[go: up one dir, main page]

WO2017078560A1 - Способ гидроразрыва пласта (варианты) - Google Patents

Способ гидроразрыва пласта (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2017078560A1
WO2017078560A1 PCT/RU2015/000733 RU2015000733W WO2017078560A1 WO 2017078560 A1 WO2017078560 A1 WO 2017078560A1 RU 2015000733 W RU2015000733 W RU 2015000733W WO 2017078560 A1 WO2017078560 A1 WO 2017078560A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
proppant
polyelectrolyte
fracture
suspension
formation
Prior art date
Application number
PCT/RU2015/000733
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Чад КРАМЕР
Фёдор Николаевич ЛИТВИНЕЦ
Сергей Владимирович СЕМЁНОВ
Мохан Канака Раджу ПАНГА
Максим Павлович ЮТКИН
Ксения Михайловна КАПРИЕЛОВА
Сергей Сергеевич СКИБА
Бернхард Рудольф ЛЮНГВИЦ
Денис Викторович БАННИКОВ
Original Assignee
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Канада Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн, Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Канада Лимитед
Priority to US15/772,826 priority Critical patent/US11008844B2/en
Priority to PCT/RU2015/000733 priority patent/WO2017078560A1/ru
Priority to ARP160103192A priority patent/AR106409A1/es
Publication of WO2017078560A1 publication Critical patent/WO2017078560A1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80—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
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

Definitions

  • the present technical solution relates to methods for intensifying the influx of oil and / or gas from a wellbore, in particular, to methods for hydraulic fracturing.
  • Hydraulic fracturing is widely used to stimulate wells.
  • a liquid under high pressure which exceeds the fracture pressure of the rock, is pumped into the underground formation, forming cracks.
  • proppant is pumped into the subterranean formation to prevent the closure of cracks after depressurization at the end of the well treatment.
  • Hydraulic fracturing involves the creation and expansion of a fracture in the formation and pumping a proppant (proppant) into the fracture to form a highly conductive proppant pack, through which the produced fluid flows into the wellbore. Hydraulic fracturing intervals in the well are separated from each other by insulating mechanical devices, for example, an insulating packer plug. However, the installation of such mechanical devices involves the complete cleaning of the well section from proppant, which may remain from the previous stage of hydraulic fracturing.
  • a general approach to solving the problem of cleaning the well from the remaining proppant in the wellbore is to pump a squeeze portion of the fluid.
  • Selling fluid is injected immediately after the last proppant portion of the fracturing fluid without slowing down the injection rate.
  • Squeezing fluids are pumped into the well in order to bring the carrier fluid to the bottom of the well.
  • An available aqueous liquid is used as the selling liquid, and most often it is water or water with the addition of a polymer reagent to reduce friction.
  • the volume of squeezing fluid should be equal to or greater than the volume of the pipe string along which the mixture of proppant (sand) with the liquid was injected.
  • Hydraulic fracturing is standard practice for increasing the productivity of oil and gas wells. Among the many factors that determine the throughput of the created fractures in the reservoir, three factors can be distinguished related to the proposed method.
  • Reselling is the removal (washing) of proppant material from the near-wellbore region of the well after the proppant is placed in the fracture. Such washing of the proppant can lead to low crack permeability due to partial closure of the crack walls after pressure reduction. Reselling occurs when there is an excess volume of displacement fluid: as a result of reselling, the effective conductivity of the fracture decreases and the productivity of the well decreases. Overselling is standard practice when calculating the injection schedule for hydraulic fracturing stages. The injection of such fluid is stopped after the last portion of the proppant overcomes the perforation holes in the casing.
  • the return of proppant (and small particles) from the formation to the well can lead to proppant loss from the near-wellbore region, closure of cracks with loss of conductivity and, as a result, lower production well productivity.
  • the carried proppant is an abrasive material and can damage tubing, valves, gates, pipelines and other equipment.
  • US8636065 (Schlumberger Technology Corporation, publ. 01/28/2014) describes a method for hydraulic fracturing and heterogeneous proppant placement, which includes the stage of pumping the final (bottom-hole) portion of proppant into a hydraulic fracture.
  • the hydraulic fracturing method according to US8636065 involves heterogeneous placement of proppant islands in the main part of the fracture, while the branched channel network between the proppant islands provides high proppant pack conductivity.
  • the bottom-hole portion of the fracturing fluid (this portion definition is given for the last portion of the fracturing fluid with sand) is pumped in the form of continuous pumping of a proppant suspension.
  • this portion of the liquid forms a proppant bottomhole packing (in the English terminology “tail-in stage”), which as a whole can differ in porosity, permeability and strength from the main proppant pack in the hydraulic fracture.
  • the proppant at this final stage of injection is selected from the proppant class of substantially uniform size, as well as this final a portion of proppant packaging provides high porosity and high strength.
  • the final (final) part of the hydraulic fracturing operation is the hydraulic fracturing operation when a standard proppant is placed close to the wellbore.
  • the strength of the proppant for this stage is high enough to avoid the destruction of proppant particles (and the formation of small particles) at the stage of closure of the crack.
  • such a final stage of pumping homogeneous proppant into the bottom hole zone (bottom hole portion of the suspension) is performed in such a way that the subsequent step of pumping clean squeezing fluid (“squeezing”) does not cause a proppant to re-deep into the crack and reduce proppant packing proppant properties.
  • a method for preventing prodant / sand overdisplacement at the last stage of the injection of a proppant suspension is described in patent application US2015159465 (publ. 1.06.2015).
  • the hydraulic fracturing method involves creating a crack in the treatment bed, pumping a predetermined amount of proppant with the carrier fluid into the well, pumping a plugging agent as a final portion (without reducing the fluid pressure), and forming a temporary plug in the fracture from the delivered plugging agent.
  • a temporary (removable) plug may contain degradable or soluble material (fibers or particles), which allows, after degradation of the material, the conductivity of the crack to be restored after removal of the temporary plug.
  • setting a durable cork made of dispersed material can create technical difficulties in the implementation of hydraulic fracturing.
  • WO2015 / 076693 Controlled inhomogeneous proppant aggregate formation, published May 25, 2015 describes a method for improving fluid flow into a hydraulic fracture, which involves forming a suspension of proppant, light particles, and carrier fluid.
  • the carrier fluid can become a binding medium, leading to the formation of agglomerates of proppant particles and light particles.
  • the suspension is pumped into the formation and agglomerates proppant and / or light particles.
  • a binder liquid is formed by the interaction of a cationic polyelectrolyte (or its precursor) and an anionic polyelectrolyte (or its precursor), and aggregates of solid particles (sand and light particles) occur due to the formation of polyelectrolyte complexes (PEC).
  • PEC polyelectrolyte complexes
  • the resulting PE bunches retain sand and other particles in their volume.
  • the consolidation of portions of sand reduces proppant removal from the treated formation.
