[go: up one dir, main page]

WO2016003303A1 - Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин - Google Patents

Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин Download PDF

Info

Publication number
WO2016003303A1
WO2016003303A1 PCT/RU2014/000473 RU2014000473W WO2016003303A1 WO 2016003303 A1 WO2016003303 A1 WO 2016003303A1 RU 2014000473 W RU2014000473 W RU 2014000473W WO 2016003303 A1 WO2016003303 A1 WO 2016003303A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
proppant
fracturing fluid
fluid
injection
paragraphs
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Ceased
Application number
PCT/RU2014/000473
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Данил Сергеевич ПАНЦУРКИН
Геза ХОРВАТ САБО
Чад КРАМЕР
Мохан ПАНГА
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
Original Assignee
Schlumberger Canada Ltd
Services Petroliers Schlumberger SA
Schlumberger Technology BV
Schlumberger Technology Corp
Schlumberger Holdings Ltd
Prad Research and Development Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Canada Ltd, Services Petroliers Schlumberger SA, Schlumberger Technology BV, Schlumberger Technology Corp, Schlumberger Holdings Ltd, Prad Research and Development Ltd filed Critical Schlumberger Canada Ltd
Priority to RU2016147112A priority Critical patent/RU2688700C2/ru
Priority to US15/318,740 priority patent/US10240082B2/en
Priority to AU2014399993A priority patent/AU2014399993B2/en
Priority to MX2016016569A priority patent/MX387900B/es
Priority to PCT/RU2014/000473 priority patent/WO2016003303A1/ru
Priority to CA2953923A priority patent/CA2953923A1/en
Publication of WO2016003303A1 publication Critical patent/WO2016003303A1/ru
Priority to SA516380616A priority patent/SA516380616B1/ar
Anticipated expiration legal-status Critical
Ceased legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • C09K8/805—Coated proppants
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/04—Hulls, shells or bark containing well drilling or treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

