Способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Углеводороды, такие как нефть, конденсат и газ часто добывают из скважин, которые пробурены в формациях, содержащих их. Часто поток углеводородов в скважине может быть низким, по меньшей мере вследствие по сути слабой проницаемости продуктивных пластов или повреждения формации, вызванной бурением и заканчиванием скважины. Для обеспечения необходимого потока углеводородов могут быть выполнены различные виды обработки, такие как гидравлический разрыв или кислотный разрыв.

[0002] Гидравлический разрыв включает закачивание обрабатывающих текучих сред в формацию при высоких давлениях и расходах, так, чтобы формация продуктивного пласта разрушалась и образовывала разрыв (или сеть разрыва). Расклинивающие наполнители могут быть закачаны в обрабатывающие текучие среды после заполнения для удержания разрыва (разрывов) открытым после сброса давления. Гидравлический разрыв (и кислотный разрыв) горизонтальных скважин, а также многослойных формаций часто влечет использование методов отвода, чтобы обеспечить возможность перенаправления разрыва между различными зонами.

[0003] Методы отвода с использованием твердых частиц могут быть основаны на образовании перемычки из частиц отводящего материала за обсадной трубой и образовании пробки за счет аккумулирования остальных частиц в образованной перемычке. При таких обработках, когда искусственно образованная трещина открыта, добавляется риск того, что твердые частицы, используемые для отвода, фактически не будут образовывать перемычку через разрыв. Вместо того такие частицы могут быть вытеснены из областей вблизи ствола скважины, где необходима высокая проницаемость, и в конечном счете утрачены в трещине (чрезмерное вытеснение).

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0004] Сущность изобретения представлена для ознакомления с выбором принципов, которые дополнительно раскрыты в представленном ниже подробном описании. Данная сущность изобретения не предназначена для определения ключевых или существенных признаков заявленного изобретения, а также не предназначена для использования в качестве ограничения объема заявленного изобретения.

[0005] Приведенные формулировки только представляют информацию, относящуюся к настоящему изобретению, и могут описывать некоторые варианты осуществления, иллюстрирующие сущность настоящей заявки.

[0006] В первом аспекте раскрыт способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина. Способ включает создание разрыва в подземной формации. Способ также включает закачивание обрабатывающей текучей среды в скважину при давлении текучей среды, равном или большем, чем давление начала образования трещины подземной формации, так что обрабатывающая текучая среда используется для транспортирования заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в скважину. Способ дополнительно включает образование пробки в трещине путем введения закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду, перед тем как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает разрыва, без понижения давления текучей среды.

[0007] Во втором аспекте раскрыт способ минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя из подземной формации, через которую проходит скважина. Способ включает введение пульпы, включающей некоторое количество расклинивающего наполнителя, в трещину, образованную в подземной формации, и образование пробки путем введения закупоривающего агента в пульпу одновременно с последней долей расклинивающего наполнителя или после нее, без понижения давления текучей среды, используемого для введения объема расклинивающего наполнителя в трещину.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0008] Способ, которым можно достичь цели настоящего изобретения и другие необходимые характеристики, объясняются в следующем описании и прилагаемых чертежах, на которых:

[0009] фиг. 1 показывает схематическое представление системы насосов для выполнения операции гидравлического разрыва на скважине в соответствии с одним или большим количеством вариантов осуществления, описанных в настоящем документе.

[0010] фиг. 2 показывает графическое представление графика давления на поверхности в соответствии с одним или большим количеством вариантов осуществления, описанных в настоящем документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0011] В последующем описании для обеспечения понимания настоящего изобретения приведено множество деталей. Однако специалист может понять, что настоящее изобретение может быть воплощено без этих деталей, и что возможно выполнение множества вариантов или модификаций описанных вариантов осуществления.

[0012] Вначале следует отметить, что при разработке любого реального варианта осуществления могут быть выполнены многочисленные воплощения - конкретные решения для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие ограничениям, связанным с системой и связанным с бизнесом, которые будут изменяться от одного воплощения к другому. Кроме того, следует иметь в виду, что такие усилия по разработке могут быть сложными и трудоемкими, но тем не менее являются обычным делом для специалистов в данной области техники, воплощающих преимущества данного изобретения. Кроме того, используемый/раскрытый в настоящем документе состав может также содержать некоторые компоненты, отличающиеся от упомянутых. В сущности изобретения и данном подробном описании каждое численное значение следует рассматривать с учетом изменения посредством термина «примерно» (если оно уже не четко определено), а затем рассмотреть снова, как не измененное, если иное не указано в контексте. Кроме того, в сущности изобретения и данном подробном описании следует понимать, что диапазон, указанный или описанный, как полезный, подходящий и т.п., предназначен, чтобы включать поддержание всех возможных поддиапазонов в диапазоне, по меньшей мере потому, что все точки в пределах диапазона, включая конечные точки, должны рассматриваться как заявленные. Например, «диапазон от 1 до 10» следует рассматривать как указывающий каждое возможное число в континууме между примерно 1 и примерно 10. Кроме того, одна или больше опорных точек в настоящих примерах могут быть объединены вместе, или могут быть объединены и одной из опорных точек в спецификации для создания диапазона и, таким образом, включают все возможные значения или числа в данном диапазоне. Таким образом, даже если конкретные опорные точки в пределах диапазона четко определенны или отдельно упомянуты, или если опорные точки из диапазона не указаны, должно быть понятно, что авторы учитывают и понимают, что любая возможная опорная точка в диапазоне должна рассматриваться как определенная, и что авторы обладают знаниями в отношении всего диапазона, каждой возможной точки и поддиапазона в пределах указанного диапазона.

[0013] Следующие определения представлены для того, чтобы помочь специалистам в данной области техники в понимании подробного описания.

[0014] Когда гидравлический разрыв применятся в углеводородных продуктивных пластах для увеличения объема добычи углеводородов из продуктивного пласта, основной целью обработки скважины является увеличение площади продуктивной поверхности формации. Между увеличенной площадью поверхности и эксплуатационной скважиной должен быть расположен путь для потока с проницаемостью, большей, чем у формации. Для увеличения площади поверхности используется высокое давление, которое разрывает скальную породу. В способах по настоящему изобретению путь высокой проницаемости создается путем минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя с помощью создания трещины в подземной формации, введения заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду, и последующего введения закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигнет трещины.

[0015] Способы по настоящему изобретению могут использоваться для обработки по меньшей мере части подземной формации. Термин «обрабатывать» или «обработка» не подразумевает какого-либо конкретного действия с помощью текучей среды. Например, обрабатывающая текучая среда, помещенная или введенная в подземную формацию, может быть, например, жидкостью для гидроразрыва, жидкостью для кислотной обработки (жидкостью для кислотного разрыва, жидкостью для кислотного отвода), жидкостью для воздействия на пласт, жидкостью для борьбы с поступлением песка, раствором для заканчивания скважины, раствором для закрепления стенки ствола скважины, раствором для рекультивации, раствором для цементирования, буровым раствором, жидкостью для гидроразрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра, или раствором для заполнения скважинного фильтра гравием.

[0016] Используемый здесь термин «обрабатывающая текучая среда», относится к какой-либо известной поддающейся перекачиванию и/или текучей среде, используемой в разработке недр, с учетом в сочетании с необходимой функцией и/или необходимой целью. Используемый здесь термин «загуститель» или «закупоривающая текучая среда» представляет собой тип сравнительно малого объема специально подготовленной обрабатывающей текучей среды, помещаемой в ствол скважины или циркулирующей в нем.

[0017] Термин «подземная формация» относится к любой физической формации, залегающей по меньшей мере частично под поверхностью земли.

[0018] Термин «разрыв пласта» относится к процессам и способам разрушения геологической формации и созданию трещины, например, скальной формации, вокруг ствола скважины путем закачивания обрабатывающей текучей среды при очень высоком давлении (давление свыше определенного давления закрытия формации), чтобы увеличить объемы добычи из углеводородного продуктивного пласта или расходы при нагнетании в него. Способы разрыва по настоящему изобретению могут включать образование пробки в разрыве путем введения закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигнет трещины, без понижения давления текучей среды, или же использование обычных компонентов и технологий, известных в данной отрасли.

[0019] Термин «твердая частица» или «частица» относится к твердому объемному объекту с максимальными размерами, меньшими чем примерно 20 мм, например, меньшими чем примерно 15 мм. Кроме того, используемый здесь термин «твердая частица» или «частица» включает уплотняющие шарики. Термин «размеры» объекта относится к расстоянию между двумя произвольными параллельными плоскостями, каждая из которых касается поверхности объекта по меньшей мере в одной точке. Максимальный размер относится к наибольшему расстоянию, существующему для объекта, между любыми двумя параллельными плоскостями, а минимальный размер относится к наименьшему расстоянию, существующему для объекта, между любыми двумя параллельными плоскостями. В некоторых вариантах осуществления используемые твердые частицы обладают отношением между максимальными и минимальными размерами (характеристическое отношение максимума/минимума частицы), которое равно 5 или меньше, например, 3 или меньше, или находится в диапазоне примерно от 0,01 примерно до 5, например, в диапазоне примерно от 0,2 примерно до 4. Подходящие частицы для использования в способах по настоящему изобретению включают любые известные частицы, подходящие для операции гидроразрыва, такие как описаны, например, в публикации заявки на патент США № 2012/0285692, описание которой в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки.

[0020] «Скважина» может быть любым типом скважины, включая продуктивную скважину, непродуктивную скважину, нагнетательную скважину, скважину для поглощения промысловых вод, экспериментальную скважину, разведочную глубокую скважину, и другие. Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными, отклоненными под некоторым углом между вертикалью и горизонталью и их сочетанием, например, вертикальная скважина с не вертикальным компонентом.

[0021] Термин «реальное время» относится к фактическому времени, в течение которого протекает процесс или событие. Контроль в реальном времени данных относится к прямому контролю данных, например, данных, относящихся к размеру или ориентации трещины, это может обеспечивать меры, например, применение закупоривания, предпринимаемых на основании контроля. Подходящая техника, датчики и методика для контроля данных в подземной формации описаны, например, в патентах США №№ 7302849, и 4802144, описание которых в полном объеме включено в настоящий документ посредством ссылки.