  • the low specific gravity of the obtained PEC-based aggregates allows to reduce the sedimentation of sand during hydraulic fracturing and provides improved sand transport to the fracture.
  • compositions and methods for producing polymer composites comprising particles of a solid agent are described in patent application US20150060072 (publ. 05.03.2015).
  • the solid agent (proppant) is coated with a polyanion layer, and then the polymer-coated proppant is added to the polyelectrolyte solution opposite charge (e.g. hydrated carboxymethyl cellulose gel - CMC).
  • the polyelectrolyte solution opposite charge e.g. hydrated carboxymethyl cellulose gel - CMC
  • Fiber-like composites play the role of fiber additives to processing fluids practiced in the oil and gas industry: such as additives to reduce fluid loss, formulations for waterproofing rocks, fracturing fluids, drilling fluids, cementitious compositions and others.
  • polyelectrolyte is a polymer consisting of macromolecules in which a substantial part of the elementary units includes ionized or ionized groups.
  • a “polyelectrolyte complex” is a substantially neutral polymer-polymer complex of macromolecules that carry charges of the opposite sign and cause adhesion between the macromolecules due to electrostatic interaction, as defined by the recommendations of the SHRAS organization [Pure Appl. Chem., Vol.
  • Cationic polyelectrolytes are also known as “polybases”, while anionic polyelectrolytes are “polyacids”.
  • polybases also known as “polybases”
  • anionic polyelectrolytes are “polyacids”.
  • the polymer gel after crosslinking forms one phase, and the consolidation of polymers into a polyelectrolyte complex creates two distinct phases - these are dense clumps of the polymer-polymer complex and a low-viscosity liquid with residual concentrations of the starting polyelectrolytes.
  • Aggregates (clumps) of polyelectrolyte complexes also exhibit stickiness with respect to solid particles.
  • the polymer-polymer complex may to act as a “consolidating agent” or “binding agent” for particulate matter in a well treatment fluid.
  • proppant aggregate or “proppant agglomerate” is attributed to a consolidating phase, which contains a sufficiently high proppant concentration so that proppant particles in the proppant aggregate can perform a proppant function in the hydraulic fracture. Due to the binding properties of the polyelectrolyte complex, a proppant aggregate exists in the form of a separate phase that is different in rheology from the carrier fluid when delivered to the well.
  • polyelectrolyte complexes in the literature also includes the result of the interaction of a water-soluble charged polyelectrolyte (polycation or polyanion) and an oppositely charged surfactant (charged surfactant).
  • charged surfactant groups when meeting with a macromolecule, neutralize oppositely charged groups of the polyelectrolyte macromolecule (surfactants form a neutralizing shell around the charged polymer molecule) and create a substantially neutral complex (PEC). Examples of such polymer surfactant compositions can be found in patent application US2015060072.
  • the technical solution is aimed at creating a method of hydraulic fracturing, which provides high conductivity of proppant packs as a whole due to the high conductivity of the bottom hole pack of proppant, a safe operation of pumping a squeezing portion of the fluid at the end of the hydraulic fracturing operation, and high conductivity of the wedged fracture is achieved at the stage of production from the reservoir.
  • a method for hydraulic fracturing comprises the following steps: Pumping through a well into a reservoir a portion of a proppant-free fluid to create and propagate a hydraulic fracture; injection of proppant suspension into the formation, with the formation of proppant packing in the fracture. Next, a portion of the suspension containing liquid and proppant aggregates based on a polyelectrolyte is pumped into the formation 00733
  • Another embodiment of the method is hydraulic fracturing followed by isolation of the hydraulic fracture. Next, carry out the following fracturing operation in the next interval.
  • Proppant aggregates located in the fracture near the wellbore provide high conductivity of the fluid flow through the permeable channels and the strength of the proppant aggregates (islands) to hold the walls of the fracture after the completion of hydraulic fracturing.
  • Selling fluid performs the function of cleaning the wellbore from proppant.
  • the proposed technical solution avoids the reselling of proppant in the near-well zone of the hydraulic fracture.
  • the presence of permeable channels in the bottomhole zone of the fracture allows to avoid blockage of the bottomhole zone by small particles that may be present in the fluid extracted from the formation.
  • Figure 1 a schematically shows the hydraulic fracturing process according to known technology. The stage of formation and propagation of hydraulic fractures and the supply of squeezing fluid.
  • FIG. lb schematically shows the hydraulic fracturing process according to known technology.
  • Figure 1 c schematically shows the hydraulic fracturing process according to known technology. The situation of undesirable reselling of proppant suspension and formation of a bottomhole zone depleted in proppant is depicted.
  • Fig. 2a schematically shows a hydraulic fracturing process according to the method. The stage of formation and propagation of hydraulic fractures and injection of bottom hole with proppant aggregates.
  • Figure 2b schematically shows the hydraulic fracturing process according to the proposed technical solution.
  • Fig. 3a shows a diagram of a laboratory experiment to create and place proppant aggregates in a hydraulic fracture.
  • Fig. 3b shows a diagram of a laboratory experiment on the creation and placement of proppant aggregates (based on a complex of a polyelectrolyte with a surfactant) in a hydraulic fracture.
  • Figure 4 shows the results of experiments in a laboratory setting for the placement of proppant aggregates in the fracture model.
  • the method of hydraulic fracturing including the steps of injecting into the formation the final portion of the proppant suspension and displacement fluid, as well as its difference from the known fracturing methods using displacement fluid, can be understood from the illustrations in Figs. 1-4.
  • Fig. 1c shows a multi-stage hydraulic fracturing process according to a method known from the practice of processing oil and gas wells.
  • On figa shows the initial stage of hydraulic fracturing.
  • Pure hydraulic fracturing fluid 4 (in the English literature, this stage is called the “pad”) is fed into the well with the casing 1 through the perforation holes 2 under high pressure (in the English literature, which leads to the occurrence and propagation of fracture 3 in the productive layer.
  • a portion of the proppant suspension in the carrier fluid is pumped.
  • a proppant pack (proppant pack) 5 is formed from a proppant suspension 5 in two opposite wings of the hydraulic fracture.
  • a small part of proppant 6 remains in the wellbore (cannot be carried by the flow into fracture 3). For further downhole operations, this excess proppant fraction is removed from the wellbore (proppant cleansing of the wellbore).
  • FIG. lb shows the second stage of hydraulic fracturing. Following a portion of the proppant suspension (the amount of proppant 5 and 6), a portion of the squeezing fluid 7 is pumped into the well.
  • the squeezing fluid 7 does not contain proppant and is represented by plain water with a minimal amount of additives.
