль, или от 5000 г/моль до 1000000 г/моль, или от 10000 г/моль до 500000 г/моль, или от 30000 г/моль до 500000 г/моль. Полидисперсность этих полимеров может находиться в диапазоне от 1,5 до 5.

Характеристическая вязкость полимера PLA, которую можно использовать, при измерении в растворенном виде в гексафтор-2-пропаноле при 30°С с концентрацией полимера 0,1% может составлять от приблизительно 1,0 дл/г до приблизительно 2,6 дл/г или от 1,3 дл/г до 2,3 дл/г.

В вариантах осуществления PLA может иметь температуру стеклования (Tg) более чем приблизительно 20°С, или более 25°С, или более 30°С, или от 35°С до 55°С. В вариантах осуществления PLA может иметь температуру плавления (Тm) ниже приблизительно 140°С, или приблизительно 160°С, или приблизительно 180°С, или от приблизительно 220°С до приблизительно 230°С.

В некоторых вариантах осуществления волокна содержат силикон. Без стремления к ограничению какой-либо теорией предполагается, что волокна, содержащие от 0,1 до 20% (масс.) или от 0,1 до 5% (масс.) силикона, проявляют более высокую способность к диспергированию, одновременно также имея более высокую способность противостоять волоконному тампонированию.

В вариантах осуществления волокно, содержащее полиэфир и силикон, может иметь форму двойного компонента с оболочкой и ядром. В этой конфигурации по меньшей мере оболочка или ядро содержит полиэфир, и один из компонентов или оба содержат от 0,1 до 20% (масс.) силикона. Два компонента могут иметь разную скорость разложения в зависимости от условий.

Силикон может присутствовать в волокне в количестве от 0,1 до 20% (масс.), или от 0,1 до 5% (масс.), или от 0,1 до 3% (масс.), или от 0,5 до 3% (масс). Волокна, содержащие силикон, в настоящем контексте следует понимать, как полимерные волокна, такие как полиэфир, содержащий диспергированную фазу силикона. Этот тип волокон можно получить, например, путем смешивания расплавленного силикона и расплавленных полимеров, а затем совместной экструзии смеси с равномерным распределением силиконового материала. В вариантах осуществления волокна можно получать путем экструзии из гранул термопластичного материала, содержащего силикон и PLA.

В настоящем контексте силикон можно понимать в широком смысле. Силикон, используемый в раскрытии, находится в твердой форме при комнатной температуре (25°С). Как было упомянуто ранее, перед плавлением часть полимера и часть силикона можно, как правило, смешивать как твердые вещества при комнатной температуре так, чтобы можно было получить однородное распределение по волокну полимера. В вариантах осуществления, силикон получают из силиката, например, из кремнезема, или пирогенного диоксида кремния. Если используют пирогенный диоксид кремния, он может иметь удельную площадь поверхности (BET) более приблизительно 30 м2/г или более 50 м2/г. В вариантах осуществления используемый силикон получают из полимера, содержащего силоксан и органические радикалы.

Силиконовые полимеры могут представлять собой циклические полисилоксаны, линейные полисилоксаны, разветвленные полисилоксаны, сшитые полисилоксаны и их смеси.

Линейные полисилоксаны, которые можно использовать, представляют собой те, которые имеют формулу:

Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.

В вариантах осуществления можно использовать циклические полисилоксаны со следующей формулой:

Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.

n может представлять собой целое число, равное, по меньшей мере, 4, 5 или 6.

В вариантах осуществления можно использовать разветвленный полисилоксан со следующей формулой:

Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.

n может быть таким же или отличным для числа от 10 до 10000.

В вариантах осуществления можно использовать сшитые полисилоксаны со следующей формулой:

Причем R может представлять собой углеводородный радикал С1-С10 или алкил, арил и т.д.

В вариантах осуществления используемый силикон представляет собой линейный силикон. В варианте осуществления такой линейный силикон имеет молекулярный вес (Mw) по меньшей мере приблизительно 100000 г/моль, или по меньшей мере 150000 г/моль, или по меньшей мере 200000 г/моль, и до приблизительно 900000 г/моль, или до 700000 г/моль, или до 650000 г/моль, или до 600000 г/моль. В вариантах осуществления используемые несшитые линейные силиконовые полимеры с большим молекулярным весом могут иметь плотность при 25°С от 0,76 до 1,07 г/см3, или от 0,9 до 1,07 г/см3, или от 0,95 до 1,07 г/см3.