[0022] Способы по настоящему изобретению могут быть применены в любом желаемом варианте скважинного применения (таком как, например, гидравлический разрыв и/или интенсификация) в любой момент жизненного цикла продуктивного пласта, месторождения или нефтепромысла. Термин «месторождение» включает наземные (поверхностные и подповерхностные) применения и применения под морским дном. Термин «нефтепромысел» в используемом контексте включает углеводородные нефтяные и газовые продуктивные пласты и формации или участки формаций, где ожидается наличие углеводородной нефти и газа, но могут дополнительно содержаться другие материалы, такие как вода, соляной раствор или некоторые другие составы.

[0023] Термин «хлопья» относится к особому типу твердых частиц, описанных выше. Хлопья представляют собой твердый объемный объект, имеющий толщину, меньшую, чем его другие размеры, например, его длина и ширина.

[0024] В рамках настоящего изобретения частицы и хлопья могут иметь однородную структуру или могут быть неоднородными, например, пористыми или состоящими из композитных материалов.

[0025] Термин «размер частицы», «размер твердой частицы» или «размер хлопьев» относится к диаметру наименьшей воображаемой описанной сферы, которая включает такую твердую частицу или хлопья.

[0026] Термин «чрезмерное вытеснение» относится к движению расклинивающего наполнителя от области трещины вблизи ствола скважины, где необходима высокая проницаемость, в область, лежащую глубже в трещине, где он уже не обеспечивает поддержку для удержания стенок трещины отделенными в достаточной степени друг от друга. Таким образом, чрезмерное вытеснение ведет к частичной потере проницаемости в области вблизи ствола скважины из-за создания сужения на входе трещины или в худшем случае, из-за создания точки сужения, где стенки трещины входят в прямой контакт друг с другом. Таким образом, приемлемая величина чрезмерного вытеснения является функцией геомеханических свойств скальной породы (модуль упругости, коэффициент Пуассона, предел текучести), так что жесткость скальной породы является достаточной для того, чтобы трещина оставалась открытой в незакрепленной области при воздействии на нее напряжения.

[0027] Термин «образование перемычки» относится к намеренному или случайному закупориванию поровых пространств или путей текучей среды в скальной формации или к созданию сужения в стволе скважины или кольцевом пространстве. Перемычка может быть частичной или полной, и может быть вызвана твердыми веществами (выбуренными твердыми веществами, выбуренной породой, осыпями или металлическими обломками), застревающими вместе в узком месте, или изменениями геометрии ствола скважины.

[0028] Термин «ствол скважины» относится к выбуренной скважине или буровой скважине, включая поверхностную открытую или необсаженную часть скважины.

[0029] Термин «пробка» относится к конструкции, которая блокирует проницаемые зоны для предотвращения потерь текучей среды в этих проницаемых зонах или для защиты этих зон от повреждения. Термин «извлекаемая пробка» относится к временной пробке в трещине. Извлекаемая пробка может быть сделана из разлагающегося материала, такого, что пробка по меньшей мере частично разлагается, распадается, растворяется и/или исчезает с течением времени. Например, примерно от 20% до 100% пробки может исчезнуть, например, примерно от 40% примерно до 80% пробки может разложиться, распасться, раствориться и/или исчезнуть с течением времени. В некоторых вариантах осуществления извлекаемая пробка может быть выполнена из неразлагающегося материала, то есть, позже извлекаемого с помощью механических или других приспособлений.

[0030] В то время как варианты осуществления, описанные в настоящем документе, относятся к обработке скважины, они в равной степени применимы к любым скважинным операциям, где необходимо разделение пластов, например, буровым работам, ремонтным работам и тому подобное. В некоторых вариантах осуществления способы по настоящему изобретению могут включать выполнение обработки отведением с помощью твердых частиц, как только будет установлено, что детали внутрискважинной трещины узкие, с тем, чтобы свести к минимуму возможность потери твердых частиц в пределах больших, широко открытых трещин. В некоторых вариантах осуществления способы по настоящему изобретению могут включать оценку изменений и/или расчет изменений геометрии трещины путем контроля данных от одного или большего количества датчиков, в то время как трещина открыта, выполняя прерывание путем прекращения закачки обрабатывающей текучей среды и введения закупоривающего агента, включая выполнение операции гидроразрыва путем введения обрабатывающей текучей среды в ствол скважины при давлении текучей среды, равном или большем, чем давление начала образования трещины в подземной формации, чтобы вызвать образование трещины в подземной формации. Такие способы описаны в заявке «Способ обработки подземной формации» (Method of Treating a Subterranean Formation), автора Бруно Лекерфа (Bruno Lecerf) и др. (поданной одновременно с настоящей заявкой), описание которой включено в полном объеме в настоящий документ посредством ссылки.

[0031] В некоторых вариантах осуществления для обработки подземной формации может быть выполнена одна или больше операций обработки. Одна или больше операций обработки может включать ряд операций гидравлического разрыва пласта, которые могут включать гидроразрыв части подземной формации, обеспечивая достаточное гидравлическое давление, и/или гидроразрыв одного или больше изолированных участков подземной формации, обеспечивая достаточное гидравлическое давление. Для создания трещины также могут быть использованы другие операции обработки, такие как кислотная обработка формации. В некоторых вариантах осуществления в способах по настоящему изобретению могут быть использованы различные компоненты и методы из известных способов отклонения. Например, способы по настоящему изобретению могут включать использование механических изолирующих устройств, таких как пакеры и пробки ствола скважины, установка мостов-пробок, закачивание уплотняющих шариков, и закачивание пастообразных связанных бензойной кислотой хлопьев и удаляемых и/или разлагаемых твердых частиц, таких как те, которые описаны в заявке на патент США № 2002/0007949, описание которой включено в данное описание в полном объеме посредством ссылки.

[0032] В операции гидравлического разрыва обрабатывающая текучая среда, которая может включать заранее определенное количество расклинивающего наполнителя, может быть закачана в ствол скважины при давлении жидкости, равном или большем, чем давление начала образования трещины в подземной формации. Давлением текучей среды является расход (объем/время), при котором закачивается текучая среда. Термин «давление начала образования трещины» относится к давлению текучей среды, достаточному для начала образования трещины в подземной формации.

[0033] Гидроразрыв подземной формации может включать введение сотен тысяч галлонов жидкости для гидроразрыва в скважину. В некоторых вариантах осуществления для гидравлического разрыва пласта может быть использован насос для гидроразрыва. Насос для гидроразрыва представляет собой высокообъемный насос высокого давления, такой как объемный возвратно-поступательный насос. В вариантах осуществления обрабатывающая текучая среда может быть закачана с помощью насоса для гидроразрыва, таким образом, что жидкость для гидроразрыва может быть закачана в ствол скважины при высоком расходе и давлениях, например, при скорости потока, превышающей примерно 20 баррелей в минуту (баррель/мин) (около 4200 галлонов США в минуту) при давлении, превышающем примерно 2500 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв. дюйм). В некоторых вариантах осуществления расход и давление насоса жидкости для гидроразрыва может быть еще выше, например, он может использоваться при скоростях потока, превышающих примерно 100 баррель/мин, и давлении, превышающем примерно 10000 фунт/кв. дюйм.

[0034] На фиг. 1 показана подходящая система 200 насосов, которая может быть использована в способах по настоящему изобретению для закачивания обрабатывающей текучей среды от поверхности 118 скважины 120 в ствол 122 скважины в ходе нефтепромысловой операции. Например, в некоторых вариантах осуществления операция обработки может быть операцией гидроразрыва, а нагнетаемая обрабатывающая текучая среда представляет собой жидкость для гидроразрыва. Как показано на фиг. 1, система 200 насосов включает множество водяных баков 221, которые питают водой установку 223 для производства геля. Установка 223 для производства геля смешивает воду из баков 221 с гелеобразующим агентом для формирования геля. Затем гель направляется в смеситель 225, в котором происходит смешивание геля с расклинивающим наполнителем, поступающим из питателя 227 расклинивающего наполнителя, для формирования жидкости для гидроразрыва. Гелеобразующий агент увеличивает вязкость жидкости для гидроразрыва и может способствовать образованию суспензии расклинивающего наполнителя в жидкости для гидроразрыва.

[0035] Жидкость для гидроразрыва может затем накачиваться при любом необходимом давлении (например, давление от примерно 10 фунт/кв. дюйм до примерно 200 фунт/кв. дюйм, такое как давление от примерно 20 фунт/кв. дюйм до примерно 100 фунт/кв. дюйм, или давление от примерно 40 фунт/кв. дюйм до примерно 80 фунт/кв. дюйм) от смесителя 225 к множеству плунжерных насосов 201, как показано сплошными линиями 212. При необходимости каждый плунжерный насос 201 в варианте осуществления по фиг. 1 может иметь такую же или аналогичную конфигурацию. В некоторых вариантах осуществления, вместо плунжерных насосов могут быть использованы многоступенчатые центробежные насосы. Как показано на фиг. 1, каждый плунжерный насос 201 может принимать жидкость для гидроразрыва при подходящем давлении (например, давление от примерно 10 фунт/кв. дюйм до примерно 200 фунт/кв. дюйм, такое как давление от примерно 20 фунт/кв. дюйм до примерно 100 фунт/кв. дюйм, или давление от примерно 40 фунт/кв. дюйм до примерно 80 фунт/кв. дюйм) и выпускать ее в общий коллектор 210 (также называемый «метательным прицепом» или «метательной установкой») при высоком давлении (например, давление от примерно 1000 фунт/кв. дюйм до примерно 30000 фунт/кв. дюйм, такое как давление от примерно 3000 фунт/кв. дюйм до примерно 20000 фунт/кв. дюйм или давление от примерно 5000 фунт/кв. дюйм до примерно 10000 фунт/кв. дюйм), как показано пунктирными линиями 214. Метательная установка 210 затем направляет жидкость для гидроразрыва от плунжерных насосов 201 в ствол 122 скважины, как показано сплошной линией 215.