  • Figure 1 c shows an undesirable situation of reselling proppant deep into the fracture during hydraulic fracturing according to known technologies. If the volume of the squeezing fluid 7 is excessive in relation to the total volume of the proppant suspension, then the squeezing fluid 7 partially displaces the proppant 5 from the bottomhole zone 8 of the fracture, thereby forming areas depleted in proppant. In such a situation, proppant reselling (or “over-selling”), the subsequent decrease in pressure in the well and closing of the fracture 3 causes the walls of the fracture 3 to close in the non-propped bottomhole zone 8, which results in a reduced hydraulic conductivity of the entire fracture 3.
  • On figa shows the initial stage of hydraulic fracturing.
  • clean (without proppant) fracturing fluid 4 is fed, which leads to the emergence and propagation of a vertical fracture 3 in the reservoir.
  • a portion of the proppant suspension is pumped into the viscous carrier fluid.
  • a proppant pack 5 proppant pack
  • part of proppant 6 remains in the wellbore without falling into the hydraulic fracture.
  • the final portion of the proppant suspension 9 based on the proppant aggregates is pumped into the well (in Fig. 2a, the proppant aggregates are depicted as large formations).
  • a portion of the squeezing fluid 7 is pumped into the well to clean the proppant from the wellbore.
  • Figure 2b shows the next stage of hydraulic fracturing.
  • a portion of the squeezing fluid 7 pushes the main portion of proppant 6 and the final portion of the proppant suspension 9 into the depths of the crack: the final portion of the suspension 9 is prepared on the surface in the form of proppant aggregates based on polyelectrolyte complexes.
  • the arrows in FIG. 2b show the direction of fluid flow through which proppant aggregates are transferred. Proppant aggregates are pumped along the wellbore and pass through perforations into the bottomhole zone 8 of the hydraulic fracture.
  • On figs shows the final stage of hydraulic fracturing.
  • the final portion of the proppant suspension 9 based on proppant aggregates is squeezed (pumped) into the bottom zone of the fracture using a portion of the squeezing fluid 7, and after closing the walls of the crack (caused by stopping the injection), the proppant aggregates form strong proppant islands 11, and channels 10 are formed between the islands with a clean (mainly without proppant) liquid.
  • Figa shows a diagram of a laboratory experiment to create and place proppant aggregates.
  • Proppant aggregates are obtained in surface equipment adapted to mix two or more liquids, as well as to mix proppant (formation of a proppant suspension).
  • the experimental design includes the connection of two fluid flows, while the mixed fluids contain polyelectrolytes of different charge (designated as polyelectrolyte 1 and polyelectrolyte 2), as well as proppant.
  • these streams (polyelectrolyte 1 and polyelectrolyte 2) have concentrations of polyelectrolytes and pH acidity such that, after mixing the streams, clots of polyelectrolyte complexes (PEC) are obtained in which proppant particles are captured.
  • PEC polyelectrolyte complexes
  • proppant-containing PECs are transferred to the fracture by the flow of the carrier fluid and are retained on the fracture wall.
  • the first part of the fracture is made in the form of a narrow flow gap with a width of 2 mm, which is directly connected to the branched part of the fracture (or secondary crack), which is simulated using a flow gap with a width of 5 mm.
  • the second flow slot allows fluid to flow into a vertically oriented cell with a continuous proppant package (details of a continuous proppant package are not shown in Fig. 3a and Fig. 3b).
  • Fig. 3b shows a diagram of a laboratory experiment for the creation and placement of proppant agglomerates.
  • the scheme involves mixing two streams of liquid (polyelectrolyte and oppositely charged surfactant), while one stream includes a suspension of proppant. When mixed, these streams quickly form polyelectrolyte complexes (PEC) carrying proppant. Further, proppant-containing PECs are carried by the flow into the experimental cell and are retained on the walls of a vertical flowing crack (or on the walls of a system of branched cracks).
  • PEC polyelectrolyte complexes
  • Figure 4 shows a photo of a laboratory experiment to simulate the placement of proppant aggregates 10 in the near-well zone of a hydraulic fracture (two vertically oriented fractures).
  • Proppant aggregates 10 based on PEC are formed by mixing the flows of two solutions of oppositely charged polyelectrolytes (for example, a mixture of cationic polyelectrolyte and anionic polyelectrolyte) at the entrance to the first flow gap. Proppant is added to one of the fluid streams containing polyelectrolytes. Due to the high viscosity of the polyelectrolyte complex, the formed proppant aggregates based on PEC get stuck on the walls of flowing slits.
  • oppositely charged polyelectrolytes for example, a mixture of cationic polyelectrolyte and anionic polyelectrolyte
  • the proppant aggregates 10 form stable proppant clusters even with a high flow rate of the squeezing fluid, and free channels 1 1 are formed between the proppant aggregates 10 (clusters) for the fluid flow.
  • An increase in the rate of fluid flow through the flow slots only slightly affects the size and shape of the proppant aggregates 10.
  • fracturing according to the proposed solution is a multi-stage process. Significant differences of the proposed hydraulic fracturing method from known solutions can be observed in the implementation of the last stages of hydraulic fracturing when proppant is placed in the bottomhole zone of the fracture.
  • step (ii) most of the proppant is pumped into the fracture in the form of an aqueous suspension.
  • a suspension of solid particles (proppant) can be prepared in a concentration of 0.1 g / l to 100 g / l.
  • aqueous solutions thickened with polymers are used, as well as aqueous solutions thickened with crosslinked polymers (gels), or water-in-oil emulsions or liquids based on a viscoelastic surfactant (WES).
  • WES viscoelastic surfactant
  • the rheology of the carrier fluid allows the proppant to be carried down the well and to place the proppant pack in the fracture.
  • a portion of the suspension containing proppant is pumped into the formation to form a proppant pack in the fracture.
  • FIG. 2a-c for simplicity of the picture, the formation of a homogeneous proppant pack is shown, but in other versions of the method at stage l (ii), it is possible to pump alternating pulses of proppant slurry and pulses of pure fluid, which, when they get into the hydraulic fracture, provide heterogeneous proppant placement with the formation of conducting channels.
  • a similar proppant channel injection technique is known as HiWAY TM technology (a trademark of the Schlumberger Technology Company) and is understood by a person skilled in the art.
  • the portion size of the proppant suspension in step (w) is from 0.1 to 10% of the suspension volume in step 1 (H).
  • the volume of the final portion of the proppant suspension should not be too high to avoid closing the walls of the crack at the stage of closing the crack.
  • a fracture closes when the pressure in the wellbore decreases below the fracture pressure.
  • a method for determining the crack closing pressure during hydraulic fracturing is described in US8838427 (Schlumberger, publ. 2014-09-16).
  • proppant pack 5 high conductivity of the fracture is provided by proppant pack 5
  • fracture conductivity in the bottomhole zone is provided by the bottomhole packing with conducting channels between proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex.
  • a portion of the squeezing fluid is pumped into the well.
  • a volume of displacement fluid is pumped that is equal to or greater than the volume of the pipe string through which a portion of the suspension containing proppant was pumped.