Definitions

  • the present invention relates to the field of heterogeneous proppant placement (HPPA) and is a new approach to hydraulic fracturing.
  • a heterogeneous proppant pack is formed when several individual proppant clusters are placed in a crack. This (heterogeneous) packing of individual clusters keeps the crack from closing, while simultaneously forming a network of channels that are completely open to the flow of hydrocarbons.
  • Fracture conductivity is a parameter that affects well productivity or injectivity.
  • the conductivity is determined by the presence of channels.
  • the conductivity of a crack with HPPA is higher than that of a conventional crack, while the channels for the movement of hydrocarbons (channels) remain open.
  • US Pat. No. 7,044,220 Composition and Methods for Increasing Proppant Barrier Permeability and Fracture Conductivity in an Underground Well, filed by Halliburton on July 27, 2003, discloses fracturing operations with a proppant composition containing proppant solids and material capable of irreversibly decomposing in the wellbore; delivery of the proppant composition to the crack; and also providing the proppant composition with the ability to form a proppant matrix in the fracture having voids in its structure.
  • patent application US 2008/0135242 "Non-uniform placement in the fracture of a proppant with a removable channel-forming filler", filed by Schlumberger on December 8, 2006 (patent US 7,581,590 (B2), patent US 8,066,068 (B2), discloses a method comprising the injection through the wellbore into the fracture of the hydraulic fracturing fluid containing a proppant and a channel-forming filler material called a “channel former”; heterogeneous placement of the proppant in the fracture in the form of multiple clusters or islands of agent, department from each other by kanaloobrazovatelem; and removal of channelization materiala- filler and create open channels around proppant cores for fluid inflow from the formation through the fracture into the wellbore.
  • One of these methods includes: the first stage, which includes injecting hydraulic fracturing fluid containing thickeners into the wellbore to create a fracture in the formation, and the second stage, which includes periodically adding a proppant to the injected hydraulic fracturing fluid in order to deliver the agent to the formed fracture and create in it proppant clusters that prevent crack closure, as well as channels that ensure the movement of formation fluids between clusters.
  • the second stage or its sub-stages either reinforcing or sealing material is additionally pumped, or both at once. This increases the strength of the proppant clusters formed in the fracturing fluid.
  • the present invention discloses an approach to designing an HPPA operation for production and injection wells. This approach is designed for horizontal and vertical wells, and uses fracture geometry and design of the final fracturing phase to optimize well productivity or injectivity. Several approaches to the selection of proppants used in this phase are also proposed. 14 000473
  • a method of hydraulic fracturing intersected by a wellbore, in which hydraulic fracturing fluid containing no proppant is injected into the wellbore to form a fracture in the formation, and a hydraulic fracturing fluid is injected into the wellbore in a pulsed mode, the pulsed mode provides for the presence of at least one injection pulse of a fracturing fluid containing a proppant and at least one injection pulse of a fluid Reda fracturing containing no proppant, wherein the pulsed mode allows operations to reduce the viscosity of the fracturing fluid.
  • fluid in the foregoing embodiments of the methods of the present invention is meant a fracturing fluid.
  • a method for producing fluid from a formation intersected by a wellbore in which hydraulic fracturing is carried out in accordance with one of the methods of the hydraulic fracturing method described above; and provide a channel for the production of fluid to the surface; producing fluid from the formation through a production channel.
  • fluid in the above method of the present invention is meant one of oil, gas, water, or a combination thereof.
  • In accordance with the claimed invention also provides a method for pumping the spent fracturing fluid from the intersected after completion of hydraulic fracturing in accordance with one of the methods of the hydraulic fracturing method described above, in which a channel for the spent hydraulic fracturing fluid to the surface is provided; pumping out the hydraulic fracturing fluid from the formation by means of the hydraulic fracturing fluid channel.
  • fluid in the above method of the present invention is meant spent hydraulic fracturing fluid.
  • a method for injecting a fluid into a formation intersected by a wellbore in which hydraulic fracturing is carried out in accordance with one of the hydraulic fracturing methods mentioned above; and pump fluid into the formation.
  • fluid in the above method of the present invention is meant a fluid injected into the formation, and representing one of water, steam, gas, drilling fluid, liquid waste, or a combination thereof.
  • Figure 2 compression and creep of a cluster of proppant.
  • FIG. 1 shows a well 100 intersecting an oil and gas bearing formation 101 into which hydraulic fracturing fluid 103 is injected from surface 102, which forms at least one fracture 104.
  • the fracturing fluid 103 is injected into the well 100 in a pulsed mode to form a fracture, the pulsed mode providing for at least one fracturing fluid injection containing a proppant and at least one fracturing fluid injection that does not contain a proppant .
  • a hydraulic fracturing fluid that does not contain a proppant a pure hydraulic fracturing fluid or hydraulic fracturing fluid with additives that are not classified as a proppant is used.
  • proppant clusters 105, 106 and channels 107 are formed in the crack 104 through which fluid 108 is produced from the formation 101 to the surface 102.
  • the main idea of the approach described below is to increase the life of the well by reducing the effect of fluid on the walls of the fracture and proppant clusters (islands). And also, on the one hand, in order to reduce the pressure drop in the fracture while maintaining a stable volumetric velocity of the fluid (hereinafter referred to as “fluid” we mean pumped / pumped fracturing fluid, produced fluid or fluid used in the well development phase). On the other hand, the pressure drop may remain at the same level while increasing the volumetric velocity of the liquid. Mentioned pressure drop can be either caused (that is, provoked during hydraulic fracturing operations), or natural.
  • ⁇ ⁇ ( ⁇ , ⁇ ) Equation 1
  • ⁇ the viscosity of the fluid
  • V the average linear velocity of the fluid. Viscosity is a given property of a fluid and can be easily measured. The average linear fluid velocity is a function of several variables and can be calculated.
  • Non-limiting examples include: a) if a polymer-based fluid (for example, gel) is used as a fluid, the polymer concentration in the fracturing fluid is changed, in particular, the polymer concentration is reduced to 0.1-3 grams / liter of fracturing fluid, for example, to 1-2, 5 g / l
  • a fracturing gel diluent is provided in the following ways, without limitation: by increasing the concentration of a diluent, for example, the use of a high concentration of encapsulated diluents will not affect the fracturing fluid property during injection, however, after placing the proppant and breaking the capsules with a diluent, it will reduce the viscosity of the fluid;
  • the delay in the start of well production in order to increase the temperature of the fluid injected into the well is at least 24 hours, for example, from 24-72 hours.
  • Non-limiting examples of changes in crack width include: a) An increase in the thickness of the proppant cluster, which can be achieved by increasing the concentration of the proppant in the injection pulses, both in the injection pulse of the fracturing fluid containing the proppant, and also in the injection pulse of the fracturing fluid containing the proppant, and in the pulse injection of fracturing fluid not containing a proppant.
  • the claimed method provides for increasing the concentration of proppant to 200 to 1800 grams / liter of fracturing fluid.
  • FIG. Figure 2 shows an embodiment of the invention, providing an increase in the concentration of reinforcing and / or consolidating material, for example, organic or inorganic fibers, or combinations thereof, preventing proppant clusters from spreading under the influence of rock pressure, it is possible to increase the thickness of the proppant cluster (this can also lead to reduction of the coefficient of crack coverage by proppant).
  • the concentration of reinforcing and / or consolidating material in the fracturing fluid in a pulse containing proppant from 5 to 500 grams / liter of fracturing fluid. It is possible to use fibers made of metal, glass, carbon, polymers.
  • Figure 2 shows the compression and creep of a proppant cluster, where A is the initial cluster - pressure is not applied, B is a cluster without additives under pressure, C is a cluster with fibers under pressure. To achieve reduced creep (case C), also use deformable particles, rubber coated proppant, etc.
  • non-degradable fibers may be used. Depending on the conditions (temperature, environment), various fibers can be considered non-degradable: nylon, metal fibers, polyurethane fibers, fiberglass, carbon fiber, or combinations thereof.
  • Coefficient of crack coverage by proppant Ar is defined as the ratio between the crack area covered by proppant to the total area of the crack.
  • the cross section of the channels 107 increases, and, therefore, the fluid velocity in the channels decreases at a constant volumetric fluid velocity.
  • Non-limiting examples of changes to this parameter include:
  • the ratio between the duration of the injection pulse of the fracturing fluid containing the proppant and the duration of the injection pulse of the fracturing fluid not containing the proppant the agent is from 1: 1, 2 to 1: 5.
  • the concentration of the deformable filler is increased in the injection pulse of the fracturing fluid containing the proppant from 0.1 to 50% by weight of the proppant. It is also possible to increase the fiber concentration in the injection pulse of a fracturing fluid not containing a proppant.
  • particles of resin or plastic, metal granules, nutshells, soft minerals such as talc or a combination thereof are used without limitation.
  • particles having the shape of a sphere can be used as a deformable material, either they can have an asymmetric shape, with a aspect ratio of 1: 1.1 to 1: 10, or particles of a deformable filler can have a smallest linear size of 20 ⁇ m or more, for example, 100-1000 microns.
  • coated proppants for example, the use of a rubber-coated proppant, prevents the clusters from spreading (Fig. 2), which will lead to a decrease in the crack area occupied by them (this can also lead to an increase in the thickness of the proppant cluster).
  • a coating using resins, rubbers, polymer shells, metal shells or shells made of brittle kermiki or glass As a coating using resins, rubbers, polymer shells, metal shells or shells made of brittle kermiki or glass.
  • FIG. 3 illustrates an embodiment providing for an increase in the depth of placement of the final portion of the proppant for a horizontal well.
  • hydraulic fracturing fluid 103 is injected through well 100, a crack 104 is formed, then, by applying a pulsed hydraulic fracturing fluid injection regime, proppant clusters (islands) 112 are formed in the fracture, between which channels 107 are formed.
  • An increase in the depth of placement of the final portion of the proppant from A to B leads to increase the contact area of this portion of the proppant with the rest of the crack (from the PO line to the line 1 1 1).
  • the linear fluid velocity through a unit of the interface is less in the case of line 11 1.
  • an additional amount of proppant can be injected from 5000-500 l (maintaining its constant concentration in the fluid is desirable, but not necessary, i.e. it is possible to change the concentration in the hydraulic fracturing fluid, for example, increasing the concentration of proppant during the final the injection pulse of the fracturing fluid containing a proppant, possibly up to 200-1800 g / l of fracturing fluid).
  • high-quality ceramic proppants are used, such as commercially available high-strength proppants (HSP - high strength, ISP - medium strength and LWP - lightweight proppant).
  • the size of the proppant agent granules for the final fracturing phase is chosen so as to minimize the damage to the conductivity of the proppant package caused by the proppant particles (or fragments thereof) carried into the wellbore at the stage of production or selection.
  • an appropriate method of selecting proppant granules for the final fracturing phase should be used.
  • Removable proppant particles are particles of proppant pumped into a fracture that are formed by coloring proppant under the influence of rock pressure.
  • the removed rock particles in this case are rock particles formed during hydraulic fracturing (fracture fracture, proppant injection) due to cracking of the rock, chipping during interaction with the proppant; as well as particles that are formed throughout the entire life cycle of a crack due to rock erosion processes.
  • the size of the proppant agent granules for the final stage is chosen so that the discharged particles (rock or crumbled proppant, from which proppant clusters are formed in the crack) satisfy the criterion: D> 14 * d, where D and d are the 50th percentile of the granule size proppant for the final stage and particle size, respectively, i.e. 50% of the particles have a size of not more than D (or d), and others not less than 50%.
  • the largest large size of the proppant for example, 6/10 (hereinafter the American scale for measuring particle size), or 8/14).
  • the largest particles are considered particles with a maximum size that can be pumped into this particular well using existing equipment.
  • the maximum particle size that can be pumped in this case is Zmm
  • particles with a size of Zmm, or with a size of 2.5 mm can be used. 01 mm.
  • the effectiveness of the proppant is more pronounced in the case of a narrower size distribution (for example, an agent with particles of size 8/10 is more effective than an agent with particles of size 8/14).
  • a narrow distribution here means a distribution in which the particles are closest (homogeneous) to the same size. Therefore, particles with a distribution of 8/10 are more suitable than with a distribution of 8/14.
  • the pore size in the proppant package is larger than in the 8/14 distribution package. Firstly, because 8/10 particles are larger; secondly, because the particles are more uniform in size. Thus, a particle pack with a distribution of 8/10 allows the particles to be carried out more efficiently than a pack with a distribution of 8/14. Sizes 8/10 and 8/14 are provided here as an example.
  • the narrowest distribution characterizes the difference between the sizes of the largest and smallest granules of proppant is not more than 50%, or not more than 25%, or even not more than 10%.
  • proppant particles are selected with an asymmetric ratio of width to thickness or length, in particular at least 1: 2 (for example, a proppant with rod-like particles);
  • channels are formed (either by HPPA or otherwise) in the proppant pack.
  • Such channelization is provided by at least one of the following methods:
  • fracturing fluid is pumped with a proppant and a filler that decomposes over time and forms voids / channels; after injection of the fracturing fluid with the proppant, the fluid is pumped with a viscosity lower than the viscosity of the fracturing fluid.
  • a less viscous liquid penetrates into a more viscous liquid, dividing the proppant into separate clusters and forming channels, the ratio of the viscosities of the fracturing fluid and a fluid with a lower viscosity being 1: 10-1: 1000.
  • a decrease in the fluid velocity is achieved by artificially limiting the volumetric production rate or production by partially blocking the production (extraction) channel on the surface, for example, by valve 1 13 in figure 1.
  • a decrease can be based on the following relation: the product of the volumetric velocity of the fluid (V) of the formation / development (l / s) and the viscosity ( ⁇ ) of the fluid of the formation / development (Pa * s) does not exceed 0.003 Pa * l (for example, not exceeds 0.002 Pa * L).
  • Another way to reduce the production or withdrawal rate is to increase the portion of the fracture occupied by the portion of fracturing fluid with proppant that does not contain channels within the framework of hydraulic fracturing operations (for this, the injection pulse of the final portion of the proppant is increased).
  • the proposed methodology can also be used to inject spent drilling mud and drill cuttings into the cracks during field development using downhole systems, and also allows to pump liquid industrial waste into burial formations.
  • the volumetric velocity of the injected fluid is reduced so that the product of the volumetric fluid velocity of the formation (V) (l / s) and the viscosity ⁇ (Pa * s) of the injected fluid does not exceed 0.003 Pa * l, for example, does not exceed 0.002 Pa * l. It is also possible to lower the viscosity of the injected fluid to 0.0003-0.001 Pa * s, or to increase the temperature of the injected fluid on a surface of 20-100 ° C.
  • the proposed technique allows the injection of carbon dioxide, intended for disposal in the reservoir.
  • this technique for burial of such fluids after completion of the injection of fluid into the formation, the return of the injected fluid back to the surface is prevented in order to be buried in the reservoir of the injected fluid.
  • Such a cessation of production can be realized by sealing the wellhead or by injecting a solution that solidifies in the formation.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Заявленное изобретение относится к скважинным системам для добычи различных текучих сред, в частности для добычи текучей среды из углеводородо-содержащего пласта с использованием гидроразрыва. В соответствии с предложенным способом осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, также предложены способы добычи и нагнетания текучей среды. Также предложены способы добычи, нагнетания, отбора текучих сред с использованием способа гидроразрыва. Предложенный способ позволяет увеличить срок эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости на стенки трещины и кластеры расклинивающего агента.