Содержащие силикон волокна обеспечивают улучшенный перенос проппанта и уменьшенное осаждение, снижая потребность в объемах закаченной воды (более высокая загрузка проппанта), пониженной потребностью в проппанте (лучше размещение проппанта) и пониженной потребностью в мощности насосов (низкая вязкость жидкости и меньший перепад давления). Волокна могут улучшают перенос проппанта в низковязкой жидкости. После размещения в пласте волокна могут иметь способность к разложению.

Волокна можно использовать при гибридных обработках, например, в таких рабочих режимах, как неоднородное размещение проппанта, и/или импульсное размещение проппанта, и/или закачка волокна. В некоторых вариантах осуществления можно применять график закачки в соответствии с технологией чередования порций проппант-нагруженных порций жидкости, раскрытой в публикации заявки на патент США №US 2008/0135242, которая полностью включена в настоящий документ путем ссылки. В этой конфигурации состав для обработки закачивают на стадиях с высоким содержанием проппанта между стадиями с низким содержанием проппанта. Например, сначала жидкость может представлять собой реагент на водной основе с последующим импульсом (или стадией) закачки проппанта, непосредственно после чего следует еще одна стадия с низким содержанием проппанта. В этой конфигурации модифицированные силиконом волокна могут присутствовать на стадии с низким содержанием проппанта или могут закачиваться непрерывно, что позволяет осуществлять закачку проппантного материала в промежутках между множеством интервалов.

В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость может представлять собой реагент на водной основе или может представлять собой соляной раствор. В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость может содержать линейный гель, например, водорастворимые полимеры, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (НЕС), гуар, сополимеры полиакриламида и их производные, например, полимер акриламидометилпропан сульфоната (AMPS), или систему вязкоэластичного сурфактанта, например, бетаина, или т.п. При наличии полимера, его концентрация может быть менее 1,92 г/л (16 ppt), например, от 0,12 г/л (1 ppt) до 1,8 г/л (15 ppt). При использовании вязкоэластичного сурфактанта его концентрация может составлять менее 10 мл/л, например, от 2,5 мл/л до 5 мл/л.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки может включать в себя снижающую фильтрацию добавку, например, мелкие твердые частицы с размером менее чем 10 микрон или сверхтонкие твердые частицы с размером менее чем 1 микрон, или от 30 нм до 1 микрона. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления мелкие твердые частицы представляют собой снижающие фильтрацию добавки, такие как γ-модификация окиси алюминия, коллоидный кремнезем, СаСО3, SiO2, бентонит и т.д., и могут содержать частицы с разными формами, такими как стекловолокно, флокулянты, хлопья, пленки и любые их комбинации или т.п. Коллоидный кремнезем, например, может функционировать как сверхтонкий предотвращающий потерю жидкости агент в зависимости от размера микропор в пласте, а также как загуститель и/или наполнитель в любой сопутствующей жидкости или пенной фазе.

В некоторых вариантах осуществления несущая жидкость содержит соляной раствор, например, хлорид натрия, бромид калия, хлорид аммония, хлорид калия, хлорид тетраметиламмония и т.п., включая их комбинации. В некоторых вариантах осуществления жидкость может содержать масло, включая синтетические масла, например, в виде обращенной эмульсии или жидкости на масляной основе.

В некоторых вариантах осуществления состав для обработки содержит полимерный понизитель трения, например, водорастворимый полимер. Состав для обработки может дополнительно или альтернативно включать в себя, без ограничений, стабилизаторы глин, биоциды, сшиватели, раскрепители, ингибиторы коррозии, стабилизаторы температуры, сурфактанты и/или добавки для предотвращения выноса проппанта. Состав для обработки может дополнительно включать в себя продукт, сформированный в результате разложения, гидролиза, гидратации, химической реакции или другого процесса, который возникает во время получения или эксплуатации.