  • a squeezing liquid as a rule, aqueous liquid is used.
  • the squeezing liquid is pumped in the form of a low viscosity aqueous polymer solution, and the polymer is added to reduce the friction of the injected aqueous liquid. This allows to reduce the hydrodynamic resistance and reduce the load on the pumping equipment.
  • a proppant suspension for the final proppant injection step is prepared by mixing streams of solutions of a water-soluble polycation and a water-soluble polyanion, wherein the proppant is present in one of the injected polyelectrolyte solutions.
  • a proppant-containing solution of a polyelectrolyte is mixed with a pure (without proppant) polyelectrolyte of the opposite charge, the formation of polyelectrolyte complexes in the form of polymer-polymer clots holding proppant particles (proppant aggregates).
  • proppant is represented by neutrally charged granules of sand or ceramic
  • proppant can be added to any of the solutions of polyelectrolytes. It is significant that the addition of a second electrolyte solution was carried out in an already prepared proppant suspension.
  • a suspension is pumped, which includes a liquid and proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex, and which is obtained by mixing a solution of a water-soluble cationic polyelectrolyte and a suspension of proppant in a water-soluble anionic polyelectrolyte.
  • a suspension is pumped, which includes a liquid and proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex, and which is obtained by mixing a solution of a water-soluble anionic polyelectrolyte; and a proppant suspension in a water-soluble cationic polyelectrolyte.
  • proppant is present in one of the solutions of water-soluble polyelectrolytes.
  • Proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex include proppant, cationic polyelectrolyte and anionic polyelectrolyte.
  • one of the polyelectrolytes for the formation of the polyelectrolyte complex with the inclusion of proppant can be replaced by a charged surfactant.
  • a cationic polyelectrolyte carrying positively charged groups on a polymer chain can be replaced by a cationic surfactant
  • an anionic polyelectrolyte carrying negatively charged groups on a polymer chain can be replaced with an anionic surfactant.
  • proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex include proppant, a cationic polyelectrolyte, and an anionic surfactant.
  • proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex include proppant, anionic polyelectrolyte, and a cationic surfactant.
  • the specialist in this field is aware that there is a wide selection of water-soluble polyelectrolytes (charged polymers) for the implementation of this technical solution.
  • the specialist in this field is aware that there is a wide selection of surface-active substances (cationic surfactants and anionic surfactants) for the implementation of this technical solution.
  • anionic polyelectrolytes which are selected from the group of anionic polyacrylamides, poly (methacrylic PT / RU2015 / 000733
  • polystyrene sodium sulfonate polystyrene sodium sulfonate
  • CMC carboxymethyl cellulose
  • DADMAC diallyldimethylammonium chloride
  • PEI polyethyleneimide
  • PVP polyvinylpyrrolidone
  • solutions of polyelectrolytes that are mixed in step (iii) are prepared at pH> 6.0.
  • solutions of polyelectrolytes are prepared at an acidity of the aqueous medium in the range of pH> 8.0. For most pairs of charged polymers, at pH in the alkaline region (pH> 8.0), more durable polyelectrolyte complexes (polymer-polymer clots) are formed, which can carry a high concentration of proppant particles in their volume.
  • the function of the polyelectrolyte complex when injecting a portion of the proppant suspension is to bind proppant particles and transfer proppant to the hydraulic fracture to form strong proppant clusters in the bottomhole zone of the fracture.
  • the binding function of the PEC has already been exhausted. Therefore, it is possible to formulate a composition for injecting the final proppant dose into which an agent for breaking polyelectrolytes is included.
  • Such a destructive agent may be an agent for the oxidation (destruction) of polymers.
  • Typical oxidizing agents used for treating wells can be mentioned as an example of a polymer breaker.
  • Oxidizing agents are selected from the group of inorganic peroxides, organic peroxides, encapsulated peroxides. Peroxides of alkali and alkaline earth metals react with water to form the corresponding hydroxide and hydrogen peroxide. Powders of persulfate salts (ammonium persulfate, potassium persulfate) or other salts giving a strong oxidizing effect when dissolved in water.
  • delayed-action polymer oxidizing agents selected from the group of encapsulated persulfates may be used. The destruction of the polyelectrolyte complex reduces the local viscosity of the polymer in the area of the proppant aggregate and increases the overall conductivity of the bottomhole zone where the proppant aggregates are located.
  • the oxidizing agent is added to that portion of the polyelectrolyte that is most resistant to the oxidizing agent.
  • the specified hydraulic fracturing method is particularly well applicable to well treatment situations when several successive hydraulic fracturing operations are performed on a well for various perforation intervals.
  • steps (i) - (iv) are used to isolate the hydraulic fracture (for example, by installing insulating packers on both sides of the treated fracture, and then perform the next hydraulic fracturing operation in the next interval.
  • several hydraulic fracturing operations are carried out, each of which may include the stage of pumping a portion of the suspension, which includes liquid and proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex with the formation of permeable channels in the bottomhole zone of the hydraulic fracture.
  • FIG. 3a shows a setup diagram for conducting an experiment.
  • Figure 4 shows a photo of the results of the experiment.
  • PEC polyelectrolyte complex
  • Aqueous solutions have a neutral or slightly alkaline pH.
  • the first polyelectrolyte polyelectrolyte-1 is a cationic charged polymer
  • the second polyelectrolyte in an aqueous solution polyelectrolyte-2 is an anionic charged polymer (prepared at the same pH of the aqueous liquid).
  • a sufficient amount of proppant is added to one of the streams with polyelectrolyte. Since proppant (sand) is a neutral material, it can be added to any of the flows of the polyelectrolyte.
  • one of the flows into the mixer is represented by a proppant suspension in an aqueous solution of a polyelectrolyte
  • the second stream is an aqueous solution of an oppositely charged polyelectrolyte.
  • two streams of oppositely charged polyelectrolytes are mixed before entering the first slotted channel, and clots are formed very quickly on the basis of a complex of polyelectrolytes mixed with proppant (sand 40/70 mesh) - this clot is called " proppant aggregate ”or“ proppant agglomerate ”.
  • the remaining pure liquid in the injected stream contains small concentrations of two polyelectrolytes and has a low viscosity close to the viscosity of water.
  • the formed proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex are pumped together with clean liquid into a slotted flow channel (modeling a bottomhole zone of an open fracture during hydraulic fracturing).
  • the flow from the second slotted channel enters the conduction cell densely filled with a highly permeable proppant pack (coarse sand 12/18 mesh), while the conduction cell simulates a continuous proppant pack (see element 5 in Fig. 2b and Fig. 2c).
  • a highly permeable proppant pack coarse sand 12/18 mesh
  • Example 1 the following composition was tested for miscible polymer liquids.
  • the composition of stream 1 an aqueous suspension comprising 2% KC1, 0.24 kg / l of sand with a particle size of 40/70 mesh, 4 g / l of anionic polyacrylamide (ARAM).