Description

СПОСОБ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И
НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ Настоящее изобретение относится к области неоднородного размещения расклинивающего агента (НРРА) и является новым подходом к гидравлическому разрыву пласта. Неоднородная упаковка из расклинивающего агента образуется, когда в трещине размещаются несколько отдельных кластеров из расклинивающего агента. Такая (неоднородная) упаковка из отдельных кластеров удерживает трещину от смыкания, одновременно формируя сеть каналов, полностью открытых для тока углеводородов.
Проводимость трещины является параметром, который влияет на производительность скважины или ее приемистость. Для трещины с НРРА проводимость определяется наличием каналов. Проводимость трещины с НРРА выше, чем у обычной трещины, пока протоки для движения углеводородов (каналы) остаются открытыми.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В патенте US 6,776,235 «Способ гидроразрыва», поданном компанией «Шлюмберже» 23 июля 2002 года, раскрывается способ и средства оптимизации проводимости трещины. Продуктивность скважины увеличивается путем последовательной закачки чередующимися фазами в ствол скважины в целях улучшения размещения расклинивающего агента жидкостей для гидроразрыва, различающихся либо по своей способности транспортировать расклинивающие агенты в трещину, либо по количеству доставляемых расклинивающих агентов. Полученные в результате такого процесса расклиненные трещины характеризуются наличием скоплений кластеров расклинивающего агента, расположенных по всей длине трещины. Другими словами, кластеры твердых частиц образуют «островки», которые держат трещину открытой по всей ее длине и создают множество каналов для движения пластовых жидкостей.
В патенте US 7,281,581 «Способы гидравлического разрыва и расклинивания трещин в подземных формациях», поданном компанией «Халлибертон» 1 декабря 2004 года, раскрываются способы неоднородного размещения расклинивающего агента, включающие формирование многочисленных агрегатов расклинивающего агента, отдельный из которых содержит связующую жидкость и наполнитель, и закачку большого количество таких агрегатов как минимум в одну трещину.
В патенте US 7,044,220 «Состав и спосбобы повышения проницаемости барьера из расклинивающего агента и проводимости трещины в подземной скважине», поданном компанией «Халлибертон» 27 июля 2003 года, раскрывается проведение операций по гидроразрыву с составом расклинивающего агента, содержащим твердые частицы расклинивающего наполнителя и материал, способный необратимо разлагаться в стволе скважины; доставка состава расклинивающего агента в трещину; а также обеспечение составу расклинивающего агента возможности сформировать в трещине матрицу расклинивающего агента, имеющую пустоты в своей структуре.
В заявке на патент US 2008/0135242 «Неоднородное размещение в трещине расклинивающего агента с удаляемым каналообразующим наполнителем», поданной компанией «Шлюмберже» 8 декабря 2006 года, (патент US 7,581,590 (В2), патент US 8,066,068 (В2), раскрывается способ, включающий в себя закачку через ствол скважины в трещину жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и каналообразующий материал-наполнитель, называемый «каналообразователь»; неоднородное размещение расклинивающего агента в трещине в виде множества кластеров или островков агента, отделенных друг от друга каналообразователем; а также удаление каналообразующего материала- наполнителя и создания открытых каналов вокруг расклинивающих стержней для обеспечения притока жидкости из пласта через трещину в ствол скважины.
В заявке на патент US 2008/0128131 «Способы повышения проводимости трещины в подземных пластах», поданной компанией «Халлибертон» 5 декабря 2006 (патент US 8,082,994 (В2)), раскрывается закачка в расклиненную трещину в подземном пласте вытесняющей жидкости и формирование в расклиненной трещине как минимум одного канала.
В заявке на патент WO 2007/086771 «Способы гидроразрыва подземного пласта», поданной компанией «Шлюмберже» 5 декабря 2006 года (патент US 8,061,424 (В2)), раскрываются экономически эффективные способы гидравлического разрыва подземного пласта, обеспечивающие улучшение проводимости трещины гидроразрыва благодаря формированию твердых кластеров расклинивающего агента, равномерно распределенных по всей длине трещины. Один из этих способов содержит: первый этап, который предусматривает закачку в ствол скважины жидкости гидроразрыва, содержащей загустители, для создания трещины в пласте, и второй этап, который включает периодическое добавление расклинивающего агента в закачиваемую жидкость гидроразрыва в целях доставки агента в образованную трещину и создания в ней расклинивающих кластеров, предотвращающих смыкание трещины, а также каналов, обеспечивающих движение пластовых жидкостей между кластерами. При этом на втором этапе или его подэтапах дополнительно закачивается либо армирующий, либо уплотняющий материал, либо сразу оба. Тем самым увеличивается прочность кластеров расклинивающего агента, образованных в жидкости гидроразрыва.
В решениях, известных из уровня техники, основным является обеспечение возможности создания гетерогенной упаковки расклинивающего агента (проппанта), в то время как увеличение срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости гидроразрыва на стенки трещины и кластеры
(островки) проппанта не принимается во внимание.
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании механизма увеличения срока эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости на стенки трещины и кластеры расклинивающего агента.
СУЩНОСТЬ
В настоящем изобретении раскрывается подход к проектированию операций по НРРА для добывающих и нагнетательных скважин. Этот подход разработан для горизонтальных и вертикальных скважин, и использует геометрию трещины и проектирование завершающей фазы гидроразрыва для оптимизации производительности скважины или ее приемистости. Также предложены несколько подходов к выбору применяющегося в данной фазе расклинивающего 14 000473
агента.
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают, по меньшей мере, одно из концентрации расклинивающего агента или концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем импульсный режим предусматривает наличие завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, предназначенного для увеличения глубины размещения последней порции расклинивающего агента в трещине.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем импульсный режим предусматривает проведение операций по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленных вариантах способах настоящего изобретения подразумевают жидкость гидроразрыва.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии с одним из способов способом гидроразрыва указанных выше; и обеспечивают канал добычи текучей среды на поверхность; добывают текучую среду из пласта посредством канала добычи.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают одно из нефти, газа, воды или их комбинации.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ откачки отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта, пересекаемого стволом скважины, после осуществления гидроразрыва пласта в соответствии с одним из способов способом гидроразрыва указанных выше, в котором обеспечивают канал для отработанной текучей среды гидроразрыва на поверхность; откачивают отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта посредством канала для отработанной текучей среды гидроразрыва.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают отработанную текучую среду гидроразрыва.
В соответствии с заявленным изобретение также предложен способ нагнетания текучей среды в пласт, пересекаемый стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии в соответствии с одним из способов гидроразрыва указанных выше; и нагнетают текучую среду в пласт.
Под термином «текучая среда» в вышепредставленном способе настоящего изобретения подразумевают текучую среду, нагнетаемую в пласт, и представляющую собой одно из воды, пара, газа, бурового раствора, жидких отходов, или их комбинации.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления заявленного изобретения описываются более подробно, посредством чертежей, на которых показано:
Фиг.1 - изменение коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом.
Фиг.2 - сжатие и расползание кластера из расклинивающего агента.
Фиг.З - изменение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента. ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В соответствии с предложенной методикой на Фиг.1 представлена скважина 100, пересекающая нефтегазоносный пласт 101, в которую с поверхности 102 нагнетается жидкость 103 гидроразрыва, которая формирует, по меньшей мере, одну трещину 104.
Затем жидкость 103 гидроразрыва нагнетают в скважину 100 в импульсном режиме для формирования трещины, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. В качестве жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент используется чистая жидкость гидроразрыва, либо жидкость гидроразрыва с добавками, которые не относятся к расклинивающему агенту.
Посредством применения импульсного режима закачки жидкости гидроразрыва в трещине 104 формируются кластеры 105, 106 расклинивающего агента и каналы 107, через которые осуществляют добычу текучей среды 108 из пласта 101 на поверхность 102.
Основная идея раскрываемого ниже подхода в том, чтобы увеличить срок эксплуатации скважины за счет снижения воздействия жидкости на стены трещины и кластеры (островки) расклинивающего агента. А также, с одной стороны, для того чтобы уменьшить падение давления в трещине при поддержании стабильной объемной скорости жидкости (здесь и далее по тексту под «жидкостью» понимается закачиваемая/нагнетаемая жидкость гидроразрыва, добываемая жидкость или жидкость, используемая на этапе отработки скважины). С другой стороны, падение давления может оставаться на том же уровне при одновременном увеличении объемной скорости жидкости. Упомянутое падение давления может быть либо вызванным (то есть, спровоцированным в ходе операций по гидроразрыву), либо естественным.
Общеизвестно, что основными определяющими факторами перепада давления являются линейная скорость жидкости и ее вязкость — большая скорость или вязкость вызовет больший перепад давления:
Δρ =ί(μ,ν) Уравнение 1 Здесь μ — это вязкость жидкости, а V— средняя линейная скорость жидкости. Вязкость является заданным свойством жидкости, и ее можно легко измерить. Средняя линейная скорость жидкости является функцией нескольких переменных, и ее можно рассчитать.
Ниже приведен список альтернативных способов увеличения срока эксплуатации скважины, как на этапе нагнетания жидкости гидроразрыва, так и на этапе добычи текучей среды пласта или отбора из скважины жидкости, закаченной во время гидроразрыва.
Снижение вязкости жидкости.
В то время как изменить вязкость добываемой жидкости весьма непросто, изменение вязкости закачиваемой жидкости или жидкости, применяемой на этапе отработки скважины, является вполне реализуемым решением. Неограничивающие примеры включают: а) в случае использования в качестве текучей среды текучей среды на полимерной основе (например геля) измененяют концентрацию полимеров в жидкостях гидроразрыва, в частности снижают концентрацию полимеров до 0,1-3 грамм/литр текучей среды гидроразрыва, например, до 1-2,5 г/л.
Ь) повышение эффективности разжижителя геля гидроразрыва;
Эффективность разжижителя геля гидроразрыва обеспечивают следующими способами, без ограничения: повышением концентрации разжижителя, например, использование большой концентрации капсулированных разжижителей не повлияет на свойство жидкости гидроразрыва при закачке, однако, после размещения проппанта и разрыва капсул с разжижителем, снизит вязкость жидкости;
c) использование не полимерных жидкостей с низкой вязкостью;
d) задержка начала отработки скважины в целях увеличения температуры жидкости, закаченной в скважину, задержка составляет не менее чем на 24 часа, например, от 24-72 часа.
Эффективность разжижителя повышается при повышении температуры; использование химически более активных разжижителей, например, вместо органических пероксидов или энзимов используют персульфатные разжижители. e) добавление понизителей трения, в частности изменение их концентрации;
f) повышение температуры закачиваемой жидкости на поверхности до 20-
100°С.
Увеличение ширины трещины.
Неограничивающие примеры изменения ширины трещины включают: a) Увеличение толщины кластера из расклинивающего агента, что может быть достигнуто путем увеличения концентрации расклинивающего агента в импульсах закачки, как в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, а также как в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, так и в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. В частности заявленный способ предусматривает увеличивают концентрацию расклинивающего агента до 200- 1800 грамм/литр текучей среды гидроразрыва.
b) На фиг. 2 представлен вариант осуществления изобретения, предусматривающий увеличение концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала, например, органических или неорганических волокон, или их комбинаций, предотвращающее расползание кластеров расклинивающего агента под действием давления породы можно добиться увеличения толщины кластера из расклинивающего агента (это также может привести к снижению коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом). В рамках настоящего изобретения возможно увеличение концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в жидкости гидроразрыва в импульсе, содержащем расклинивающий агент от 5 до 500 грамм/литр жидкости гидроразрыва. Возможно использование волокон, изготовленных из металла, стекла, углерода, полимеров.
На фиг.2 показано сжатие и расползание кластера из расклинивающего агента, где А - начальный кластер - давление не приложено, В - кластер без добавок - под давлением, С - кластер с волокнами - под давлением. Чтобы достичь уменьшенного расползания (случай С), также используют деформируемые частицы, резинопокрытый расклинивающий агент и т.д.
Однако следует принять во внимание фактор разложения волокон, поскольку как только разложение завершится, кластер из расклинивающего агента начнет расползаться дальше и преимущества использования волокон потеряются. В качестве неограничивающего варианта, возможно применение не разлагаемых волокон. В зависимости от условий (температура, среда) не разлагаемыми могут считаться различные волокна: нейлон, металлические волокна, полиуретановые волокна, стекловолокно, углеродное волокно, или их комбинации.
Уменьшение коэффициента покрытия трещины расклинивающим агентом.
Коэффициент покрытия трещины расклинивающим агентом Ар определяется как соотношение между площадью трещины покрытой расклинивающим агентом к общей площади трещины. На фиг. 1 за счет уменьшения коэффициента покрытия трещины 104 расклинивающим агентом от Apl 106 до Ар2 105 увеличивается сечение каналов 107, а, следовательно, уменьшается скорость жидкости в каналах при постоянной объемной скорости жидкости.
Неограничивающие примеры изменения этого параметра включают:
а) изменение соотношения между длительностью (временем импульса) импульсов закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, в пользу импульсов закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент. Причем соотношение между длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент составляет от 1 : 1 ,2 до 1 :5.
Ь) увеличение концентрации волокон или деформируемого наполнителя, что препятствует расползанию кластеров (Фиг. 2), и приводит к уменьшению занятой ими площади трещины, т.е. площадь кластера 106 больше, чем площадь кластера 105, в то время как сечение канала 107 увеличивается при уменьшении занятой площади (это также может привести к увеличению толщины кластера из расклинивающего агента). Причем концентрацию деформируемого наполнителя увеличивают в импульсе закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент от 0,1 до 50% от массы расклинивающего агента. Также возможно увеличение концентрации волокон в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент.
В качестве деформируемого наполнителя в зависимости от условий (приложенное давление) используют, без ограничения, частички смолы или пластика, металлические гранулы, скорлупа орехов, мягкие минералы вроде талька или их комбинации. Также в качестве деформируемого материала могут использоваться частицы имеющие форму сферы, либо они могут иметь несимметричную форму, с отношением размеров сторон от 1 : 1,1 до 1 : 10, либо частицы деформируемого наполнителя могут иметь наименьший линейный размер 20 мкм и более, например, 100-1000 мкм.
с) Использование расклинивающих агентов с покрытием, например, использование резинопокрытого проппанта, предотвращает расползание кластеров (Фиг. 2), что приведет к уменьшению занятой ими площади трещины (это также может привести к увеличению толщины кластера из расклинивающего агента). В качестве покрытия используют смолы, резины, полимерные оболочки, металлические оболочки или оболочки из хрупкой кермики или стекла.
На Фиг. 3 представлен вариант осуществления, предусматривающий увеличение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента для горизонтальной скважины. При закачке жидкости 103 гидроразрыва через скважину 100 формируется трещина 104, затем посредством применения импульсного режима закачки жидкости гидроразрыва в трещине формируются кластеры (островки) 112 расклинивающего агента, между которыми образуются каналы 107. Увеличение глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента от А до В приводит к увеличению площади контакта этой порции расклинивающего агента с остальной трещиной (от линии ПО до линии 1 1 1). При постоянной объемной скорости жидкости линейная скорость жидкости через единицу поверхности границы раздела меньше в случае линии 11 1.
Следующие подходы являются неограничивающими примерами изменения глубины размещения завершающей порции расклинивающего агента:
a) увеличение длины импульса закачки завершающей порции 109 расклинивающего агента. Другими словами, в завершающей фазе гидроразрыва можно закачать дополнительное количество расклинивающего агента от 5000- 50000 л (сохранение неизменной его концентрации в жидкости желательно, но необязательно, т.е. возможно изменение концентрации в жидкости гидроразрыва, например, увеличение концентрации расклинивающего агента во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент возможно до 200-1800 г/л жидкости гидроразрыва).
b) закачка продавочной жидкости. Сохраняя неизменным количество и концентрацию расклинивающего агента в завершающей фазе гидроразрыва, обеспечивается возможность протолкнуть расклинивающий агент глубже в трещину путем закачки порции жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем объем дополнительной закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент после завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, составляет от 1000 до 30000л. Однако при этом существует вероятность возникновения рядом со стволом скважины зоны защемления.
Выбору расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва уделяют особое внимание, потому что применяемый в данной фазе расклинивающий агент препятствует движению жидкости и его проницаемость может оказать влияние на падение давления. Для того чтобы минимизировать эффект падения давления, используют следующий подход:
a) прежде всего, в завершающей фазе гидроразрыва используют высококачественные керамические расклинивающие агенты, такие как коммерчески доступные высокопрочные расклинивающие агенты (HSP - высокопрочный, ISP - средней прочности и LWP - легкий расклинивающий агент).
b) используют достаточно прочный расклинивающий агент, способный выдержать давление породы без дробления/раскрошения.
c) размер гранул расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва выбирают таким образом, чтобы минимизировать ущерб проводимости упаковки расклинивающего агента, наносимый частицами (или их обломками) расклинивающего агента или породы, выносимыми в ствол скважины на этапе добычи или отбора. В зависимости от распределения выносимых частиц по размерам следует использовать соответствующий способ выбора гранул расклинивающего агента для завершающей фазы гидроразрыва. Выносимые частицы проппанта - это частицы проппанта, закачанного в трещину, которые образуются за счет раскрашивания проппанта под действием давления породы