[0036] В некоторых вариантах осуществления оценка давления скважины и расхода, необходимых для создания трещин в стволе скважины могут быть рассчитаны и/или оценены с помощью известных методов, устройств, датчиков и методов, таких, которые описаны в работе «Интенсификация продуктивного пласта, третье издание» (Reservoir Stimulation Third Edition) Майкла Дж Экономайдса и Кеннет Дж Нолти (Michael J. Economides and Kenneth G. Nolte), опубликованной Wiley в 2000 году. На основе известных расчетов и/или методов оценки, может быть определена величина гидравлической мощности в л.с., используемой насосной системой для того, чтобы выполнить операцию гидроразрыва. Например, если предполагается, что давление в скважине и подходящий расход составляет 6000 фунт/кв. дюйм (фунтов на квадратный дюйм) и 68 баррелей в минуту (баррель/мин), соответственно, то система 200 насосов должна была бы подавать 10000 гидравлической мощности в л.с. к жидкости для гидроразрыва (то есть, 6000*68/40,8).

[0037] В некоторых вариантах осуществления первичным двигателем в каждом плунжерном насосе 201 может быть двигатель с максимальным режимом работы 2250 л.с. тормозной мощности, который с учетом потерь (около 3% для плунжерных насосов в операциях гидравлического разрыва пласта), позволяет каждому плунжерному насосу 201 прилагать максимум примерно 2182 л.с. гидравлической мощности к жидкости для гидроразрыва. Поэтому, чтобы подавать 10000 л.с. гидравлической мощности к жидкости для гидроразрыва, система 200 насосов по фиг. 1 должна использовать по меньшей мере пять плунжерных насосов 201.

[0038] Чтобы предотвратить перегрузку трансмиссии между двигателем и напорной стороной каждого плунжерного насоса 201, каждый плунжерный насос 201 может успешно работать при максимальной рабочей мощности. Работа насосов при рабочей мощности также дает возможность управлять скоростью каждого из этих насосов, которые будут работать на повышенной скорости и/или пониженной скорости, чтобы поддерживать по существу постоянную скорость нагнетания в течение определенного периода от примерно 60 секунд до примерно 300 минут), во время которого объем второй текучей среды (такой как, например, вторая текучая среда, содержащая закупоривающий агент) вводится в обрабатывающую текучую среду, закачиваемую в скважину. В некоторых вариантах осуществления скорости насосов могут быть отрегулированы таким образом, чтобы скорость, с которой обрабатывающая текучая среда закачивается в ствол скважины, не колебалась больше чем на ±5% от начального расчетного значения (например, ±3,4 баррель/мин для вышеупомянутых условий, при которых расход составляет 68 баррель/мин), при котором обрабатывающая текучая среда закачивается в ствол скважины, или скорости насосов могут быть отрегулированы таким образом, чтобы скорость, с которой закачивается обрабатывающая текучая среда, не колебалась больше чем на ±1% от начального расчетного значения, при котором обрабатывающая текучая среда закачивается в ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления, при необходимости, на период операции гидроразрыва, для управления и/или регулирования всей системы насосов может применяться компьютеризованная система управления.

[0039] В некоторых вариантах осуществления в операции гидроразрыва, где подходящей является гидравлическая мощность 10000 л.с., и, например, на буровой скважине могут использоваться десять плунжерных насосов 201, каждый двигатель насоса может работать при тормозной мощности примерно 1030 л.с. (примерно половина максимума), чтобы подавать к жидкости для гидроразрыва гидравлическую мощность 1000 л.с. по отдельности, и гидравлическую мощность 10000 л.с. вместе. В таких вариантах осуществления, например, если девять из насосов 201 используются для подачи гидравлической мощности (в л.с.) к жидкости для гидроразрыва (и, как будет показано ниже, один из насосов выделен для подачи второй текучей среды с высокой концентрацией закупоривающего агента, такого как текучая среда с высоким содержанием твердых частиц), то каждый из девяти двигателей насосов может работать при тормозной мощности примерно 1145 л.с., чтобы подавать к жидкости для гидроразрыва гидравлическую мощность 10000 л.с., то есть, вплоть до начала добавления второй текучей среды с высокой концентрацией закупоривающего агента (такого как текучая среда с высоким содержанием твердых частиц); и затем каждый двигатель насоса (то есть, всего десяти насосов) может работать при тормозной мощности примерно 1030 л.с. (около половины максимума), чтобы подавать гидравлическую мощность 1000 л.с. по отдельности и гидравлическую мощность 10000 л.с. вместе к обрабатывающей текучей среде (которая будет содержать пробку из второй текучей среды с высокой концентрацией закупоривающего агента, такой как текучая среда с высоким содержанием твердых частиц). Как показано на фиг. 1, на период операции гидроразрыва, для управления и/или регулирования всей системы 200 насосов может применяться компьютеризованная система 229 управления.

[0040] Как было отмечено выше, в некоторых вариантах осуществления текучая среда, закачиваемая с поверхности скважины 118 в ствол 122 скважины, может содержать первую текучую среду, содержащую обрабатывающую текучую среду (как описано выше), которая закачивается одним или большим количеством первых насосов 201 текучей среды, и вторую текучую среду, содержащую закупоривающий агент в несущей текучей среде, которая закачивается одним или большим количеством насосов 201' второй текучей среды. Например, в операции гидроразрыва насосы 201' второй текучей среды могут использоваться для подачи закупоривающего агента в несущую текучую среду. В некоторых вариантах осуществления каждый первый насос 201 текучей среды и каждый второй насос 201' текучей среды может иметь одинаковую или похожую конфигурацию.

[0041] В некоторых вариантах осуществления вторые насосы 201' текучей среды могут принимать поток с высокой концентрацией, включающий в себя закупоривающий агент (такой как текучая среда с высоким содержанием твердых частиц), как описано ниже. Например, в некоторых вариантах осуществления, система 200 насосов включает множество водяных баков 221, которые питают водой установку 223 для производства геля. Установка 223 для производства геля соединяет воду из баков 221 с гелеобразующим агентом и образует гель, который направляется в поплавковый резервуар 231 смешивания/измельчения цемента, где он смешивается с закупоривающим агентом для образования второй текучей среды, в данном случае, второй текучей среды, содержащей заранее определенное количество закупоривающего агента.

[0042] В некоторых вариантах осуществления вторая текучая среда может затем закачиваться при подходящем давлении (например, давление от примерно 10 фунт/кв. дюйм до примерно 200 фунт/кв. дюйм, такое как давление от примерно 20 фунт/кв. дюйм до примерно 100 фунт/кв. дюйм, или давление от примерно 40 фунт/кв. дюйм до примерно 80 фунт/кв. дюйм) из поплавкового резервуара 231 смешивания/измельчения цемента во вторые насосы 201' текучей среды, как показано сплошными линиями 212', и выпускаться вторым насосом 201' текучей среды при высоком давлении (например, давление от примерно 1000 фунт/кв. дюйм до примерно 30000 фунт/кв. дюйм, такое как давление от примерно 3000 фунт/кв. дюйм до примерно 20000 фунт/кв. дюйм, или давление от примерно 5000 фунт/кв. дюйм до примерно 10000 фунт/кв. дюйм) в общий коллектор или метательную установку 210, как показано пунктирными линиями 214'.

[0043] В таких вариантах осуществления обрабатывающая текучая среда, подаваемая в первые насосы текучей среды, может подаваться из множества водяных баков 221, которые питают водой установку 223 для производства геля. Установка 223 для производства геля смешивает воду из баков 221 с гелеобразующим агентом для формирования геля. Затем гель направляется в смеситель 225, в котором происходит смешивание геля с расклинивающим наполнителем, поступающим из питателя 227 расклинивающего наполнителя, для формирования жидкости для гидроразрыва. После того как заранее определенное количество расклинивающего наполнителя (например, количество расклинивающего наполнителя, достаточное для поддержания представляющей интерес трещины) было доставлено в скважину, вода из водяных баков 221 и/или обрабатывающая текучая среда, в которой отсутствует расклинивающий наполнитель, может закачиваться при подходящем давлении (например, давление от примерно 10 фунт/кв. дюйм до примерно 200 фунт/кв. дюйм, например, давление от примерно 20 фунт/кв. дюйм до примерно 100 фунт/кв. дюйм, или давление от примерно 40 фунт/кв. дюйм до примерно 80 фунт/кв. дюйм) непосредственно в первые насосы 201 текучей среды, такие как перекачивающий насос, и выпускаться при высоком давлении к метательной установке 210, как показано пунктирными линиями 214. Метательная установка 210 принимает как первые, так и вторые текучие среды, и направляет их комбинацию в ствол скважины, как показано сплошной линией 215.

[0044] В вариантах осуществления система 200 насосов, показанная на фиг. 1, может использоваться для закачивания закупоривающего агента одновременно с расклинивающим наполнителем или немедленно после него, так что закупоривающий агент может добавляться в наземную линию без понижения производительности насоса. Например, в некоторых вариантах осуществления расход, с которым вводится обрабатывающая текучая среда, не может колебаться более чем на ±5% от начального значения в течение времени (например, в течение периода времени от примерно 10 секунд до примерно 10 минут), когда закупоривающий агент добавляется в наземную линию, или расход, с которым вводится обрабатывающая текучая среда, не может колебаться более чем на ±1% от начального значения в течение времени (например, в течение периода времени примерно от 20 секунд примерно до 5 минут), когда закупоривающий агент добавляется в наземную линию. В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может также вводиться в скважину при расходе в диапазоне от примерно 20 до примерно 120 баррель/мин, например, от примерно 40 до примерно 80 баррель/мин, или при расходе от примерно 50 до примерно 60 баррель/мин.