  • the composition of stream 2 an aqueous solution containing 2% KCl and 4 g / l of branched polyethyleneamine (br-PEI). Both polymer aqueous solutions had a pH of 8.5. Tests in the experimental setup (shown in Fig. 3a) were carried out at room temperature (+ 20 ° C).
  • a portion of the squeezing liquid was pumped using an aqueous solution of 2% KC1 with the addition of 0.5 g / L polyacrylamide (PAM) at room temperature.
  • PAM polyacrylamide
  • the liquid and the proppant aggregates obtained (the result of the interaction of the charged polymers) at a liquid pumping speed of 0.25 m / s (the flow velocity is related to the total cross-sectional area of slot channel 2) remain in the form of two immiscible phases. It was established that during the subsequent supply of the squeezing fluid into the fracture model, proppant aggregates get stuck on the walls of the slotted channel. Even with an increase in the flow rate of the squeezing fluid to the level of 3 m / s, the proppant aggregates formed were partially washed out of the slotted channels, demonstrating strong contact with the walls of the crack.
  • This example demonstrates the behavior of using proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex when placing proppant aggregates in the near-well zone of a hydraulic fracture.
  • Two streams of charged polymers are mixed at the entrance to the vertical slot channel as shown in FIG.
  • the first line proppant suspension stream contains also 0.35 kg / l of sand with a particle size of 40/70 mesh in an aqueous solution of polycation.
  • DADMAC diallyldimethylammonium
  • the opposite flow of pure aqueous liquid (pH ⁇ b.O, 2% KC1) is pumped through a conduction cell filled with a coarse-grained proppant of 20/40 mesh and the water flow passes in the opposite direction through two combined flow channels (one with a width of 5 mm , another with a width of 2 mm).
  • the average consumption rate of the return flow of the aqueous liquid is gradually increased to the level of 2.5 m / s, while the main part of the proppant aggregates remains on the walls of the channels.
  • the sand of their conduction cell (not shown) is hardly washed out at such a reverse flow rate.
  • This experiment demonstrates the stability of the main proppant pack and proppant aggregates in the near-wellbore zone of the fracture to the proppant flowback phenomenon during the operation of the formation with a hydraulic fracture treated by the described method.
  • An example discloses the use of polymer oxidizing agents for the destruction of polyelectrolyte complexes after the completion of hydraulic fracturing. As shown in Fig. 3a, at the stage of the hydraulic fracturing operation and after its completion, the fluid flow freely penetrates through the channels (ducts) between the proppant aggregates distributed over the volume of the slotted channel.
  • 25 ° C is similar to the procedure described in example 1, except that a polymer oxidizing agent (ammonium persulfate) was added in the form of a powder at a concentration of 0.5 g / L to an aqueous solution of polyanion (aram).
  • a polymer oxidizing agent ammonium persulfate
  • aram a polyanion
  • the polymer oxidizer provides accelerated destruction of the interpolymer complex (in this particular case, the a-PAM: br-PEI complex).
  • This example demonstrates the behavior of using proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex when placing hydraulic fracturing in the near-well zone (injecting a final portion of a proppant suspension into the formation).
  • Two streams are mixed at the entrance to the vertical slotted channel as shown in FIG.
  • the slurry stream along the first line also contains 0.35 kg / l of sand with a particle size of 40/70 mesh.
  • the pure liquid and the proppant agglomerates obtained at a pure liquid feed rate of 0.25 m / s remain in the form of two immiscible phases. It was established that during the subsequent supply of clean fluid (squeezing fluid) into the fracture model, proppant aggregates based on the polymer-surfactant complex are retained on the walls of the slotted channel. Even with an increase in the rate of injection of clean squeezing fluid (2% KCl in water without proppant) to a level of 3 m / s, the proppant agglomerates formed were only partially washed out of the slotted channels.
  • proppant aggregates based on a polyelectrolyte complex ensure the formation of stable proppant islands (aggregates 10 in Fig. 3b) in the near-well zone of the hydraulic fracture and conductive channels between the islands (channels 1 1 in Fig. 3b). ), and the proppant islands are not washed out by a strong flow of squeezing fluid and remain in the bottomhole zone of the fracture.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Disintegrating Or Milling (AREA)

Abstract

Раскрыт способ интенсификации притока нефти и/или газа из ствола скважины, в частности, способ гидроразрыва пласта. Способ проведения гидроразрыва пласта содержит несколько последовательных этапов: закачивание через скважину в пласт порции жидкости, не содержащей проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва; закачивание в пласт порции суспензии, содержащей проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва; закачивание в пласт порции суспензии, содержащей жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва; закачивание в скважину порции продавочной жидкости. Такая последовательность операций позволяет избежать перепродавки проппантной суспензии вглубь трещины ГРП и сохранить высокую проводимость трещины и повысить производительность скважины.

Description

СПОСОБ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА (ВАРИАНТЫ)
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее техническое решение относится к способам интенсификации притока нефти и/или газа из ствола скважины, в частности, к способам гидроразрыва пласта.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Гидроразрыв пласта широко используется для стимуляции скважин. В этой технологии жидкость под высоким давлением, которое превышает давление разрыва породы, закачивается в подземный пласт, образуя трещины. Вместе с жидкостью в подземный пласт закачивается проппант для предотвращения закрытия трещин после сброса давления по окончанию обработки скважины.
Во многих случаях операторы проводят многостадийный гидроразрыв пласта (известная практика для наклонных и горизонтальных скважин), что позволяет значительно повысить проницаемость зоны вокруг скважины. Каждая стадия представляет собой один законченный гидроразрыв пласта (ГРП). Гидроразрыв пласта включает создание и расширение трещины в пласте и закачку в трещину расклинивающего агента (проппанта) для образования высоко- проводящей проппантной упаковки, через которую осуществляется приток добываемой жидкости в ствол скважины. Интервалы гидроразрыва пласта в скважине отделяются друг от друга изолирующими механическими приспособлениями, например, изолирующей пакер-пробкой. Однако, установка таких механических приспособлений предполагает полной очистки участка скважины от проппанта, который может остаться от предыдущей стадии ГРП.
Общий подход к решению проблемы очистки скважины от оставшегося проппанта в стволе скважины - это закачивание продавочной порции жидкости. Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за последней проппантной порцией жидкости гидроразрыва без снижения темпов закачки. Продавочные жидкости закачивают в скважину для того, чтобы довести несущую жидкость до забоя скважины. В качестве продавочной жидкости используется доступная водная жидкость, и чаще всего это вода или вода с добавкой полимерного реагента для снижения трения. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси проппанта (песка) с жидкостью. Однако, избыточная перепродавка (то есть излишний объем продавочной жидкости) может вытолкнуть проппант из призабойной зоны трещины, что создает опасность смыкания трещины в обедненной проппантом призабойной зоне. Это смыкание понижает проводимость трещины ГРП и тем самым снижает продуктивность скважины.