Причем выносимые частицы породы в данном случае это частицы породы, образовавшиеся во время гидроразрыва пласта (разрыв трещины, закачка проппанта) за счет раскалывания породы, откалывания при взаимодействии с проппантом; а также частицы, которые образуются на протяжении всего жизненного цикла трещины, за счет процессов эрозии породы.
Размер гранул расклинивающего агента для завершающей стадии выбирают таким образом, чтобы выносимые частицы (породы или раскрошившегося расклинивающего агента, из которого сформированы кластеры раслинивающего агента в трещине) удовлетворяли критерию: D>14*d, где D и d это 50-й перцентиль размеров гранул расклинивающего агента для завершающей стадии и размеров выносимых частиц соответственно, т.е. 50% частиц имеют размер не больше D (или d), а другие не меньше 50%.
Альтернативой и дополнением к вышеперечисленным подходам является использование расклинивающего агента с максимальным размером частиц, которые могут быть закачаны в данную конкретную скважину, используя данное конкретное оборудование, и который может быть закачан в данную скважину/трещину, что обеспечивает увеличение пор, образующихся в упаковке расклинивающего агента, закаченного на завершающей стадии, после закрытия трещины, что доступны, в завершающей фазе гидроразрыва. Это обеспечит максимальную вероятность прохождения выносимых частиц через упаковку из агента применяемого в завершающей фазе гидроразрыва, и следовательно, сводит к минимуму риск закупоривания этой упаковки.
Рекомендуется выбирать наибольший крупный размер расклинивающего агента (например, 6/10 (здесь и далее Американская шкала для измерения размера частиц), или 8/14). В данном случае наиболее крупным размером считаются частицы с максимальным размером, которые могут быть закачены в данную конкретную скважину и с использованием имеющегося оборудования. Например, если максимальный размер частиц, который может быть прокачан в данном случае Змм, то использовать частицы с размером Змм, или с размером 2,5мм. В частности, могут использоваться частицы с размером гранул от 0,4 до 8 мм или 0,8-3,5мм, или 1 ,2-2,4мм, или 1,4- 1 ,6мм, или 1,50±0,01 мм.
Эффективность расклинивающего агента более выражена в случае более узкого распределения по размерам (например, агент с частицами размером 8/10 более эффективен, чем агент с частицами размером 8/14).
Узкое распределение здесь означает такое распределение, в котором частицы наиболее близки (однородны) к одному размеру. Следовательно, частицы с распределением 8/10 подходят более, чем с распределением 8/14. В распределении 8/10 размер пор в упаковке расклинивающего агента больше, чем в упаковке с распределением 8/14. Во-первых, потому что в 8/10 частицы крупнее; во-вторых, потому что частицы более однородны по размеру. Таким образом, упаковка частиц с распределением 8/10 пропускает выносимые частицы эффективнее, чем упаковка с распределением 8/14. Размеры 8/10 и 8/14 здесь приводятся для примера. Наиболее узкое распределение характеризует разницу между размерами наибольших и наименьших гранул проппанта не более 50%, или не более 25%, или еще не более 10%.
В предложенном изобретении выбирают частицы расклинивающего агента с асимметричным отношением ширины к толщине или длине, в частности не менее 1 :2 (например, расклинивающий агент со стержневидными частицами);
В рамках завершающей фазы гидроразрыва обеспечивают формирование каналов (либо посредством НРРА, либо иным образом) в упаковке расклинивающего агента. Такое формирование каналов обеспечивают, по меньшей мере, одним из способов:
закачивают жидкость гидроразрыва с расклинивающим агентом и наполнителем, который со временем разложится и образует пустоты/каналы; после закачки жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом закачивают жидкость с вязкостью меньшей, чем вязкость жидкости гидроразрыва. Менее вязкая жидкость проникает в более вязкую жидкость, разделяя расклинивающий агент на отдельные кластеры и образуя каналы, причем отношение вязкостей текучей среды гидроразрыва и текучей среды с меньшей вязкостью составляет 1 : 10-1 : 1000.
формируют каналы в уже размещенной упаковке расклинивающего агента за счет изменения формы волокон (распрямление/свертывание), добавленных в расклинивающий агент на стадии закачки.
Возможные примеры формирования каналов раскрыты в источниках информации «Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)» RU 2404359 или US 8,061 ,424 (В2) и «Неоднородное размещение в трещине расклинивающего агента с удаляемым каналообразующим наполнителем» US 7,581 ,590 (В2), патент JN° US 8,066,068 (B2).
Для добывающих скважин, а также скважин на этапе отработки (на этапе отбора из скважины жидкости закачанной во время гидроразрыва), снижение скорости жидкости обеспечивают путем искусственного ограничения объемной скорости добычи или отбора за счёт частичного перекрывания канала добычи (отбора) на поверхности, например с помощью вентиля 1 13 на фиг.1. Причем такое снижение может основываться на следующем отношении: произведение объемной скорости текучей среды (V) пласта/отработки (л/с) на вязкость (μ) текучей среды пласта/отработки (Па*с) не превышает 0,003 Па*л (например, не превышает 0,002 Па*л).
Другим способом снижения скорости добычи или отбора является увеличение участка трещины, занятого завершающей в рамках операций по гидроразрыву порцией жидкости гидроразрыва с расклинивающим агентом, которая не содержит каналов (для этого увеличивают длину импульса закачки завершающей порции расклинивающего агента).
Предложенная методика также может использоваться для нагнетания в трещины отработанного бурового раствора и бурового шлама при разработке месторождений скважинными системами, а также позволяет нагнетать жидкие промышленные отходы в пласты для захоронения. Причем на этапе нагнетания снижают объемную скорость нагнетаемой текучей среды так, чтобы произведение объемной скорости текучей среды пласта (V) (л/с) на вязкость μ (Па* с) нагнетаемой текучей среды не превышало 0,003 Па* л, например, не превышало 0,002 Па*л. Также возможно осуществлять снижение вязкости нагнетаемой текучей среды до 0,0003-0,001 Па* с, либо повышение температуры нагнетаемой текучей среды на поверхности 20-100°С.
В частности предложенная методика позволяет закачивать углекислый газ, предназначенный для утилизации в пласт. В случае использования этой методики для захоронения таких текучих сред, после завершения нагнетания текучей среды в пласт, предотвращают возврат нагнетаемой текучей среды обратно на поверхность, с целью захоронения в пласте нагнетаемой текучей среды. Такое прекращение поступления может быть реализовано посредством герметизации устья скважины либо закачки раствора, затвердевающего в пласте.
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов).
Описанные выше варианты осуществления не рассматриваются в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов).
Описанные выше варианты осуществления не рассматриваются в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, включающий этапы на которых:
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте,
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают, по меньшей мере, одно из концентрации расклинивающего агента или концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
2. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, включающий этапы на которых:
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте,
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем импульсный режим предусматривает наличие завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, предназначенного для увеличения глубины размещения последней порции расклинивающего агента в трещине.
3. Способ гидроразрыва пласта, пересекаемого стволом скважины, включающий этапы на которых:
осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте,
вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент,
причем импульсный режим предусматривает проведение операций по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва.
4. Способ по п. 2, в котором дополнительно во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают, по меньшей мере, одно из концентрации расклинивающего агента и концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
5. Способ по п. 3, в котором дополнительно во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают, по меньшей мере, одно из концентрации расклинивающего агента и концентрации укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
6. Способ по п. 1 , в котором импульсный режим дополнительно предусматривает наличие завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, предназначенного для увеличения глубины размещения последней порции расклинивающего агента в трещине.
7. Способ по п. 3, в котором импульсный режим дополнительно предусматривает наличие завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, предназначенного для увеличения глубины размещения последней порции расклинивающего агента в трещине.
8. Способ по п. 1 , в котором импульсный режим дополнительно предусматривает проведение операций по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва.
9. Способ по п. 2, в котором импульсный режим дополнительно предусматривает проведение операций по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва.
10. Способ по любому из пунктов 1 , 4, 5 в котором увеличивают концентрацию расклинивающего агента до 200-1800 грамм/литр текучей среды гидроразрыва.
1 1. Способ по любому из пунктов.1 , 4, 5, в котором увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в текучей среде гидроразрыва в импульсе, содержащем расклинивающий агент от 5 до 500 грамм/литр текучей среды гидроразрыва.
12. Способ по любому из пунктов 1, 4, 5, в котором укрепляющий и/или консолидирующий материал представляет собой волокна.
13. Способ по п. 12, в котором в качестве волокон могут использоваться органические и неорганические волокна.
14. Способ по п. 13, в котором волокна изготовлены из металла, стекла, углерода, полимеров.
15. Способ по п.14, в котором волокна представляют собой неразлагаемые волокна.
16. Способ по любому из пунктов 1, 4, 5, в котором дополнительно вводят в текучую среду гидроразрыва деформируемый наполнитель в импульсы закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент.
17. Способ по п. 16, в котором в качестве деформируемого наполнителя используют частицы металла, смолы, резины, скорлупы орехов или их комбинации.