В некоторых вариантах осуществления способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, включает в себя закачку состава для обработки, описанного в настоящем документе, в пласт с образованием системы гидроразрыва и поддержание скорости закачки для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины, такой как, например, полученной в испытательном устройстве для оценки тампонирования без проппанта.

В некоторых вариантах осуществления способ может включать в себя закачку предварительной стадии, стадии без проппанта, завершающей или промывочной стадии или их комбинации. В некоторых вариантах осуществления предварительная стадия, стадия без проппанта, завершающая или промывочная стадия могут содержать модифицированные силиконом волокна.

Состав для обработки можно получать с использованием блендеров, смесителей и т.п. с помощью стандартного оборудования для получения состава для обработки и оборудования циркуляции и/или закачки в скважину. В некоторых вариантах осуществления предложен способ уменьшения осаждения проппанта в циркулирующем в стволе скважины составе для обработки, причем состав для обработки содержит проппант, диспергированный в низковязкой несущей жидкости.

Способ включает в себя диспергирование волокна в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, таком как, например, измеренное при проведении теста с малой щелью, и поддержание скорости циркуляции для предотвращения волоконного тампонирования в стволе скважины, такой как, например, определяемая в испытательном устройстве для оценки тампонирования без проппанта и/или в гидравлическом тесте с узкой трещиной. В некоторых вариантах осуществления состав для обработки дополнительно содержит полимерный понизитель трения.

В соответствии с некоторыми вариантами осуществления стадию (-и) с проппантом можно закачивать в систему трещин с использованием любой из доступных методик размещения проппанта, включая технологию неоднородного размещения проппанта, причем низковязкий состав для обработки в настоящем документе используют вместо или в дополнение к любому содержащему проппант составу для обработки, такому как, например, те, которые раскрыты в US 3,850,247; US 5,330,005; US 7,044,220; US 7,275,596; US 7,281,581; US 7,325,608; US 7,380,601; US 7,581,590; US 7,833,950; US 8 061 424; US 8,066,068; US 8,167,043; US 8,230,925; US 8 372 787; US 2008/0236832; US 2010/0263870; US 2010/0288495; US 2011/0240293; US 2012/0067581; US 2013/0134088; EP 1556458; WO 2007/086771; публикация SPE 68854: «Field Test of a Novel Low Viscosity Fracturing Fluid in the Lost Hills Fields, California)), и публикация SPE 91434: «A Mechanical Methodology of Improved Proppant Transport in Low-Viscosity Fluids: Application of a Fiber-Assisted Transport Technique in East Texas»; полное содержание каждого из которых включено в настоящий документ путем ссылки.

ПРИМЕРЫ

В примерах реагент на водной основе и низковязкие жидкости, загущенные несшитым гуаром, получены на основе водопроводной воды. В реагенте на водной основе (жидкость А) содержалось 1 мл/л (1 gpt) концентрированного раствора полимерного понизителя трения и 2 мл/л (2 gpt) стабилизатора глин. В жидкости В содержался линейный гуаровый гель с концентрацией 2,4 г/л (20 ppt).

Волокна, используемые в примерах ниже, представляли собой волокна полимолочной кислоты, содержащие 0,9% силикона, которые были получены в компании Trevira GmbH (Германия). Использовали волокна со средней и низкой термостойкостью, причем волокна со средней термостойкостью по существу можно использовать при обработках с температурой пласта в диапазоне 94-149°С, а волокна с низкой термостойкостью - при 60-93°С. Волокна были прямыми (негофрированными), с малой гофрированностью (4-5 волн/см) или с большой гофрированностью (>5 волн/см, например, 8-15 волн/см). Среди волокон, оценку которых выполняли в этих примерах, волокна с малой гофрированностью хорошо проявили себя с точки зрения устойчивости к волоконному тампонированию и уменьшения осаждения проппанта при пониженных загрузках волокон.

Пример 1. Диспергирование волокна в реагенте на водной основе. В этом примере диспергировали два типа волокон в жидкости А с концентрацией волокна 4,8 г/л (40 ppt). После перемешивания мешалкой с верхним приводом суспензию помещали в прозрачную щель из оргстекла с шириной 10 мм и получали изображения жидкостей для сравнения поведения различных волокон при диспергировании.