[0045] В соответствии с описанными выше условиями, в которых 10 насосов текучей среды (9 первых насосов текучей среды и 1 второй насос текучей среды) используются для подачи обрабатывающей текучей среды в скважину 120, для которого подходит гидравлическая мощность 10000 л.с., и предполагая, что каждый из девяти первых насосов 201 текучей среды и один второй насос 201' текучей среды содержит двигатель с максимальной номинальной тормозной мощностью 2250 л.с., каждый двигатель насоса в каждом первом насосе текучей среды и каждом втором насосе текучей среды 201/201' может работать при тормозной мощности примерно 1030 л.с., когда вторая текучая среда вводится в систему текучей среды, чтобы подавать гидравлическую мощность 10000 л.с. в жидкость для гидроразрыва в течение времени, когда закупоривающий агент добавляется в наземную линию (каждый из девяти насосов может работать при тормозной мощности примерно 1145 л.с. (перед периодом времени, когда закупоривающий агент добавляется в наземную линию, и после него), чтобы подавать гидравлическую мощность 10000 л.с. к жидкости для гидроразрыва).

[0046] В некоторых вариантах осуществления общее количество всех насосов 201 в системе 200 насосов по фиг. 1 может быть уменьшено, если двигатели насосов работают при более высокой тормозной мощности в л.с. Кроме того, на период операции гидроразрыва, для управления и/или регулирования всей системы 200 насосов может применяться компьютеризованная система 229 управления.

[0047] Хотя система 200 насосов по фиг. 1 описана для скважины 120, для которой подходит гидравлическая мощность 10000 кВт, должно быть понятно, что система насосов, которая может быть использована в способе по настоящему изобретению, может подавать любое необходимое количество гидравлической мощности к скважине. Например, различные скважины могут иметь потребность в гидравлической мощности в диапазоне примерно от 1000 кВт примерно до 25000 кВт, или в гидравлической мощности в диапазоне примерно от 2000 кВт примерно до 15000 кВт.

[0048] Хотя на фиг. 1 показана система 200 насосов, имеющая восемь первых насосов 201 текучей среды и один второй насос 201' текучей среды, в некоторых вариантах осуществления система насосов может содержать любое подходящее количество первых насосов текучей среды, и любое подходящее количество вторых насосов 201 текучей среды (таких как, например, в вариантах осуществления, где закачивается последовательность буровых растворов), в зависимости от гидравлической мощности, используемой для выполнения необходимой операции в скважине 120, процента мощности, при которой необходимо запускать двигатели насосов, и количества каждой текучей среды (например, объема пробки относительно количества обрабатывающей текучей среды, такого как жидкость для гидроразрыва), которое необходимо закачивать.

[0049] В некоторых вариантах осуществления операция может включать операцию гидроразрыва, в которой в ствол скважины закачиваются в последовательности буровые растворы, имеющие одинаковые или различные концентрации компонентов (например закупоривающий агент). Такие буровые растворы могут закачиваться при расходе от примерно 20 до примерно 120 баррель/мин, например, от примерно 40 до примерно 80 баррель/мин, или примерно при 60 баррель/мин.

[0050] В некоторых вариантах осуществления события, происходящие в скважине, можно контролировать в то время, как закачивается обрабатывающая текучая среда, например, в то время, как обрабатывающая текучая среда, содержащая закупоривающий агент, вводится в скважину для закупоривания трещины (такое введение происходит без существенного понижения давления текучей среды). Например, такой контроль событий может включать сбор и запись данных, таких как, например, данные, показанные на фиг.2 (дополнительное описание фиг. 2 представлено ниже в разделе ПРИМЕРЫ), которая иллюстрирует данные о давлении, собранные и записанные, когда закупоривающий агент достиг места контакта с пластом. Прирост давления обработки может представлять свидетельство, что некоторые перфорированные отверстия закупорены. Кроме того, когда происходит внезапное падение давления, это может указывать, что перфорированные отверстия, которые остались не интенсифицированными на этапе образования трещины, теперь открыты и готовы принять вытесняющую текучую среду, тогда как перфорированные отверстия, куда ранее был помещен расклинивающий наполнитель, закупорены с помощью расклинивающего наполнителя.

[0051] В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может быть введен перед тем как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины. Например, закупоривающий агент может быть введен в обрабатывающую текучую среду одновременно с последней долей расклинивающего наполнителя, например, с последним 1 весовым процентом заранее определенного количества расклинивающего наполнителя, который вводится в ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может быть введен в обрабатывающую текучую среду сразу после того, как все количество расклинивающего наполнителя введено в ствол скважины, но перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигло трещины. Например, закупоривающий агент может быть введен в обрабатывающую текучую среду сразу, то есть, в диапазоне от примерно 2 секунд до примерно 180 секунд после того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя закачано в ствол скважины, например, от примерно 10 секунд до примерно 60 секунд после того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя закачано в ствол скважины.

[0052] В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может быть введен после того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя введено в ствол скважины, но до того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, так что объем «заполнителя» между конечным участком расклинивающего наполнителя и передним краем закупоривающего агента меньше, чем объем ствола скважины между отверстием скважины на поверхности и закупориваемой трещиной. Термин «заполнитель» относится к объему обрабатывающей текучей среды между конечным участком расклинивающего наполнителя, то есть, последней долей обрабатывающей текучей среды, которая содержит расклинивающий наполнитель, и передним краем закупоривающего агента, то есть, первой долей обрабатывающей текучей среды, которая содержит закупоривающий агент. Например, объем заполнителя между конечным участком расклинивающего наполнителя и передним краем закупоривающего агента может составлять примерно от 2% до 90% от объема ствола скважины между отверстием на поверхности и закупориваемой трещиной, например, примерно от 5% до 40% от объема ствола скважины между отверстием на поверхности и закупориваемой трещиной.

[0053] Закупоривающий агент может образовывать извлекаемую пробку в трещине для предотвращения чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя, попавшего в трещину. Величина чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя перекрывается объемом заполнителя и этапами отклонителя текучей среды, закачиваемой после расклинивающего наполнителя. Приемлемый уровень чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя можно оценить с помощью теоретических расчетов, которые включают геомеханические свойства, напряжения скальной породы при необходимой проницаемости в области вблизи ствола скважины. Он также может быть выведен из изучения чувствительности на скважинах, где были использованы различные величины чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя, и где проницаемость вблизи трещины ствола скважины может быть оценена по результатам добычи. Например, способ может предотвратить чрезмерное вытеснение примерно 90% по весу или больше расклинивающего наполнителя (например, около 95% по весу или больше, или около 99% по весу или больше) из трещины в области вблизи ствола скважины, например, предотвращение от вытеснения около 90% по весу или больше расклинивающего наполнителя (например, около 95% по весу или больше, или около 99% по весу или больше) на расстояние, большее, чем примерно 10 футов, от ствола скважины, или на расстояние, большее, чем примерно 20 футов, от ствола скважины, или на расстояние, большее, чем примерно 50 футов, от ствола скважины, или на расстояние, большее, чем примерно 100 футов, от ствола скважины.

[0054] В вариантах осуществления способы по настоящему изобретению могут, кроме того, включать выполнение известной скважинной операции после образования пробки, такой как дополнительная операция гидроразрыва, операция кислотной обработки, операция интенсификации, операция борьбы с поступлением песка, операция заканчивания, операция закрепления стенки ствола скважины, операция обработки для рекультивации, операция цементирования, операция гидроразрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра, и/или операция заполнения скважинного фильтра гравием.

[0055] Согласно некоторым вариантам осуществления способы по настоящему изобретению могут также включать обеспечение по меньшей мере частичного разложения или извлечения пробки по истечении заранее определенного периода времени.

[0056] Согласно некоторым вариантам осуществления способы по настоящему изобретению могут, кроме того, включать установку моста-пробки или песчаной пробки в стволе скважины и последующий разрыв дополнительного слоя или слоев. Мост-пробка может устанавливаться в стволе скважины между отверстием на поверхности ствола скважины и прежде сформированной трещиной. Иначе говоря, способ моста-пробки включает в себя гидравлический разрыв подземной формации, а затем установку моста-пробки и повторение процесса, при необходимости. Использование моста-пробки обеспечивает изоляцию зоны благодаря установке пакера между разрываемой и намеченной зонами. Способ песчаной пробки аналогичен способу моста-пробки, за исключением того, что песчаные пробки используются вместо механических пробок.

[0057] Согласно некоторым вариантам осуществления способы по настоящему изобретению могут включать гидроразрыв последующего слоя или слоев без установки моста-пробки или песчаной пробки.

[0058] Обрабатывающие текучие среды

[0059] Как описано выше, обрабатывающая текучая среда, пригодная для использования в способах по настоящему изобретению (в том числе, в тех вариантах осуществления, которые включают дополнительные скважинные операции) может быть любой обрабатывающей текучей средой, такой как жидкость для гидроразрыва, жидкость для кислотного разрыва (жидкость для кислотного разрыва, жидкость для кислотного отвода), жидкость для воздействия на пласт, жидкость для борьбы с поступлением песка, раствор для заканчивания скважины, раствор для закрепления стенки ствола скважины, раствор для рекультивации, раствор для цементирования, буровой раствор, раствор для гидроразрыва, совмещенного с установкой гравийного фильтра, или раствор для заполнения скважинного фильтра гравием. Растворитель (например, жидкость-носитель или растворитель-носитель) для обрабатывающей текучей среды может быть чистым растворителем или смесью. Подходящие растворители для использования со способами по настоящему изобретению, например, для образования обрабатывающих текучих сред, раскрытые в настоящем документе, могут быть на водной или на органической основе. Растворители на водной основе могут включать по меньшей мере одно из веществ: пресная вода, морская вода, соляной раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смеси. Органические растворители могут включать любой органический растворитель, способный растворять или удерживать во взвешенном состоянии различные другие компоненты обрабатывающей текучей среды.

[0060] В некоторых вариантах осуществления обрабатывающая текучая среда может иметь любую подходящую вязкость, такую как вязкость от примерно 1 сП до примерно 1000 сП (или от примерно 10 сП до примерно 100 сП) при температуре обработки, которая может колебаться от температуры на поверхности до статической температуры забоя скважины (продуктивного пласта), например, от примерно -40°C до примерно 150°C, или от примерно 10°C до примерно 120°C, или от примерно 25°C до примерно 100°C.