18. Способ по п. 17, в котором частицы деформируемого наполнителя имеют форму сферы.
19. Способ по п. 16, в котором частицы деформируемого наполнителя имеют несимметричную форму, с отношением размеров сторон от 1 : 1,1 до 1 : 10.
20. Способ по п. 19, в котором частицы деформируемого наполнителя имеют наименьший линейный размер 20 мкм и более, например, 100-1000 мкм.
21. Способ по любому из пунктов 1 , 4, 5, в котором во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, увеличивают концентрацию деформируемого наполнителя.
22. Способ по п.21, в котором увеличивают концентрацию деформируемого наполнителя в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, от 0,150% от массы расклинивающего агента.
23. Способ по любому из пунктов 1 , 4, 5, в котором во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, используют расклинивающий агент с покрытием.
24. Способ по п. 23, в котором в качестве покрытия используют смолы, резины, полимерные оболочки, металлические оболочки или оболочки из хрупкой кермики или стекла.
25. Способ по любому из пунктов 1 , 4, 5, в котором дополнительно увеличивают концентрацию волокон в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент.
26. Способ по любому из пунктов 1 , 4, 5, в котором соотношение между длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, увеличено в пользу импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент.
27. Способ по п. 26, в котором соотношение между длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и длительностью импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент составляет от 1 : 1,2 до 1 :5.
28. Способ по любому из пунктов 1, 4, 5, в котором произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л (например, не превышает 0,002 Па* л) при проведении гидроразрыва.
29. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором объем последней порции текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, составляет от 5000- 50000 л.
30. Способ по п. 29, в котором увеличивают концентрацию расклинивающего агента во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, до 200-1800 г/л текучей среды гидроразрыва.
31. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором концентрация расклинивающего агента во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва остается неизменной.
32. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, используют высокопрочные керамические расклинивающие агенты.
33. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, используют расклинивающий агент, способный выдержать давление породы без дробления/раскрошения.
34. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, используют расклинивающий агент с максимальным размером частиц, которые могут быть закачаны в данную конкретную скважину, используя данное конкретное оборудование.
35. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором во время завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, используют расклинивающий агент с распределением частиц между максимальным и минимальным размером частиц не более 50%, например, не более 25%, или еще не более 10%.
36. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором расклинивающий агент имеет ассиметричное отношение ширины к толщине или длине, в частности, не менее 1 :2.
37. Способ по любому из пунктов 36, в котором расклинивающий агент представляет собой стержневидные частицы.
38. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором во время завершающего импульса закачки жидкости гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, расклинивающий агент выбирают таким образом, чтобы выносимые частицы породы или раскрошившегося расклинивающего агента удовлетворяли критерию: D>14*d, причем D и d это 50-й перцентиль размеров гранул расклинивающего агента для завершающей стадии и размеров выносимых частиц соответственно.
39. Способ по любому из пунктов 2, 6, 7, в котором после завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент дополнительно осуществляют импульс закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент.
40. Способ по п. 39, в котором объем дополнительной закачки жидкости гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент после завершающего импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, составляет от 1000 до 30000 л.
41. Способ по любому из пунктов 3, 8, 9 в котором текучей средой гидроразрыва является текучая среда на полимерной основе.
42. Способ по п. 41, в котором текучей средой на полимерной основе является гель.
43. Способ по п. 3, 8, 9, в котором операцией по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва является снижение концентрации полимеров в текучей среде гидроразрыва до 0,1-3 грамм/литр текучей среды гидроразрыва, например, до 1-2,5 г/л.
44. Способ по любому из пунктов 3, 8, 9, в котором операцией по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва является использование текучей среды гидроразрыва, являющейся неполимерной текучей средой с низкой вязкостью.
45. Способ по любому из пунктов 3, 8, 9, в котором операцией по снижению вязкости текучей среды гидроразрыва является повышение температуры текучей среды гидроразрыва на поверхности до 20-100°С.
46. Способ по любому из пунктов 1, 2, 3, в котором после импульсного режима закачки в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, закачивают текучую среду с вязкостью меньшей, чем вязкость текучей среды гидроразрыва, для формирования каналов в упаковке расклинивающего агента.
47. Способ по п. 46, в котором отношение вязкостей текучей среды гидроразрыва и текучей среды с меньшей вязкостью составляет 1 :10-1 : 1000.
48. Способ по любому из пунктов 1, 2, 3, в котором во время импульсного режима закачки в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно закачивают разлагаемый и/или растворяемый наполнитель для формирования каналов в упаковке расклинивающего агента.
49. Способ по любому из пунктов 1, 2, 3, в котором во время импульсного режима закачки в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно закачивают укрепляющий и/или консолидирующий материал.
50. Способ по п. 49, в котором укрепляющий и/или консолидирующий материал, представляет собой волокна, выполненные с возможностью изменения формы за счет распрямления или свертывания в результате изменения температуры среды.
51. Способ добычи текучей среды из пласта, пересекаемого стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии со способом гидроразрыва пласта по любому из пунктов 1-50; и
обеспечивают канал добычи текучей среды на поверхность;
добывают текучую среду из пласта посредством канала добычи.
52. Способ по п. 51, в котором частично перекрывают канал добычи на поверхности для снижения объемной скорости добычи текучей среды пласта, так чтобы произведение объемной скорости текучей среды пласта (V) (л/с) на вязкость μ (Па*с) текучей среды пласта не превышало 0,003 Па*л, напрмер, не превышало 0,002 Па*л.
53. Способ по п. 51, в котором обеспечивают задержку начала добычи текучей среды не менее чем на 24-72 часа с целью увеличения температуры текучей среды гидроразрыва, закачанной в скважину.
54. Способ по любому из пунктов 51-53, в котором текучая среда представляет собой одно из нефти, газа, воды или их комбинации.
55. Способ по п. 51, в котором дополнительно перед этапом добычи текучей среды пласта осуществляют этап отбора из скважины текучей среды гидроразрыва, закачанной во время этапа гидроразрыва.
56. Способ откачки отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта, пересекаемого стволом скважины, после осуществления гидроразрыва пласта в соответствии со способом гидроразрыва пласта по любому из пунктов 1-50;
обеспечивают канал для отработанной текучей среды гидроразрыва на поверхность;
откачивают отработанной текучей среды гидроразрыва из пласта посредством канала для отработанной текучей среды гидроразрыва.
57. Способ по п. 56, в котором частично перекрывают канал для отработанной текучей среды гидроразрыва на поверхности для снижения объемной скорости добычи отработанной текучей среды гидроразрыва, так чтобы произведение объемной скорости отработанной текучей среды гидроразрыва (V) (л/с) на вязкость μ (Па* с) отработанной текучей среды гидроразрыва не превышало 0,003 Па*л, например, не превышало 0,002 Па*л.
58. Способ нагнетания текучей среды в пласт, пересекаемый стволом скважины, в котором осуществляют гидроразрыв пласта в соответствии со способом гидроразрыва пласта по любому из пунктов 1-50; и
нагнетают текучую среду в пласт.
59. Способ нагнетания текучей среды в пласт по п. 58, в котором снижают объемную скорость нагнетаемой текучей среды так, чтобы произведение объемной скорости текучей среды пласта (V) (л/с) на вязкость μ (Па* с) нагнетаемой текучей среды не превышало 0,003 Па*л, например, не превышало 0,002 Па* л.
60. Способ нагнетания текучей среды в пласт по п. 58, в котором снижают вязкость нагнетаемой текучей среды до 0,0003-0,001 Па*с.
61. Способ нагнетания текучей среды в пласт по п. 58, в котором повышают температуру нагнетаемой текучей среды на поверхности 20-100°С.
62. Способ по любому из пунктов 59-61, в котором текучая среда, нагнетаемая в пласт, представляет собой одно из воды, пара, газа, бурового раствора, жидких отходов, или их комбинации.
63. Способ по п. 58, в котором после завершения нагнетания текучей среды в пласт, предотвращают возврат нагнетаемой текучей среды обратно на поверхность, с целью захоронения в пласте нагнетаемой текучей среды.
PCT/RU2014/000473 2014-06-30 2014-06-30 Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин Ceased WO2016003303A1 (ru)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016147112A RU2688700C2 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин
US15/318,740 US10240082B2 (en) 2014-06-30 2014-06-30 Method for design of production wells and injection wells
AU2014399993A AU2014399993B2 (en) 2014-06-30 2014-06-30 Method for planning production and injection wells
MX2016016569A MX387900B (es) 2014-06-30 2014-06-30 Metodo para el diseño de pozos de produccion y pozos de inyeccion.
PCT/RU2014/000473 WO2016003303A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин
CA2953923A CA2953923A1 (en) 2014-06-30 2014-06-30 Method for design of production wells and injection wells
SA516380616A SA516380616B1 (ar) 2014-06-30 2016-12-28 طريقة لتصميم آبار إنتاج وآبار حقن