Гидравлический разрыв пласта является стандартной практикой для увеличения продуктивности нефтяных и газовых скважин. Среди многих факторов, определяющих пропускную способность созданных трещин в пласте можно выделить три фактора, имеющие отношение к предлагаемому методу.
1. Перепродавка - это удаление (промывка) материала-проппанта из призабойной области скважины после размещения проппанта в трещине. Такая промывка расклинивающего агента может привести к низкой проницаемости трещин вследствие частичного смыкания стенок трещины после понижения давления. Перепродавка возникает при избыточном объёме продавочной жидкости: в результате перепродавки эффективная проводимость трещины понижается и производительность скважины падает. Избежание перепродавки является стандартной практикой при расчете расписания закачки стадий ГРП. Закачка такой жидкости остановлена, после того, как последняя порция проппанта преодолеет отверстия перфорации в обсадной колонне.
2. Обратный вынос проппанта (и мелких частиц) из пласта в скважину может привести к потере проппанта из призабойной области, закрытию трещин с потерей проводимости и, как следствие, снижения продуктивности добывающей скважины. Более того, выносимый проппант является абразивным материалом и может повредить насосно-компрессорные трубы, клапаны, затворы, трубопроводы и прочее оборудование.
3. Фактор заполнения порового пространства мелкими частицами. Частицы (мелкозернистая фаза или «мелочь»), выносимые из пласта, постепенно заполняют пространство и поры в проппантной упаковке, тем самым уменьшая проницаемость проппантной пачки и проводимость трещин ГРП. Даже небольшой объём мелких частиц (объёмная доля до 10-20%) может уменьшить проницаемость проппантной пачки в 3-5 раз [Hydraulic Fracturing - Fracture Flow Capacity vs Well Productivity, van Poollen, H.K. SPE 890, : 32nd annual Fall Meeting of Society of Petroleum Engineers, 1958]. Неправильный выбор жидкости ГРП может привести к деконсолидации (разрыхлению) стенок трещины и дополнительному выносу частиц, осадка, глин, минеральных отложения и т.д [Prediction of Scale Problems Due to Injection of Incompatible Waters. Vetter, О J., Kandarpa, V., and Harouaka, A. SPE-7794-PA, Journal of Petroleum Technology, Vol. 34, issue 2, 1982].
Разработаны различные подходы для уменьшения негативного влияния приведенных выше факторов [An Integrated Long-Term Solution for Migratory Fines Damage, Hibbeler, J.,Garcia, Т., Chavez, T. ,1017-MS SPE Conference Paper - 2003].
Система для осуществления ГРП описана в патенте US617201 1 (компания Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшен, опубл. 09.01.2001), которая включает закачку завершающей порции проппанта, приготовленную в виде однородной смеси вязкой жидкости, проппанта и волокнистого материала. В частности, присутствие волокон (природные и синтетические волокна) в завершающей порции проппантной суспензии (tail-in stage) уменьшает обратный вынос проппанта из трещины после завершения гидроразрыва пласта.
В патенте US8636065 (Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшен, опубл. 28.01.2014) описан способ проведения гидроразрыва пласта и гетерогенного размещения проппанта, который включает стадию закачки финальной (призабойной) порции проппанта в трещину ГРП. Метод гидроразрыва пласта согласно патенту US8636065 включает неоднородное размещение островков проппанта в основной части трещины, при этом разветвлённая сеть каналов между островками проппанта обеспечивает высокую проводимость проппантной упаковки. При этом призабойная порция жидкости ГРП (это определение порции дано для последней порции жидкости ГРП с песком) закачивается в виде непрерывного закачивания суспензии проппанта. После доставки в трещину ГРП эта порция жидкости формирует «призабойную набивку» проппанта (в английской терминологии "tail-in stage"), которая в целом может отличаться по пористости, проницаемости и прочности от основной упаковки проппанта в трещине ГРП. Проппант на этой завершающей стадии закачки выбирается из класса проппанта существенно однородного размера, а также эта завершающая порция проппантной упаковки обеспечивает высокую пористость и высокую прочность. Иными словами, завершающая (финальная) часть операции ГРП представляет проведение операции ГРП, когда стандартный проппант размещается вблизи от ствола скважины. Прочность проппанта для этой стадии достаточно высока, чтобы избежать разрушения частиц проппанта (и образования мелких частиц) на этапе смыкания трещины. Вместе с тем, такая завершающая стадия закачки однородного проппанта в призабойную зону (призабойная порция суспензии) выполняется таким образом, чтобы последующая операция закачивания чистой продавочной жидкости («продавка») не вызвала ситуации перепродвки проппанта вглубь трещины и снижения расклинивающих свойств проппантной упаковки.
Способ предотвращения перепродавки проппанта/песка (overdisplacement) на последней стадии закачки суспензии проппанта (tail-in stage) описан в патентной заявке US2015159465 (опубл. 1 1.06.2015). Способ ГРП включает создание трещины в пласте обработки, закачивание вместе с несущей жидкостью заданного количества проппанта в скважину, закачивание в качестве завершающей порции закупоривающего агента (не снижая давление жидкости), и формирование в трещине из доставленного закупоривающего агента временной пробки. В частности, временная (съемная) пробка может содержать деградируемый или растворимый материал (волокна или частицы), что позволяет после деградации материала восстановить проводимость трещины после удаления временной пробки. Вместе с тем, постановка прочной пробки из дисперсного материала может создавать технические трудности при реализации ГРП.
Кроме того, известно из практики, что однородная упаковка проппанта, имеющая малое поровое пространство, легче засоряется мелкими частицами на стадии эксплуатации или закупоривается продуктами минерального или органического осаждения на стадии добычи водно-нефтяного флюида. Также из- за повышенной скорости добываемой жидкости в призабойной зоне трещины (а это узкое место для перетока добываемой жидкости в скважину), именно в призабойной зоне трещины ГРП повышается риск выноса проппанта и мелких частиц породы. Таким образом, операции ГРП могут осложняться такими явлениями как засорение порового пространства и вынос проппанта из трещины. Для решения таких проблем при операциях гидроразрыва пласта известно использование проппантых агрегатов (или проппантных агломератов). Так, в заявке US2012068584 ("Hydrocarbon-based fluid composition and method of using same") описано формирование агломератов в жидкости гидроразрыва на основе углеводородов (нефть, дизель), включающее небольшое (до 5%) количество воды. Вода воздействует на частицы песка как «физический клей» и связывает вместе частицы песка. Это позволяет уменьшить вынос проппанта, который находится в связанной форме. Однако гидроразрыв с использованием гидрофобной (нефтесодержащей) жидкости в качестве жидкости-носителя имеет ограниченное применение в практике нефтедобычи. Прочность таких агломератов также низка и не позволяет переносить нужное количество проппанта.