[0061] В то время как текучие среды по настоящему изобретению описаны в настоящем документе как содержащие вышеупомянутые компоненты, следует понимать, что обрабатывающие текучие среды по настоящему изобретению могут дополнительно содержать другие химически отличные материалы. В вариантах осуществления обрабатывающая текучая среда может дополнительно содержать стабилизирующие агенты, поверхностно-активные вещества, вещества для отвода или другие добавки. Кроме того, обрабатывающая текучая среда может содержать смесь различных сшивающих агентов, и/или других добавок, таких как волокна или заполнители, при условии, что другие компоненты, выбранные для смеси, совместимы с использованием по назначению обрабатывающей текучей среды. Кроме того, обрабатывающая текучая среда может содержать буферные растворы, регуляторы уровня pH, и различные другие добавки, добавляемые для способствования стабильности или функциональности обрабатывающей текучей среды. Компоненты обрабатывающей текучей среды могут быть выбраны таким образом, чтобы они могли или не могли реагировать с подземной формацией, подлежащей обработке.

[0062] В связи с этим обрабатывающая текучая среда может включать компоненты, независимо выбираемые из любых твердых веществ, жидкостей, газов и их сочетаний, таких как буровые растворы, газонасыщенные или не газонасыщенные жидкости, смеси двух или большего количества смешиваемых или несмешиваемых жидкостей и др. Например, обрабатывающая текучая среда может содержать органические химические вещества, неорганические химические вещества и любые их сочетания. Органические химические вещества могут быть мономерами, олигомерами, полимерами, перекрестно сшитыми веществами, и сочетаниями, тогда как полимеры могут быть термопластичными, термореактивными, влагореактивными, эластомерными и др. Неорганические химические вещества могут быть неорганическими кислотами и неорганическими основаниями, металлами, ионами металла, щелочными и щелочноземельными химическими веществами, минералами, солями и др.

[0063] В обрабатывающую текучую среду могут быть включены различные волокнистые материалы. Подходящие волокнистые материалы могут быть ткаными или неткаными и могут включать органические волокна, неорганические волокна, их смеси и их сочетания.

[0064] В некоторых вариантах осуществления обрабатывающая текучая среда может быть введена в ствол скважины с помощью системы накачки, которая закачивает одну или больше обрабатывающих текучих сред в ствол скважины. Как описано выше, системы накачки могут включать смешивающие или соединяющие устройства, при этом различные компоненты, такие как текучие среды, твердые вещества и/или газы могут быть смешаны или соединены перед закачиванием в ствол скважины. Смешивающее или соединяющее устройство может управляться множеством способов, например с использованием данных, полученных внутрискважинно, из ствола скважины, данных поверхности, или сочетания таких данных.

[0065] В способах по настоящему изобретению могут использоваться любые необходимые дисперсные материалы. Например, дисперсные материалы могут включать сортированный по размеру песок, синтетические неорганические расклинивающие наполнители, расклинивающие наполнители с покрытием, расклинивающие наполнители без покрытия, расклинивающие наполнители с полимерным покрытием и песок со смоляным покрытием.

[0066] В вариантах осуществления, где дисперсный материал представляет собой расклинивающий наполнитель, расклинивающий наполнитель, используемый в способах по настоящему изобретению, может быть любого подходящего размера для поддержки открытой трещины и обеспечения протекания текучей среды через набивку расклинивающим наполнителем, то есть, между расклинивающим наполнителем, образующим набивку, и вокруг него. В некоторых вариантах осуществления расклинивающий наполнитель может быть выбран на основании необходимых характеристик, таких как диапазон размеров, прочность на раздавливание и нерастворимость. В некоторых вариантах осуществления расклинивающий наполнитель может иметь достаточное сопротивление сжатию или раздавливанию, чтобы поддерживать трещину открытой без деформации или раздавливания за счет напряжения закрытия трещины в подземной формации. В вариантах осуществления расклинивающий наполнитель может не растворяться в обрабатывающих текучих средах, обычно встречающихся в скважине.

[0067] Можно использовать любой расклинивающий наполнитель при условии, что он совместим с формацией, обрабатывающей текучей средой, и необходимыми результатами операции обработки. Такие расклинивающие наполнители могут быть природными или синтетическими (включая двуокись кремния, песок, ореховую скорлупу, скорлупу грецких орехов, бокситы, спеченные бокситы, стекло, природные материалы, пластмассовые шарики, металлический материал в виде частиц, буровой шлам, керамические материалы, и любые их сочетания), с покрытием или содержащие химикаты; можно использовать больше, чем один расклинивающий наполнитель, последовательно или в смеси с другими размерами или другими материалами. Расклинивающий наполнитель может быть со смоляным покрытием при условии, что смола и другие химикаты в покрытии совместимы с другими химикатами по настоящему изобретению, такими как термоусадочные и/или усыхающие волокна по настоящему изобретению.

[0068] Используемый расклинивающий наполнитель может иметь любые необходимые размеры частиц, такие как средний размер частиц от примерно 0,15 мм до примерно 2,39 мм (от примерно 8 до примерно 100 меш США), или от примерно 0,25 до примерно 0,43 мм (40/60 меш), или от примерно 0,43 до примерно 0,84 мм (20/40 меш), или от примерно 0,84 до примерно 1,19 мм (16/20), или от примерно 0,84 до примерно 1,68 мм (12/20 меш) и/или от примерно 0,84 до примерно 2,39 мм (8/20 меш) сортированных по размеру материалов. Расклинивающий наполнитель может находиться в пульпе (которая может быть добавлена в обрабатывающую текучую среду) в любой необходимой концентрации, такой как концентрация от примерно 0,12 до примерно 3 кг/л, или от примерно 0,12 до примерно 1,44 кг/л (от примерно 1 PPA до примерно 25 PPA, или от примерно 1 до примерно 12 PPA; PPA — это количество добавленного проппанта (расклинивающего наполнителя) в фунтах на галлон жидкости носителя).

[0069] Закупоривающие агенты

[0070] Подходящие закупоривающие агенты для использования в вышеупомянутых способах включают те, которые способны образовывать пробку в подземной формации. Закупоривающий агент представляет собой материал, способный к закупориванию вблизи трещины для предотвращения проникновения дополнительной текучей среды и вытеснения расклинивающего наполнителя глубже в трещину. Закупоривающий агент может закупоривать трещину за счет, например, образования перемычки с помощью расклинивающих наполнителей в трещине. Подходящие закупоривающие агенты включают те, которые способны образовывать извлекаемые пробки, такие как разлагающиеся пробки или растворимые пробки. Разлагающиеся пробки - это пробки, выполненные из разлагающихся материалов, которые способны полностью или по меньшей мере частично разлагаться. Растворимые пробки - это пробки, выполненные из растворимых материалов, которые способны полностью или по меньшей мере частично растворяться. Например, подходящий закупоривающий агент может быть текучей средой с высоким содержанием твердых частиц, таких как разлагающиеся уплотняющие шарики, то есть биошарик, или жидкостью-носителем и закупоривающим агентом. Примеры подходящих закупоривающих агентов включают разлагаемые материалы, плавкие материалы, растворимые материалы и неразлагаемые материалы.

[0071] Как описано в документе WO 2013085412, описание которого включено в настоящий документ в полном объеме посредством ссылки, использование текучей среды с высоким содержанием твердых частиц может включать использование пульпы, содержащей мультимодальную смесь твердых частиц для закупоривания трещины ствола скважины или зоны формации во время многоступенчатого гидроразрыва. Прокачиваемая или жидкотекучая и подвижная пульпа называется текучей средой с высоким содержанием твердых частиц или (HSCF). В некоторых вариантах осуществления вышеупомянутая вторая текучая среда, содержащая закупоривающий агент, может быть текучей средой HSCF, в которой либо (i) объем непрерывной жидкой фазы пульпы понижен (дегидратация), так что объем твердых частиц превышает объемную долю уплотненного материала, или (ii) вязкость непрерывной жидкой фазы пульты увеличена до точки, в которой пульпа не может течь при приложенном давлении текучей среды. В некоторых вариантах осуществления какие-либо действия могут быть подходящими, чтобы вызвать образование механически устойчивой пробки. Такая пробка может быть химически извлекаемой или постоянной.

[0072] В некоторых вариантах осуществления жидкость-носитель для закупоривающего агента может содержать, например, воду, такую как пресная вода или морская вода; способные к гидратации гели, такие как гуары, полисахариды, ксантан, гидроксил-этил-целлюлоза, и другие; поперечно сшитый способный к гидратации гель; кислоту с увеличенной вязкостью, такую как кислота на основе геля; эмульгированная кислота, такая как масляная кислота с внешней фазой; активированная текучая среда, такая как пена на основе N2 или CO2; и буровой раствор на нефтяной основе, такой как огеленная, вспененная, или с вязкостью, увеличенной другим способом, нефть. Кроме того, жидкость-носитель может быть соляным раствором или может включать соляной раствор. В некоторых вариантах осуществления жидкость-носитель может включать поли-амино-многоосновную карбоновую кислоту и представлять собой тринатриевый гидроксил-этил-этилен-диамин триацетат, моноаммониевую соль гидроксил-этил-этилен-диамин триацетата и/или мононатриевую соль гидроксил-этил-этилен-диамин тетраацетата.

[0073] Жидкость-носитель с достаточной вязкостью может обладать способностью удерживать во взвешенном состоянии песок, имеющийся в стволе скважины, и переносить его в трещину, таким образом, дополнительно минимизируя вероятность более позднего застревания моста-пробки и минимизируя длину вблизи трещины ствола скважины, которая оставалась бы не закрепленной. Вязкость текучей среды, которая является достаточной, зависит от размера и удельного веса расклинивающего наполнителя, оставшегося в стволе скважины и удерживаемого во взвешенном состоянии.