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000473 WO2016003303A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016003303A1 true WO2016003303A1 (ru) 2016-01-07

Family

ID=55019696

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000473 Ceased WO2016003303A1 (ru) 2014-06-30 2014-06-30 Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин

Country Status (7)

Country Link
US (1) US10240082B2 (ru)
AU (1) AU2014399993B2 (ru)
CA (1) CA2953923A1 (ru)
MX (1) MX387900B (ru)
RU (1) RU2688700C2 (ru)
SA (1) SA516380616B1 (ru)
WO (1) WO2016003303A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018106360A3 (en) * 2016-10-31 2018-09-27 Gerard Dirk Smits Fast scanning lidar with dynamic voxel probing
EP3684880A1 (en) * 2017-09-21 2020-07-29 Saudi Arabian Oil Company Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10941336B2 (en) 2016-04-29 2021-03-09 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method using non-standard proppant
US10100245B1 (en) 2017-05-15 2018-10-16 Saudi Arabian Oil Company Enhancing acid fracture conductivity
US20190177606A1 (en) * 2017-12-08 2019-06-13 Saudi Arabian Oil Company Methods and materials for generating conductive channels within fracture geometry
EP4025666A1 (en) 2019-09-05 2022-07-13 Saudi Arabian Oil Company Propping open hydraulic fractures
US11352548B2 (en) 2019-12-31 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer
CN111808582A (zh) * 2020-08-07 2020-10-23 西南石油大学 钻井液用堵漏剂及其制备方法
US11867028B2 (en) 2021-01-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US11585176B2 (en) 2021-03-23 2023-02-21 Saudi Arabian Oil Company Sealing cracked cement in a wellbore casing
US12071589B2 (en) 2021-10-07 2024-08-27 Saudi Arabian Oil Company Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid
US12025589B2 (en) 2021-12-06 2024-07-02 Saudi Arabian Oil Company Indentation method to measure multiple rock properties
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
US12012550B2 (en) 2021-12-13 2024-06-18 Saudi Arabian Oil Company Attenuated acid formulations for acid stimulation
US12203366B2 (en) 2023-05-02 2025-01-21 Saudi Arabian Oil Company Collecting samples from wellbores
US20240418068A1 (en) * 2023-06-16 2024-12-19 Schlumberger Technology Corporation Method for hydraulic fracturing of conventional and unconventional reservoirs by introducing energized fluid