В образце А содержалось PLA волокно без модификации силиконом. Полученное для образца А изображение показало количество пучков не диспергированного волокна, которое могут вызывать риск волоконного тампонирования в узкой щели.

В образце В содержалось аналогичное волокно PLA с 0,9% органополисилоксанов. Полученное для образца В изображение показало равномерное диспергирование без видимых пучков недиспергированных волокон. Равномерное диспергирование приводит к подавлению волоконного тампонирования материалом волокна.

Пример 2. Волоконное тампонирование на основе низковязкой гуаровой жидкости. В этом примере использовали жидкость, содержащую жидкость, загущенную несшитым гуаром, 2,4 г/л (20 ppt) гуара с добавкой 4,8 г/л (40 ppt) волокон без проппанта. Сравнили немодифицированное PLA волокно (без силиконового материала) и содержащие силикон волокна (органополисилоксан -ОПС).

Испытательное устройство, используемое для проверки на волоконное тампонирование, показано на Фиг. 1А и 1В. Тестовую жидкость прокачивали через испытательное устройство с расходом 10-800 мл/мин в течение периода по меньшей мере 30 секунд (в конце периода времени общий объем закачанной жидкости составлял 500 мл). На формирование в щели пробки из волокон (1-2 мм) указывало повышение давления. Испытания на волоконное тампонирование с использованием испытательного устройства с Фиг. 1А-1В проводили без проппанта. Жидкость для обработки считалась неспособной к тампонированию, если закупоривания потока в щели не достигалось.

Для более глубокого анализа поведения обрабатывающей жидкости, использовали устройство для гидравлического теста с узкой трещиной. В устройстве для гидравлического теста с узкой трещиной применяли параллельные стеклянные панели длиной 3 м, высотой 0,5 м и шириной 1-2 мм для визуализации жидкости и проппанта при расходе до 50 л/мин. Гидравлические тесты с узкой трещиной проводили с ориентацией щели в форме букв «L», «Т» и «X».

Результаты испытания на волоконное тампонирование в щели шириной 1 мм представлены в таблице 1.

Представленные выше данные показывают, что модифицированные силиконом волокна улучшают способность к сопротивлению волоконному тампонированию в низковязких жидкостях. Затем можно наблюдать, что диаметр диспергированных волокон также можно использовать для повышения эффективности сопротивления волоконному тампонированию.

Несмотря на то что варианты осуществления были проиллюстрированы и подробно описаны на рисунках и в предшествующем описании, их также необходимо рассматривать как иллюстративные и не имеющие ограничительного характера. Следует понимать, что показаны и описаны некоторые варианты осуществления, а также что все изменения и модификации, которые вносятся в соответствии с сущностью вариантов осуществления, желательно должны иметь защиту. Следует понимать, что, хотя использование таких слов, как «идеально», «желательно», «предпочтительный», «предпочтительно», «преимущественный», «более предпочтительный» или «примерный» в описании выше указывает на то, что описанный таким образом признак может быть более желательным или характерным, тем не менее, оно может быть необязательным, и не имеющие его варианты осуществления могут рассматриваться как подпадающие под объем раскрытия, причем объем определяется формулой изобретения, которая приведена ниже. При изучении пунктов формулы изобретения предполагается, что если используются слова «один», «по меньшей мере» или «по меньшей мере часть», то их не следует рассматривать как ограничение формулы изобретения одним пунктом, если другое конкретно не указано в формуле изобретения. Если в тексте используются выражения «по меньшей мере часть» и/или «часть», пункт может включать в себя часть и/или весь предмет, если другое конкретно не указано.

1. Состав для обработки скважины, содержащий: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант; и

диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона,

причем состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм.

2. Состав для обработки по п. 1, в котором несущая жидкость представляет собой реагент на водной основе или линейный гель.

3. Состав для обработки по п. 1, в котором несущая жидкость содержит соляной раствор.

4. Состав для обработки по п. 1, содержащий от 0,06 до 1 кг/л (от 0,5 до 8,3 рра) проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости.

5. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта в несущей жидкости.

6. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, причем достаточное количество определяют путем проведения статического теста по осаждению при 25°С в течение 90 мин.

7. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно диспергировано в несущей жидкости в количестве, достаточном, чтобы снизить скорость осаждения проппанта, и недостаточном для волоконного тампонирования, что определяют путем проведения теста с малой щелью, который включает пропускание состава для обработки, содержащего несущую жидкость и волокно без проппанта при 25°С через испытательное устройство для оценки тампонирования, которое содержит щель шириной 1-2 мм, поперечной длиной 15-16 мм и длиной 65 мм, и при расходе жидкости равном 15 см/с.

8. Состав для обработки по п. 1, в котором количество волокна, достаточное для уменьшения осаждения проппанта, определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении теста с длинной щелью, который включает закачивание состава для обработки скважины при 25°С через щель шириной 1-2 мм, длиной 3 м и высотой 0,5 м в течение 60 с при скорости потока 30 см/с по сравнению с эталонной жидкостью, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна.

9. Состав для обработки по п. 1, содержащий от 1,2 до 12 г/л (от 10 до 100 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.

10. Состав для обработки по п. 1, содержащий менее чем 4,8 г/л (менее чем 40 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.

11. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно.

12. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно, имеющее гофрированность от 1 до 10 волн/см длины волокна, угол гофрированности от 45 до 160°, среднюю длину волокна в растянутом состоянии от 3 до 15 мм, средний диаметр волокна от 8 до 40 мкм.

13. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно представляет собой гофрированное нарубленное волокно, имеющее гофрированность, равную или менее чем 5 волн/см длины волокна.

14. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир.

15. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир, причем полиэфир подвергают гидролизу при температуре менее 93°С, что определяют по нагреву 10 г волокна в 1 л деионизированной воды и по достижении рН воды менее чем 3.

16. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно содержит полиэфир, причем полиэфир подвергают гидролизу при температуре от 93 до 149°С, что определяют по нагреву 10 г волокна в 1 л деионизированной воды и по достижении рН воды менее чем 3.

17. Состав для обработки по п. 1, в котором материал волокна содержит полиэфир, причем полиэфир выбирают из группы, состоящей из полимолочной кислоты, полигликолевой кислоты, сополимеров полимолочной и полигликолевой кислоты и их комбинаций.

18. Состав для обработки по п. 1, в котором волокно выбирают из группы, состоящей из волокон полимолочной кислоты (PLA), полигликолевой кислоты (PGA), полиэтилентерефталата (ПЭТФ), полиэфира, полиамида, поликапролактама и полилактона, поли(бутилен)сукцината, полидиоксанона, стекла, керамики, углерода, включая углеродные соединения, элементов в металлической форме, металлических сплавов, шерсти, базальта, акриловых, полиэтиленовых, полипропиленовых, новолоидных смол, полифениленсульфида, поливинилхлорида, поливинилиденхлорида, полиуретана, поливинилового спирта, полибензимидазола, полигидрохинондиимидазопиридина, поли(р-фенилена-2,6-бензобисоксазола), а также вискозной нити, хлопка, целлюлозы и других натуральных волокон, каучука и их комбинаций.

19. Состав для обработки по п. 1, дополнительно содержащий полимерный понизитель трения.

20. Состав для обработки по п. 1, в котором содержащее силикон волокно получают путем экструзии расплава.

21. Состав для обработки по п. 1, в котором силикон представляет собой линейный полисилоксан.

22. Состав для обработки по п. 1, в котором силикон имеет средний молекулярный вес от приблизительно 100000 до приблизительно 900000 г/моль.

23. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий:

закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит:

низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С,

диспергированный в несущей жидкости проппант,

диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас.% силикона; и

поддержание скорости закачки состава для обработки скважины для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм,

причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки.

24. Способ по п. 23, дополнительно содержащий закачку предварительной стадии, стадии без проппанта, завершающей или промывочной стадии или их комбинации.

25. Способ по п. 25, в котором состав для обработки скважины содержит от 0,06 до 1 кг/л (от 0,5 до 8,3 рра) проппанта в расчете на общий объем несущей жидкости.

26. Способ по п. 25, в котором состав для обработки скважины содержит менее чем 4,8 г/л (менее чем 40 ppt) волокон в расчете на общий объем несущей жидкости.