[0074] В вариантах осуществления закупоривающий агент может быть выполнен из материалов промышленной формы, при нагрузке, достаточно высокой, чтобы быть перехваченным вблизи ствола скважины. Например, нагрузка может колебаться от примерно 20 фунт/1000 галлонов (2,4 г/л) до примерно 1000 фунтов/1000 галлонов (120 г/л), или от примерно 40 фунт/1000 галлонов (4,8 г/л) до примерно 750 фунт/1000 галлонов (90 г/л). Промышленной формой закупоривающего агента могут быть круглые частицы, имеющие размеры, которые оптимизированы для закупоривания. В некоторых вариантах осуществления вещества закупоривающего агента могут быть различных форм, такой как кубы, тетраэдры, октаэдры, пластинчатые формы (хлопья), овал и другие. Вещества закупоривающего агента могут быть любых размеров, которые подходят для закупоривания. Например, как описано в публикации заявки на патент США № 2012/0285692, описание которой включено в настоящий документ в качестве ссылки в полном объеме, закупоривающий агент может включать частицы, имеющие средний размер частицы от примерно 3 мм до примерно 2 см, при размере частиц в диапазоне от примерно 5 мм до примерно 12 мм. Кроме того, закупоривающий агент может дополнительно включать второе количество частиц, имеющих средний размер частицы от примерно 1,6 до примерно 20 раз меньше, чем средний размер частицы. В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может включать хлопья, имеющие средний размер частицы до 10 раз меньший, чем первый средний размер частицы.

[0075] Промышленные формы веществ закупоривающего агента могут быть выполнены из поддающегося набуханию материала. Поддающийся набуханию материал может быть материалом, который набухает в присутствии углеводородов, воды или их смесей. Подходящие поддающиеся набуханию материалы могут включать, например, эластомеры, поддающиеся набуханию смолы, поддающиеся набуханию полимеры, глины и др. Например, материал может представлять собой поперечно связанные полиакриламиды и производные полиакриловой кислоты, сукновальную глину, бентонит; нефтенабухающий каучук; водонабухающие эластомеры; и их смеси.

[0076] Поддающиеся набуханию частицы, подходящие для использования в качестве закупоривающего агента, могут быть любой формы и размера, такой как зерна, сферы, волокна, имеющие определенную форму частицы, капли, шарики и др. Поддающиеся набуханию материалы могут быть разлагаемыми или растворимыми в присутствии кислот, гидроокисей, аминов или других реагирующих веществ. Время набухания частиц может регулироваться с помощью медленно растворимых покрытий, добавок на основе текучей среды или в составе поддающегося набуханию материала, или с помощью изменения температуры. Например, поддающиеся набуханию материалы и волокна могут быть взвешенными в основной текучей среде, такой как реагент на водной основе, огеленные текучие среды, поперечно связанные текучие среды, вязкоупругие поверхностно-активные текучие среды, пены, эмульсии, соляные растворы или их смеси.

[0077] Другие поддающиеся набуханию частицы могут включать модифицированный расклинивающий наполнитель, включающий частицы расклинивающего наполнителя и гидрогелевое покрытие, при этом гидрогелевое покрытие наносится на поверхность частиц расклинивающего наполнителя и располагается на поверхности, чтобы создать модифицированный расклинивающий наполнитель, как раскрыто в публикации заявки на патент США № 2013/0233545, описание которой включено в настоящий документ в полном объеме посредством ссылки.

[0078] Удаляемые закупоривающие агенты

[0079] Удаляемые закупоривающие агенты могут быть любыми материалами, такими как твердые материалы (включая, например, разлагаемые твердые вещества и/или растворяемые твердые вещества), которые могут быть удалены в течение необходимого периода времени. В некоторых вариантах осуществления удалению можно способствовать или ускорять его с помощью промывочного раствора, содержащего соответствующие реагирующие вещества (например, способные реагировать с одной или больше молекул закупоривающего агента для расщепления связи в одной или больше молекул в закупоривающем агенте), и/или растворителя (например, способного вызывать переход молекул закупоривающего агента из твердой фазы, и их распределение и/или растворение в жидкой фазе), например, компонент, который вызывает изменения уровня pH и/или минерализации. В некоторых вариантах осуществления удалению можно способствовать или ускорять его с помощью промывочного раствора, содержащего соответствующий компонент, который изменяет уровень pH и/или минерализации. Удалению также может способствовать увеличение температуры, например, когда обработка выполняется перед нагнетанием в пласт пара и/или изменением давления.

[0080] В некоторых вариантах осуществления удаляемые вещества закупоривающего агента могут быть разлагаемым веществом и/или растворимым веществом. Разлагаемый агент относится к материалу, который будет по меньшей мере частично разлагаться (например, за счет расщепления химической связи) в течение необходимого периода времени, так что для удаления пробки не используется никакое дополнительное вмешательство. Например, может разлагаться по меньшей мере 30% удаляемого материала, например, по меньшей мере 50%, или по меньшей мере 75%. В некоторых вариантах осуществления может разлагаться 100% удаляемого материала. Разложение удаляемого материала может начинаться из-за изменения температуры и/или из-за химической реакции между удаляемым материалом и другим реагирующим веществом. Разложение может включать растворение удаляемого материала.

[0081] Удаляемые материалы для использования в качестве закупоривающего агента могут быть в любой подходящей форме: например, порошок, твердые частицы, капли, крошка или волокна. Когда удаляемый материал находится в виде волокон, волокна могут иметь длину от примерно 2 до примерно 25 мм, например, от примерно 3 мм до примерно 20 мм. В некоторых вариантах осуществления волокна могут иметь линейную массовую плотность от примерно 0,111 дтекс до примерно 22,2 дтекс (примерно от 0,1 примерно до 20 денье), например, от примерно 0,167 до примерно 6,67 дтекс (от примерно 0,15 до примерно 6 денье). Подходящие волокна могут разлагаться в скважинных условиях, которые могут включать температуры, доходящие до примерно 180°C (примерно 350°F) или больше, и давления, доходящие до примерно 137,9 МПа (примерно 20000 фунт/кв. дюйм) или больше, в период, подходящий для выбранной операции, от минимального периода от около 0,5, около 1, около 2 или около 3 часов до максимального около 24, около 12, около 10, около 8 или около 6 часов, или в диапазоне от любого минимального периода до любого максимального периода.

[0082] Удаляемые материалы могут быть чувствительны к окружающей среде, поэтому при выборе соответствующего удаляемого материала следует учитывать свойства разбавления и осаждения. Удаляемый материал, используемый в качестве уплотнителя, может сохранять работоспособность в формации или стволе скважины в течение достаточно долгого времени (например, от примерно 3 до примерно 6 часов). Период должен быть достаточно долгим для операций на каротажном кабеле для перфорации следующего продуктивного песка, с последующим заканчиванием операций гидравлического разрыва (разрывов), и трещины, чтобы замкнуть расклинивающий наполнитель, прежде чем он полностью осядет, при условии улучшенной проницаемости трещины.

[0083] Добавочные подходящие удаляемые материалы и способы их использования включают те, которые раскрыты в публикациях заявки на патент США №№ 2006/0113077, 2008/0093073 и 2012/0181034, описания которых включены в настоящий документ в полном объеме посредством ссылки. Такие материалы включают неорганические волокна, например, известняка или стекла, но чаще бывают полимерами или сополимерами эфиров, амидов или других аналогичных материалов. Они могут быть частично гидролизированными в не основных местоположениях. Любые такие материалы, которые являются извлекаемыми (благодаря тому, что материалы могут, например, разлагаться и/или растворяться), в соответствующее время при встречающихся условиях, также могут использоваться в способах по настоящему изобретению. Например, могут использоваться полиолы, содержащие три или больше гидроксильных групп. Подходящие полиолы включают полимерные полиолы, которые способны растворяться при нагревании, деминерализации или при их сочетании, и содержат гидроксилзамещенные атомы углерода в полимерной цепочке, отделенные от соседних гидроксилзамещенных атомов углерода по меньшей мере одним атомом углерода в полимерной цепочке. Полиолы могут быть свободны от соседних замещающих гидроксильных групп. В некоторых вариантах осуществления полиолы имеют среднемассовую молекулярную массу от примерно 5000 до примерно 500000 дальтон или больше, такую как от примерно 10000 до примерно 200000 дальтон.

[0084] Дополнительные примеры удаляемых материалов включают полигидроксилканоаты, полиамиды, поликапролактоны, полигидроксибутираты, полиэтилентерефталаты, поливинилалкоголи, полиэтилен оксид (полиэтиленгликоль), поливинилацетат, частично гидролизованный поливинилацетат, и сополимеры этих материалов. Полимеры или сополимеры эфиров, например, включают замещенную и незамещенную кислоту лактида, гликолида, полилактида и полигликолевую кислоту. Например, подходящие удаляемые материалы для использования в качестве закупоривающих агентов включают полиактидную кислоту; поликапролактон; полигидроксибутират; полигидроксивалерат; полиэтилен; полигидроксиалканоаты, такие как поли[R-3-гидроксибутират], поли[R-3-гидроксибутират-со-3-гидроксивалерат], поли[R-3-гидроксибутират-со-4-гидроксивалерат], и другие; полимеры на основе крахмала; полиактидную кислоту и сополимеры; полигликолевую кислоту и сополимеры; алифатические-ароматические полиэфиры, такие как поли(ε-капролактон), полиэтилен терефталат, полибутилен терефталат, и другие; поливинилпирролидон; полисахариды; поливинилимидазол; полиметакриловую кислоту; поливиниламин; поливинилпиридин; и протеины, такие как желатин, пшеничный и кукурузный глютен, мука из семян хлопчатника, белки молочной сыворотки, миофибриллярные белки, казеины и другие. Полимеры или сополимеры амидов, например, могут включать полиакриламиды.

[0085] Удаляемые материалы, такие как, например, разлагаемые и/или растворимые материалы могут использоваться в закупоривающем агенте в высоких концентрациях (таких как от примерно 20 фунт/1000 галлонов до примерно 1000 фунт/1000 галлонов, или от примерно 40 фунт/1000 галлонов до примерно 750 фунт/1000 галлонов), чтобы образовывать временные пробки или перемычки. Удаляемые материалы могут также использоваться при концентрациях по меньшей мере 4,8 г/л (40 фунт/1000 галлонов), по меньшей мере 6 г/л (50 фунт/1000 галлонов) или по меньшей мере 7,2 г/л (60 фунт/1000 галлонов). Максимальные концентрации этих материалов, которые могут использоваться, могут зависеть от имеющегося на поверхности оборудования для добавления и смешивания.