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2004005671A1 (en) * 2002-07-09 2004-01-15 Schlumberger Canada Limited Compositions and methods for treating a subterranean formation
RU2312212C1 (ru) * 2006-11-24 2007-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором
RU2376455C2 (ru) * 2007-11-09 2009-12-20 Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" Способ реагентно-импульсно-имплозионной обработки призабойной зоны пласта, установка для его осуществления, депрессионный генератор импульсов
RU2404359C2 (ru) * 2006-01-27 2010-11-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)
WO2011081546A1 (en) * 2009-12-30 2011-07-07 Schlumberger Canada Limited A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications
RU2453694C1 (ru) * 2011-09-06 2012-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ гидроразрыва пласта
RU2484243C2 (ru) * 2007-07-03 2013-06-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3066118A (en) 1958-05-08 1962-11-27 Goodrich Co B F Cross-linked carboxylic polymers of triallyl cyanurate and alkenoic acids
US3426004A (en) 1965-01-13 1969-02-04 Goodrich Co B F Crosslinked acrylic acid interpolymers
US3951926A (en) 1974-08-05 1976-04-20 Monsanto Company Cross-linked ethylene-maleic anhydride interpolymers
US7196040B2 (en) 2000-06-06 2007-03-27 T R Oil Services Limited Microcapsule well treatment
US6776235B1 (en) 2002-07-23 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method
US7044220B2 (en) 2003-06-27 2006-05-16 Halliburton Energy Services, Inc. Compositions and methods for improving proppant pack permeability and fracture conductivity in a subterranean well
WO2005100007A2 (en) 2004-04-12 2005-10-27 Carbo Ceramics, Inc. Coating and/or treating hydraulic fracturing proppants to improve wettability, proppant lubrication, and/or to reduce damage by fracturing fluids and reservoir fluids
US7281581B2 (en) 2004-12-01 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US7325608B2 (en) 2004-12-01 2008-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
CN101268150B (zh) 2005-09-23 2013-05-08 川汉油田服务有限公司 浆液组合物及其制备方法
US8082994B2 (en) 2006-12-05 2011-12-27 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for enhancing fracture conductivity in subterranean formations
US7581590B2 (en) * 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7451812B2 (en) * 2006-12-20 2008-11-18 Schlumberger Technology Corporation Real-time automated heterogeneous proppant placement
CA2685958C (en) 2007-05-30 2012-10-09 Schlumberger Canada Limited Method of propping agent delivery to the well
US9080440B2 (en) 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
AU2008349610B2 (en) 2008-01-31 2012-04-12 Schlumberger Technology B.V. Method of hydraulic fracturing of horizontal wells, resulting in increased production
US9945220B2 (en) * 2008-10-08 2018-04-17 The Lubrizol Corporation Methods and system for creating high conductivity fractures
US9279077B2 (en) 2012-11-09 2016-03-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of forming and placing proppant pillars into a subterranean formation
US9523268B2 (en) 2013-08-23 2016-12-20 Schlumberger Technology Corporation In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity
WO2016140591A1 (en) 2015-03-03 2016-09-09 Schlumberger Canada Limited Stabilized pillars for hydraulic fracturing field of the disclosure

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2004005671A1 (en) * 2002-07-09 2004-01-15 Schlumberger Canada Limited Compositions and methods for treating a subterranean formation
RU2404359C2 (ru) * 2006-01-27 2010-11-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)
RU2312212C1 (ru) * 2006-11-24 2007-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором
RU2484243C2 (ru) * 2007-07-03 2013-06-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гетерогенного размещения расклинивающего наполнителя в трещине гидроразрыва разрываемого слоя
RU2376455C2 (ru) * 2007-11-09 2009-12-20 Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" Способ реагентно-импульсно-имплозионной обработки призабойной зоны пласта, установка для его осуществления, депрессионный генератор импульсов
WO2011081546A1 (en) * 2009-12-30 2011-07-07 Schlumberger Canada Limited A method of fluid slug consolidation within a fluid system in downhole applications
RU2453694C1 (ru) * 2011-09-06 2012-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ гидроразрыва пласта

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2018106360A3 (en) * 2016-10-31 2018-09-27 Gerard Dirk Smits Fast scanning lidar with dynamic voxel probing
EP3684880A1 (en) * 2017-09-21 2020-07-29 Saudi Arabian Oil Company Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids

Also Published As

Publication number Publication date
US20170121593A1 (en) 2017-05-04
US10240082B2 (en) 2019-03-26
SA516380616B1 (ar) 2021-10-11
AU2014399993A1 (en) 2017-01-05
MX387900B (es) 2025-03-19
CA2953923A1 (en) 2016-01-07
MX2016016569A (es) 2017-04-25
RU2016147112A3 (ru) 2018-07-30
AU2014399993B2 (en) 2019-07-11
RU2688700C2 (ru) 2019-05-22
RU2016147112A (ru) 2018-07-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2688700C2 (ru) Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
US7644761B1 (en) Fracturing method for subterranean reservoirs
US10385258B2 (en) Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10267133B2 (en) Systems and methods for fracturing a subterranean formation
RU2566542C1 (ru) Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой
US8061427B2 (en) Well product recovery process
NO335306B1 (no) Fremgangsmåte ved hydraulisk frakturering av undergrunnsformasjoner
WO2012011993A1 (en) Methods for stimulating multi-zone wells
CA2909975A1 (en) In situ channelization method and system for increasing fracture conductivity
NO20141396A1 (no) Metoder for å minimalisere overfortrengning av proppant i sprekkbehandlinger
US20180298272A1 (en) Polymeric and elastomeric proppant placement in hydraulic fracture network
WO2006014951A2 (en) Method of pumping an “in-the formation” diverting agent in a lateral section of an oil or gas well
Lafollette Key considerations for hydraulic fracturing of Gas Shales
US9828843B2 (en) Gas diverter for well and reservoir stimulation
US10030494B2 (en) Cyclical diversion techniques in subterranean fracturing operations
CN112253074A (zh) 一种深层水平井压裂提高桥塞泵送效率的方法
RU2608380C1 (ru) Способ гидроразрыва подземного пласта
RU2526081C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
CA2517497C (en) Well product recovery process
RU2737455C1 (ru) Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек
RU2759247C1 (ru) Способ проведения многостадийного гидроразрыва пласта в условиях тонких перемычек
Herianto et al. Effort of increase well productivity by stimulating hydraulic fracturing
US20070131423A1 (en) Method of extracting hydrocarbons
WO2024137707A9 (en) Flushing of injection wellbore for slurried waste

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14896868

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15318740

Country of ref document: US

Ref document number: MX/A/2016/016569

Country of ref document: MX

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2953923

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2014399993

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20140630

Kind code of ref document: A

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2016147112

Country of ref document: RU

Kind code of ref document: A

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14896868

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1