В заявке WO2015/076693 ("Controlled inhomogeneous proppant aggregate formation", опубл. 25.05.2015) описан способ улучшения потока жидкости в трещину ГРП, который включает формирование суспензии из проппанта, легких частиц и несущей жидкости. При этом несущая жидкость может становится связующей средой, приводящей к формированию агломератов частиц проппанта и легких частиц. Суспензию закачивают в пласт и вызывают агломерацию проппанта и/или легких частиц. В частности, связующая жидкость образуется при взаимодействии катионного полиэлектролита (или его предшественника) и анионного полиэлектролита (или его предшественника), а агрегаты твердых частиц (песка и легких частиц) происходит благодаря формированию полиэлектролитных комплексов (ПЭК). Полученные сгустки ПЭ удерживают в своем объеме частицы песка и других частиц. Консолидация порций песка позволяет уменьшить вынос проппанта из обработанного пласта. Низкий удельный вес полученных агрегатов на основе ПЭК (по сравнению с удельным весом песка) позволяет уменьшить оседание песка в процессе ГРП и обеспечивает улучшенный транспорт песка в трещину.
Составы и способы для получения полимерных композитов, включающих частицы твердого агента (проппанта или волокон) описаны в патентной заявке US20150060072 (опубл. 05.03 2015). В одном из вариантов осуществления изобретения, твердый агент (проппант) покрывают слоем полианиона, а затем добавляют полимер-покрытый проппант в раствор полиэлектролита противоположного заряда (например, гидратированный гель карбоксиметилцеллюлозы - CMC). В результате интенсивного перемешивания двух полимеров образуются удлиненные полимерные структуры из-за формирования полиэлектролитного комплекса вокруг частиц проппаната. Такой подход позволяет получать «волоконноподобные композиты» из полимерных жидкостей прямо в скважине, через инициацию консолидации растворенных полимеров при приложении сдвигового напряжения к смеси полимеров. Такие волоконноподобные композитные полимерные структуры выполняют роль волоконных добавок к обрабатывающим жидкостям, практикуемым в нефтегазовой отрасли: такие как добавки для уменьшения потери жидкости, составы для гидроизоляции породы, жидкости гидроразрыва, буровые жидкости, цементирующие составы и прочие.
Далее ключевые понятия «полиэлектролит», «полиэлектролитный комплекс» (ПЭК), «агрегат на основе полиэлектролитного комплекса» понимаются в гармонии с терминологией из патентного документа WO2015/076693. «Полиэлектролит» - это полимер, состоящий из макромолекул, у которых существенная часть элементарных звеньев включает ионизированные или ионизируемые группы. «Полиэлектролитный комплекс» - это существенно нейтральный комплекс полимер-полимер из макромолекул, несущих заряды противоположного знака и вызывающих сцепление между макромолекулами благодаря электростатическому взаимодействию, согласно определению из рекомендаций организации ШРАС [Pure Appl. Chem., Vol.78, No.1 1, pp. 2067- 2074, 2006. IUPAC Recommendations 2006]. Катионные полиэлектролиты также известны как «полиоснования», в анионные полиэлектролиты - это «поликислоты». Среди внешних признаков, отличающих полиэлектролитные комплексы от сшитого геля на основе полиэлектролита, отмечают тот факт, что полимерный гель после сшивки образует одну фазу, а консолидация полимеров в полиэлектролитный комплекс создает две различимые фазы - это плотные сгустки полимер-полимерного комплекса и низковязкую жидкость с остаточными концентрациями исходных полиэлектролитов. Агрегаты (сгустки) полиэлектролитных комплексов также проявляют липкость по отношению к твердым частицам. Иными словами, полимер-полимерный комплекс может выполнять роль «консолидирующего агента» или «связующего агента» для твердых частиц в жидкости для обработки скважины.
Далее понятие «проппантный агрегат» или «проппантный агломерат» приписывается консолидирующей фазе, которая содержит достаточно высокую концентрацию проппанта, чтобы частицы проппанта в проппантном агрегате могли выполнять расклинивающую функцию в трещине ГРП. При доставке в скважину проппантный агрегат из-за связующих свойств полиэлектролитного комплекса существует в виде отдельной фазы, отличной по реологии от несущей жидкости.
К категории «полиэлектролитных комплексов» в литературе также относят результат взаимодействия водорастворимого заряженного полиэлектролита (поликатиона или полианиона) и противоположно заряженного поверхностно активного вещества (заряженный ПАВ). Заряженные группы ПАВ при встрече с макромолекулой нейтрализуют противоположно заряженные группы макромолекулы полиэлектролита (ПАВ образуют нейтрализующую оболочку вокруг молекулы заряженного полимера) и создают существенно нейтральный комплекс (ПЭК). Примеры таких композиций в виде полимер-ПАВ можно найти в патентной заявке US2015060072.
Техническое решение направлено на создание способа проведения ГРП, который обеспечивает высокую проводимость проппантной упаковки в целом за счет высокой проводимости призабойной пачки проппанта, безопасную операцию закачивания продавочной порции жидкости в конце операции ГРП, а также достигается высокая проводимость расклиненной трещины на этапе добычи из пласта.
СУЩНОСТЬ
Способ проведения гидроразрыва пласта содержит следующие этапы: Закачивание через скважину в пласт порции жидкости, не содержащей проппанта, для создания и распространения трещины гидроразрыва; закачивание в пласт порции проппантной суспензии, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва. Далее закачивают в пласт порцию суспензии, содержащую жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного 00733
комплекса с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва. Затем осуществляют закачивание в скважину порции продавочной жидкости для промывки ствола скважины от остатков проппанта. При снижения забойного давления ниже давления разрыва пласта происходит закрытие трещины ГРП.
Другим вариантом выполнения способа является проведение гидроразрыва пласта с последующей изоляцией трещины гидроразрыва пласта. Далее проводят следующую операцию гидроразрыва пласта на следующем интервале.
Проппантные агрегаты, размещенные в трещине вблизи ствола скважины (в призабойной зоне) обеспечивают высокую проводимость потока жидкости через проницаемые каналы и прочность проппантных агрегатов (островков) для удержания стенок трещины после окончания ГРП. Продавочная жидкость выполняет функцию очистки ствола скважины от проппанта. При этом предложенное техническое решение позволяет избежать перепродавки проппанта в призабойной зоне трещины ГРП. Кроме того, наличие проницаемых каналов в призабойной зоне трещины позволяет избежать засорения призабойной зоны мелкими частицами, которые могут присутствовать в добываемой из пласта жидкости. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На Фиг.1 а схематично изображен процесс гидроразрыва пласта по известной технологии. Этап образования и распространения трещины ГРП и подача продавочной жидкости.
На Фиг. lb схематично изображен процесс гидроразрыва пласта по известной технологии. Этап образования проппантной упаковки в трещине и закачивание порции продавочной жидкости.