[0086] Подходящие удаляемые закупоривающие агенты также включают растворяемые материалы и плавкие материалы (оба из которых могут также быть разлагаемыми). Плавкие материалы представляют собой материал, который будет переходить из твердой фазы в жидкую фазу после воздействия адекватного катализатора, которым обычно является температура. Растворимый материал (в противоположность разлагаемому материалу, который, например, может быть материалом, который может (при определенных условиях) быть разрушен на меньшие частицы за счет химического процесса, который приводит к расщеплению химических связей, такого как гидролиз), представляет собой материал, который будет переходить из твердой фазы в жидкую фазу после воздействия соответствующего растворителя или системы растворителей (то есть, он растворим в одном или больше растворителей). Растворитель может быть жидкостью-носителем, используемой для гидроразрыва скважины, или добываемой текучей средой (углеводородами) или другой текучей средой, используемой во время обработки скважины. В некоторых вариантах осуществления оба процесса растворения и разложения могут применяться в удалении закупоривающего агента.

[0087] Такие удаляемые материалы, например, растворимые, способные к плавлению и/или разлагаемые материалы могут находиться в любой форме: например, порошок, твердые частицы, капли, крошка или волокна. Когда такой материал находится в виде волокон, волокна могут иметь длину от примерно 2 до примерно 25 мм, например, от примерно 3 мм до примерно 20 мм. Волокна могут иметь любую подходящую величину в денье, такую как от примерно 0,1 до примерно 20, или от примерно 0,15 до примерно 6 денье.

[0088] Примеры подходящих удаляемых волокнистых материалов включают волокна полиактидной кислоты (PLA) и полигликолида (PGA), стекловолокна, волокна полиэтилен терефталата (PET), и другие.

[0089] В некоторых вариантах осуществления содержимое закупоривающего агента может включать предварительно обработанные волокнистые хлопья, которые представляют собой твердые частицы, удерживаемые внутри сети волокна.

[0090] Неудаляемый материал

[0091] В некоторых вариантах осуществления закупоривающий агент может быть неудаляемым материалом, который представляет собой материал, который по меньшей мере частично не разлагается в течение необходимого периода времени. Неразлагаемые материалы, подходящие для использования в качестве закупоривающего агента, включают цемент, расклинивающий наполнитель и материал состава, аналогичного расклинивающему наполнителю (например, керамика, пески, бокситы). Неразлагаемые материалы образуют неразлагаемую (и/или нерастворимую) пробку, которая может впоследствии быть по меньшей мере частично или полностью удаленной с использованием других средств, таких как колонна насосно-компрессорных труб или абразив, такой как песок.

[0092] Вышеизложенное дополнительно проиллюстрировано со ссылкой на следующие примеры, которые представлены с целью иллюстрации и не предназначены для ограничения объема настоящего изобретения.

ПРИМЕРЫ

[0093] В первом примере горизонтальная скважина подвергнута гидроразрыву в участках, которые механически изолированы с помощью мостов-пробок. Каждый участок имеет 300 футов в длину и имеет шесть 1-футовых групп перфорированных отверстий, которые отделены 50 футами. Каждая группа перфорированных отверстий содержит шесть перфорированных отверстий. Перфорированные отверстия находятся на измеренной глубине, так что вытесняемый объем из ствола скважины в перфорированные отверстия составляет около 300 баррелей (bbl).

[0094] Ступень гидроразрыва, содержащая 80000 фунтов (фунт) расклинивающего наполнителя, закачивалась в скважину для размещения расклинивающего наполнителя. После размещения расклинивающего наполнителя было закачано около 20 баррелей заполнителя, с последующей закачкой закупоривающего агента. Закупоривающий агент включает (i) 50 фунтов разлагаемых частиц, имеющих гранулометрический состав, колеблющийся от примерно 3 мм до 100 меш, и (ii) 8,4 фунта волокон в 5 баррелях 25-фунтового линейного геля. Это соответствует 238 фунт/1000 галлонов частиц и 40 фунт/1000 галлонов волокна.

[0095] Закупоривающий агент подавался из высококонцентрированного потока, который закачивался при расходе примерно 8 баррель/мин, тогда как насосы гидроразрыва закачивали линейный гель при примерно 42 баррель/мин, для достижения общего расхода при закачивании примерно 50 баррель/мин. Таким образом, высококонцентрированный поток был «разведен» в потоке гидроразрыва, и внутрискважинный загуститель имеет свойства, показанные в следующий таблице 1.

Таблица 1:
Компоненты внутрискважинного загустителя
Объем загустителя баррель 30
Концентрация частиц фунт/1000 галлонов (частей на тысячу) 40
Концентрация волокон частей на тысячу 50

[0096] Загуститель вытеснялся с помощью примерно 350 баррелей не содержащей твердых частиц, поперечно связанной текучей среды. Сразу после того как расклинивающий наполнитель был выдавлен в перфорированные отверстия, скорость закачивания падала с 50 баррель/мин до 20 баррель/мин, чтобы поддерживать действующим закупоривающий агент. Время, использованное для замедления насоса, обуславливает объем заполнителя между концом расклинивающего наполнителя, который был закачан в перфорированные отверстия при полном расходе, и началом закупоривающего агента, который был выдавлен в перфорированные отверстия при пониженном расходе.

[0097] Как показано на фиг. 2, давление на поверхности увеличивалось примерно на 3100 фунт/кв. дюйм, когда закупоривающий агент сталкивался с поверхностью песчаного пласта. Прирост давления обработки свидетельствует, что некоторые пробки перфорированных отверстий закупорены. Увеличение давления сопровождается внезапным падением давления, до примерно 1000 фунт/кв. дюйм, что может указывать, что перфорированные отверстия, которые остались не интенсифицированными в течение этапа образования трещины, теперь открыты и готовы принять вытесняющую текучую среду, тогда как перфорированные отверстия, куда ранее был помещен расклинивающий наполнитель, закупорены с помощью расклинивающего наполнителя.

[0098] Впоследствии мост-пробка закачивался в ствол скважины, и последующая секция заканчивалась аналогично первой секции, описанной выше. В процессе промывки скважины и закачивания ствола скважины расклинивающий наполнитель не вытеснялся глубже в трещину, поскольку текучая среда направлялась в перфорированные отверстия, которые не были интенсифицированы во время последовательности от заполнения к промывке.

[0099] Хотя предшествующее описание было раскрыто в настоящем документе со ссылками на конкретные средства, материалы и варианты осуществления, оно не предназначено для ограничения изложенными здесь особенностями; но распространяется на все функционально эквивалентные конструкции, способы и применения, такие, которые находятся в объеме прилагаемых пунктов формулы. Кроме того, хотя в представленном выше описании подробно были раскрыты только несколько типовых вариантов реализации, специалисты в данной области техники без труда поймут, что множество модификаций возможно в типовых вариантах реализации, существенно не отступая от изобретения способы минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя при гидравлических разрывах пласта. Соответственно, предполагается включение всех таких модификаций в объем настоящего описания, который определен в формуле изобретения. В формуле пункты “средство плюс функция» предназначены для охвата структур, описанных в настоящем документе, как выполняющих указанную функцию, и не только конструктивных эквивалентов, но также и эквивалентных конструкций. Таким образом, хотя гвоздь и шуруп могут не быть конструкционными эквивалентами в том, что гвоздь использует цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных деталей, тогда как шуруп использует винтовую поверхность, в условиях крепления деревянных деталей гвоздь и шуруп могут быть эквивалентными конструкциями. Это - выраженное намерение заявителя не ссылаться на статью 35§ 112(f) кодекса США для каких-либо ограничений любого из пунктов формулы, за исключением тех, в которых пункт явно использует выражение «предназначенный» вместе со связанной функцией.

1. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, включающий:

создание трещины в подземной формации;

закачивание обрабатывающей текучей среды в скважину при давлении текучей среды, равном или большем, чем давление начала образования трещины подземной формации, при этом обрабатывающая текучая среда используется для транспортирования заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в скважину;

введение закупоривающего агента без уменьшения давления текучей среды, при закачивании обрабатывающей текучей среды, причем закупоривающий агент вводится в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, и

предотвращение чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя, попавшего в трещину, путем образования извлекаемой пробки из закупоривающего агента в трещине.

2. Способ по п.1, в котором закупоривающий агент содержит материал, выбранный из группы, состоящей из удаляемого материала и не удаляемого материала.

3. Способ по п.2, в котором

закупоривающий агент представляет собой удаляемый материал, который содержит разлагаемый материал, а

способ дополнительно включает обеспечение возможности разлагаемому материалу по меньшей мере частично разлагаться после заранее определенного периода времени таким образом, чтобы разлагаемая пробка исчезала.

4. Способ по п.2, в котором

закупоривающий агент представляет собой удаляемый материал, который содержит растворимый материал, а

способ дополнительно включает обеспечение возможности растворимому материалу по меньшей мере частично растворяться после заранее определенного периода времени таким образом, чтобы растворимая пробка исчезала.

5. Способ по п.1, в котором закупоривающий агент вводится в обрабатывающую текучую среду с последним 1 массовым процентом заранее определенного количества расклинивающего наполнителя, который закачивается в ствол скважины.

6. Способ по п.1, в котором закупоривающий агент вводится в обрабатывающую текучую среду за время, которое находится в диапазоне от примерно 2 до примерно 180 секунд, после того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя закачано в ствол скважины.

7. Способ по п.1, в котором закупоривающий агент вводится после того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя введено в ствол скважины, но до того, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, так что объем заполнителя между конечным участком расклинивающего наполнителя и передним краем закупоривающего агента меньше, чем объем ствола скважины между отверстием скважины на поверхности и закупориваемой с помощью разлагаемой пробки трещиной.

8. Способ по п.1, который также включает выполнение скважинной операции после того, как образована разлагаемая пробка.