27. Способ по п. 23, в котором волокно присутствует в составе для обработки скважины в количестве, достаточном для уменьшения осаждения проппанта, что определяют путем сравнения накопления проппанта при проведении теста с длинной щелью, который включает закачивание состава для обработки скважины при 25°С через щель шириной 1-2 мм, длиной 3 м и высотой 0,5 м в течение 60 с при скорости потока 30 см/с по сравнению с эталонной жидкостью, содержащей несущую жидкость и проппант без волокна.

28. Способ по п. 23, в котором закачку состава для обработки скважины выполняют неоднородно путем чередования импульсов с проппантом и импульсов с низким содержанием проппанта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к оборудованию и технологиям для осуществления гидравлического разрыва грунта. Система обмена давления, включает в себя ротационный изобарический обменник давления (IPX), выполненный с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, а также двигательную систему, соединенную с IPX и выполненную с возможностью приводить в действие IPX.

Изобретение относится к разработке нефтяных залежей и может быть применено для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) с различной проницаемостью пород. Способ включает проведение исследований до и после проведения ГРП с проппантом, проведение ГРП, определение эффективности ГРП на основе показаний, полученных в результате исследований.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, в частности к оборудованию, технологиям для осуществления гидроразрыва пласта. Система обмена давления содержит систему гидроразрыва, включающую гидравлическую систему передачи энергии в виде ротационного изобарического обменника давления, выполненного с возможностью обмена давления между первым флюидом и вторым флюидом, двигательную систему, соединенную с гидравлической системой передачи энергии и выполненную с возможностью передачи крутящего момента в гидравлическую систему передачи энергии, и контроллер с одним или несколькими режимами работы для управления двигательной системой.

Изобретение относится к разработке жидких полезных ископаемых, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ. Способ приготовления самосуспендирующегося проппанта, характеризующийся тем, что содержит шаги: использование в качестве наполнителя одного или более из материалов: кварцевый песок, керамзит, металлические частицы, сферические частицы стекла, спеченный боксит, спеченный глинозем, спеченный цирконий, синтетическая смола, плакированный песок и частицы измельченной ореховой скорлупы, нагрев наполнителя до 50-300°С, охлаждение до температуры ниже 240°С, добавление адгезива в количестве 0,5-15 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, когда температура полученной смеси снижается до температуры ниже 150°С, добавление водорастворимого полимерного материала в количестве 0,1-5 мас.% от массы наполнителя и перемешивание, металлическая частица выполняется из одного или более следующих материалов: углеродистая сталь, нержавеющая сталь, алюминиевый сплав, железоникелевый сплав и ферромарганцевый сплав, водорастворимый полимерный материал выбирается из натурального полимерного, синтетического полимерного или полунатурального полусинтетического полимерного материала, который разбухает или быстро растворяется в воде, адгезив содержит все материалы, имеющие функции адгезива, содержащие натуральный адгезив и синтетический адгезив, натуральный адгезив содержит животный клей, растительную камедь и минеральный клей, животный клей выбирают из одного или более веществ: кожный клей, костяной клей, шеллак, казеиновый клей, альбуминовый клей и рыбный клей, растительная камедь выбирают из одного или более веществ: крахмал, декстрин, терпентин, тунговое масло, аравийская камедь и натуральный каучук, минеральный клей выбирают из одного или более веществ: минеральный воск и асфальт, синтетический адгезив выбирают из одного или более веществ: фенольная смола, эпоксидная смола, ненасыщенная полиэфирная смола и гетероциклический полимерный адгезив.

Описана система, которая обеспечивает проппант для смешивания в потоке текучей среды из сжиженного газа с помощью эдуктора для получения суспензии проппанта, которая эффективно регулируется системой регулировочного клапана и связанного ПЛК-контроллера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для гидравлического разрыва продуктивного пласта, расположенного между породами-неколлекторами - глинистыми прослоями.
Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления кремнеземистых легковесных керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3.
Изобретение относится к химической промышленности, предназначено для получения натриевых солей карбоксиметиловых эфиров гуминовых материалов и может быть использовано при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к высококонцентрированным безводным аминным солям углеводородполиалкоксисульфатов, причем эти соли выбраны из группы замещенных аминов, предпочтительно алканоламинов.

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны карбонатного и терригенного (карбонатность более 5%) пластов, и может быть использовано в процессе интенсификации притока нефти и освоения скважин путем кислотной обработки, а также при повышении нефтеотдачи пластов методом гидравлического разрыва пласта с использованием кислотных составов.

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас.

Изобретение относится к способу обработки подземного пласта. Способ обработки подземного пласта, включающий приготовление суспензии цементного раствора, выполненной с возможностью схватывания с образованием отвердевшего цементного раствора с прочностью на сжатие ниже давления смыкания разрыва подземного пласта, где указанная суспензия цементного раствора содержит цементирующий материал, воду и меньше чем 4 % деградируемого материала в расчете на массу цементирующего материала в суспензии цементного раствора, закачивание указанной суспензии в подземный пласт при давлении, достаточном для создания разрыва в подземном пласте, при сохранении более высокого давления, чем давление смыкания разрыва, предоставление возможности указанной суспензии схватиться, образуя отвердевший цементный раствор в разрыве, понижение давления ниже давления смыкания разрыва, предоставление возможности отвердевшему цементному раствору в разрыве растрескаться, образуя растрескавшийся отвердевший цементный раствор, и добычу углеводородов из пласта через растрескавшийся отвердевший цементный раствор в разрыве.

Изобретение относится к способам управления, контроля и оптимизации параметров трещин гидроразрыва пласта (ГРП) при проведении ГРП в целевых пластах, отделенных от внешних пластов с высокой активностью содержащихся в них флюидов, тонкими экранами, а также в низкопродуктивных пластах малой мощности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к способам и композициям, в том числе используемым в различных операциях, выполняемых под землей. Способ цементирования в подземном пласте включает обеспечение цементной композиции замедленного схватывания, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, причем замедлитель схватывания содержит производную фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент представляет собой эфир поликарбоновой кислоты; вспенивание цементной композиции замедленного схватывания; активирование цементной композиции замедленного схватывания; введение цементной композиции замедленного схватывания в подземный пласт; и обеспечение схватывания цементной композиции замедленного схватывания в подземном пласте.

Изобретение относится к подземным операциям и, в частности, к введению флюидов, содержащих печную пыль, в ствол скважины через компоновку низа бурильной колонны. Технический результат – повышение эффективности способа за счет сокращения времени на бурение, крепление и цементирование с вытесняющими жидкостями. По способу осуществляют бурение ствола скважины в подземном пласте с использованием компоновки низа бурильной колонны, соединенной с трубчатым элементом. Между стенками трубчатого элемента и стволом скважины образуют кольцевое пространство. Закачивают загустевающий вытесняющий флюид внутрь кольцевого пространства ствола скважины через компоновку низа бурильной колонны. При этом загустевающий вытесняющий флюид содержит печную пыль и воду. Компоновка низа бурильной колонны содержит буровое долото. Загустевающий вытесняющий флюид закачивают через буровое долото. При этом загустевающий вытесняющий флюид закачивают в скважину между буровым флюидом и цементной композицией. 13 з.п. ф-лы, 7 ил., 8 табл.

Изобретение относится к гидравлическому разрыву подземного пласта. Состав для обработки скважины содержит: низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С; диспергированный в несущей жидкости проппант и диспергированное в несущей жидкости волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас. силикона, где состав для обработки скважины не создает волоконного тапонирования при потоке через узкую щель шириной 1-2 мм. Способ обработки пласта, через который проходит ствол скважины, содержащий: закачку состава для обработки скважины в пласт с образованием системы гидроразрыва, причем состав для обработки скважины содержит низковязкую несущую жидкость, имеющую вязкость менее чем 50 мПа⋅с при скорости сдвига 170 с-1 и температуре 25°С, диспергированные в ней проппант и волокно, содержащее от 0,1 до 20 мас. силикона, и поддержание скорости закачки указанного состава для предотвращения волоконного тампонирования в системе гидроразрыва с шириной 1-2 мм, причем волокно содержит полиэфир, который подвергают гидролизу в скважине после закачки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 2 н. и 26 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 2 пр.

Наверх