9. Способ по п.1, согласно которому обрабатывающая текучая среда закачивается в ствол скважины при расходе, в диапазоне от примерно 20 баррелей в минуту (баррель/мин) (2,38 м3/мин) до примерно 120 баррелей в минуту (баррель/мин) (14,31 м3/мин).

10. Способ по п.1, который также включает установку моста-пробки в стволе скважины между отверстием на поверхности ствола скважины и трещиной.

11. Способ минимизации чрезмерного вытеснения расклинивающего наполнителя из подземной формации, через которую проходит скважина, который включает:

введение пульпы, включающей некоторое количество расклинивающего наполнителя, в трещину, образованную в подземной формации;

введение закупоривающего агента в пульпу одновременно с последней долей расклинивающего наполнителя или после нее без понижения давления текучей среды, используемого для введения объема расклинивающего наполнителя в трещину, и

закупоривание трещины путем образования пробки из закупоривающего агента.

12. Способ по п.11, в котором расход, с которым пульпа закачивается в ствол скважины, не колеблется больше чем на 5%, когда закупоривающий агент вводится в пульпу.

13. Способ по п.11, в котором пульпа закачивается в ствол скважины при расходе, колеблющемся примерно от 20 баррелей в минуту (баррель/мин) (2,38 м3/мин) примерно до 120 баррелей в минуту (баррель/мин) (14,31 м3/мин).

14. Способ по п.11, в котором закупоривающий агент содержит удаляемый материал.

15. Способ по п.14, в котором удаляемый материал содержит волокно.

16. Способ по п.14, в котором закупоривающий агент представляет собой удаляемый материал, содержащий твердые частицы.

17. Способ по п.14, в котором удаляемый материал образует пробку в разломе путем образования перемычки с помощью расклинивающих наполнителей в трещине.

18. Способ по п.14, который дополнительно включает обеспечение возможности разлагаемому материалу по меньшей мере частично разлагаться после заранее определенного периода времени таким образом, чтобы разлагаемая пробка исчезала.

19. Способ по п.10, в котором ни мост-пробка, ни песчаная пробка не устанавливаются в стволе скважины перед гидроразрывом последующего пласта.

20. Способ по п.10, в котором текучая фаза пульпы содержит один или больше элементов, выбранных из группы, состоящей из вязкоупругого поверхностно-активного вещества, дополнительного поверхностно-активного вещества и реологического модификатора.



 

Похожие патенты:

Способ заканчивания скважины, включающий в себя устранение условия выпадения проппанта, которое возникло на интервале продуктивной зоны. Способ включает в себя создание скважины, и крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, а также установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, при этом запорная арматура создает удаляемый барьер для потока текучей среды в стволе.

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к композициям и жидкостям, используемым при обработке скважин гидравлическим разрывом. Гелевая композиция, содержащая акриламидный полимер или сополимер, поперечно сшитый диальдегидом, полученная смешиванием акриламидного полимера или сополимера с диальдегидом в водном растворе при рН в диапазоне от приблизительно 9,0 до приблизительно 11, где акриламидный полимер или сополимер имеет заряд в пределах от приблизительно 15 до приблизительно 35 мол.%, а молярное соотношение диальдегида к мономерам акриламидного полимера или сополимера находится в пределах примерно больше, чем от приблизительно 1,1 до приблизительно 2,0.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Группа изобретений относится к вариантам способа выполнения стимулирующих операций с размещением проппанта на буровой площадке. Буровая площадка имеет ствол скважины, проникающий в пласт месторождения, имеющий разрыв.

Изобретение относится к добыче газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов. Способ добычи газообразных углеводородов и/или жидких углеводородов из подземных пластов, характеризующийся использованием смолы полимолочной кислоты, содержащей компонент, представляющий собой поли-L-молочную кислоту, и компонент, представляющий собой поли-D-молочную кислоту, при этом также характеризующейся удельной теплотой плавления при 190°С или более, измеренной методом дифференциальной сканирующей калориметрии, 20 Дж/г или более.

Изобретение относится к флюидам для обработки подземных пластов при добыче нефти и газа. Флюид для обработки пласта на водной основе, содержащий смесь или дисперсию в воде, включающую по меньшей мере один полимер, увеличивающий вязкость, представляющий собой водорастворимый или водонабухающий полимер, выбранный из группы, состоящей из сшитых полисахаридов, сшитых по меньшей мере одним сшивающим средством, выбранным из группы, состоящей из боратных, циркониевых, алюминиевых, титановых и хромовых металлоорганических сшивающих средств, или выбранный из группы, состоящей из гуаровой смолы, гидроксипропилгуара, карбоксиметилгуара, карбоксиметилгидроксипропилгуара, их комбинаций, или из группы, состоящей из недериватизированного гуара, крахмалов, целлюлозы, дериватизированных гуаров, полиакриламидов, полиакрилатов, функционализированных полиакриламидных полимеров, сополимеров акриламидметилпропансульфоновой кислоты, поливинилового спирта, поливинилпирролидонов, сополимеров малеинового ангидрида и метилвинилового эфира, полиэтиленоксидов, их комбинаций, по меньшей мере один органический разжижающий пероксид и по меньшей мере один промотор из группы, состоящей из тиосульфатных солей, сульфитных солей, бисульфитных солей, эриторбатных солей, изоаскорбатных солей и их комбинаций, где флюид для обработки пласта на водной основе по существу не содержит амина, если промотором является тиосульфатная соль.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к заканчиванию скважин. Способ заканчивания скважины содержит создание скважины, содержащей ствол, проходящий в подземный пласт, крепление по меньшей мере нижнего участка скважины эксплуатационной обсадной колонной, установку запорной арматуры в эксплуатационной обсадной колонне, причем запорная арматура создает удаляемый барьер для прохода текучей среды в стволе.

Изобретение относится к стимулирующим текучим средам для гидроразрыва углеводородсодержащего пласта и системному оборудованию для них. Технический результат – повышение экономичности, эффективности и безопасности обработки.

Изобретение относится к технологии изготовления керамических проппантов и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к составам и способам, предназначенным для обработки подземной формации. Суспензия сшивающего агента для жидкости для обслуживания скважин включает эмульсию, содержащую жидкость на водной основе и масло, эмульгатор и борсодержащее соединение в количестве от приблизительно 10% до приблизительно 50%.

Группа изобретений относится к смазкам, применяемым в скважинных флюидах. Технический результат – улучшение смазывания металлических поверхностей с целью снижения трения, скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к расклинивающему агенту для гидравлического разрыва. Способ получения частиц расклинивающего агента включает использование суспензии боксита, суспензия содержит реагент, содержащий полисахарид, где содержание твердой фазы в суспензии составляет от 25 вес.

Изобретение относится к комплексам лантанидов с производными пиразоловых кислот, а именно к новым пиразолкарбоксилатам лантанидов общей формулы: Ln(L)3(H2O)x, в которой L означает C3N2A1A2B1B2COO-, и имеет структурную формулу, приведенную ниже, и где Ln=Eu, Tb, Gd, x=2 и А2=В1=В2=Н или A2=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=Н, В2=С6Н5 или А1=СН3, В1=I, В2=Н или Ln=Eu, х=6 и А1=СН3, В1=Н, В2=C4H3S или Ln=Eu, х=2 и А2=СН3, В1=Н, В2=C4H3S.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и касается способа подбора кислотного состава. Способ включает в себя отбор проб нефти до проведения обработки призабойной зоны кислотным составом, пробоподготовку, основанную на обезвоживании нефти способом центрифугирования, и приготовление раствора исходной нефти в толуоле.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин. Тампонажный материал содержит мелкодисперсный порошок химически активного оксида магния, натрия триполифосфат, суперфосфат двойной, магния хлорид, оксихлорид алюминия или хлорное железо 6-водное или сульфат алюминия и воду при следующем соотношении ингредиентов, масс.

Изобретение относится к способу регулирования pH почвы, а также к применению по меньшей мере одного содержащего карбонат щелочноземельного металла материала, имеющего средневзвешенное значение размера частиц d50 ≤ 50,0 мкм, для оптимизации или улучшения pH почвы.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом. Способ гидравлического разрыва подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включает обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, первый сверхвпитывающий полимер и второй сверхвпитывающий полимер, где второй сверхвпитывающий полимер имеет форму или композицию, или их комбинацию, отличную от аналогичных показателей первого сверхвпитывающего полимера, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт и закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, поток жидкости для гидроразрыва затруднен первым и вторым сверхвпитывающими полимерами, первый и второй сверхвпитывающие полимеры выбраны так, что отклоняющая жидкость, содержащая их, имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей первый сверхвпитывающий полимер или второй сверхвпитывающий полимер. Способ гидравлического разрыва подземного пласта по другому варианту, включающий обеспечение отклоняющей жидкости, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер и агент для модификации вязкости, эффективный для повышения вязкости отклоняющей жидкости при скорости сдвига 100 с-1, закачивание отклоняющей жидкости в подземный пласт, закачивание жидкости для гидроразрыва в пласт после закачивания отклоняющей жидкости, где поток жидкости для гидроразрыва затруднен сверхвпитывающим полимером и отклоняющая жидкость имеет улучшенную эффективность отклонения по сравнению с эталонной отклоняющей жидкостью, содержащей жидкость-носитель, сверхвпитывающий полимер, но не агент для модификации вязкости. Способ обработки ствола скважины, включающий циркуляцию композиции, образующей фильтрационную корку, в стволе скважины, где указанная композиция содержит сверхвпитывающий полимер и жидкость-носитель, формирование фильтрационной корки на поверхности пласта для снижения или исключения утечки жидкости, осуществление эксплуатации скважины, разрушение сверхвпитывающего полимера и удаление фильтрационной корки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 3 н. и 12 з.п. ф-лы.

Предложен способ обработки подземной формации, включающий создание трещины в подземной формации, введение заранее определенного количества расклинивающего наполнителя в обрабатывающую текучую среду и последующее введение закупоривающего агента в обрабатывающую текучую среду перед тем, как все заранее определенное количество расклинивающего наполнителя достигает трещины, сводя к минимуму чрезмерное вытеснение расклинивающего наполнителя из трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Наверх