На Фиг.1 с схематично изображен процесс гидроразрыва пласта по известной технологии. Изображена ситуация нежелательной перепродавки проппантной суспензии и образования призабойной зоны, обедненной проппантом. U2015/000733
На Фиг.2а схематично изображен процесс гидроразрыва пласта согласно способу. Этап образования и распространения трещины ГРП и закачивания призабойной порции с проппантными агрегатами.
На Фиг.2Ь схематично изображен процесс гидроразрыва пласта согласно предложенному техническому решению. Этап образования проппантной упаковки в трещине и закачивания завершающей порции жидкости, включающей проппантные агрегаты.
На Фиг.2с схематично изображен процесс гидроразрыва пласта согласно предложенному техническому решению. Проппантные агрегаты зажаты в трещине ГРП. Между проппантными агрегатами образуются каналы для протока жидкости.
На Фиг.За изображена схема лабораторного эксперимента по созданию и размещению проппантных агрегатов в трещине ГРП.
На Фиг.ЗЬ изображена схема лабораторного эксперимента по созданию и размещению проппантных агрегатов (на основе комплекса полиэлектролита с ПАВ) в трещине ГРП.
На Фиг.4 изображены результаты экспериментов в лабораторной установке по размещению проппантных агрегатов в модели трещины ГРП. ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Способ проведения гидроразрыва пласта, включающий этапы закачивания в пласт завершающей порции проппантной суспензии и продавочной жидкости, а также его отличие от известных способов ГРП с применением продавочной жидкости можно понять из иллюстраций на Фиг.1-4.
На Фиг.1а, Фиг. lb, Фиг.1с показан многоэтапный процесс гидроразрыва пласта по способу, известному из практики обработки нефтегазовых скважин.
Пример приведен для случая горизонтальной скважины с обсадной трубой, имеющей кластеры перфорационных отверстий.
На Фиг.1а показан начальный этап ГРП. В скважину с обсадной трубой 1 через отверстия перфорации 2 под высоким давлением подается чистая жидкость гидроразрыва 4 (в английской литературе этот этап называют "pad"), что приводит к возникновению и распространению трещины 3 в продуктивном пласте. Вслед за чистой жидкостью гидроразрыва 4 закачивается порция проппантной суспензии в несущей жидкости. При постепенной фильтрации чистой жидкости гидроразрыва 4 в окружающий пласт в трещине 3 из проппантной суспензии формируется проппантная упаковка (упаковка расклинивающего агента) 5 в двух противоположных крыльях трещины ГРП. При этом небольшая часть проппанта 6 остается в стволе скважины (не переносится потоком в трещину 3). Для дальнейших скважинных операций эту избыточную долю проппанта удаляют из ствола скважины (операция очистки ствола скважины от проппанта).
На Фиг. lb показан второй этап ГРП. Вслед за порцией проппантной суспензии (сумма проппанта 5 и 6) в скважину закачивают порцию продавочной жидкости 7. Продавочная жидкость 7 не содержит проппанта и представлена простой водой с минимальным количеством добавок.
При рассчитанных пропорциях объема проппантной суспензии и объема продавочной жидкости, весь проппант 6 вытесняется продавочной жидкостью 7 из ствола скважины (ситуация полной продавки), то есть оставшаяся суспензия проппанта полностью переходит в трещину гидроразрыва 3. Далее давление в стволе скважины понижают ниже уровня давления образования трещины (этот этап не показан), и стенки трещины смыкаются на проппантной упаковке, оставляя возможность протока пластовой жидкости по расклиненной трещине 3 с высокой проводимостью благодаря проппантной упаковке 5.
На Фиг.1 с показана нежелательная ситуация перепродавки проппанта вглубь трещины при гидроразрыве по известным технологиям. Если объем продавочной жидкости 7 избыточен по отношению к общему объему проппантной суспензии, то продавочная жидкость 7 частично вытесняет проппант 5 из призабойной зоны 8 трещины, при этом образуются участки, обедненные проппантом. В такой ситуации перепродавки проппанта (или «избыточной продавки»), последующее снижение давления в скважине и закрытие трещины 3 вызывает смыкание стенок трещины 3 в нерасклиненной призабойной зоне 8, что приводит в пониженной гидравлической проводимости всей трещины 3.
На Фиг.2а, Фиг.2Ь, Фиг.2с показан многоэтапный процесс гидроразрыва пласта по предложенному техническому решению. Пример осуществления приведен для случая участка горизонтальной скважины с обсадной трубой, имеющей кластеры перфорационных отверстий.
На Фиг.2а показан начальный этап ГРП. В скважину с обсадной трубой 1 через отверстия перфорации 2 под высоким давлением (выше давления образования трещины) подается чистая (без проппанта) жидкость гидроразрыва 4, что приводит к возникновению и распространению вертикальной трещины 3 в продуктивном пласте. Вслед за чистой жидкостью гидроразрыва 4 закачивается порция проппантной суспензии в вязкой несущей жидкости. При постепенной фильтрации чистой жидкости гидроразрыва 4 в окружающий пласт в трещине 3 формируется проппантная упаковка 5 (упаковка расклинивающего агента) в двух крыльях трещины ГРП. При этом часть проппанта 6 остается в стволе скважины, не попав в трещину ГРП. Вслед за стадией закачивания проппантой суспензии, в скважину закачивают завершающую порцию проппантной суспензии 9 на основе проппантных агрегатов (на Фиг.2а проппантные агрегаты изображены как крупные образования). Вслед за завершающей порцией проппантной суспензии 9 в скважину закачивают порцию продавочной жидкости 7 - для очистки ствола скважины от проппанта.
На Фиг.2Ь показан следующая стадия проведения гидроразрыва пласта. При закачивании в пласт при неизменно высоком давлении (ситуация «трещина открыта»), порция продавочной жидкости 7 продавливает вглубь трещины основную порцию проппанта 6 и завершающую порцию проппантной суспензии 9: завершающая порция суспензии 9 приготовлена на поверхности в форме проппантных агрегатов на основе полиэлектролитных комплексов. Стрелки на Фиг.2Ь показывают направление потока жидкости, с помощью которой переносятся проппантные агрегаты. Проппантные агрегаты закачиваются по стволу скважины и проходят через перфорационные отверстия в призабойною зону 8 трещины ГРП.
На Фиг.2с показана завершающая стадия гидроразрыва пласта. Завершающая порция проппантной суспензии 9 на основе проппантных агрегатов с помощью порции продавочной жидкости 7 продавливается (закачивается) в призабойную зону трещины, а после смыкания стенок трещины (вызвано остановкой закачки) проппантные агрегаты образуют прочные проппантные островки 11, а между островками образуются каналы 10 с чистой (преимущественно без проппанта) жидкостью.
На Фиг.За изображена схема лабораторного эксперимента по созданию и размещению проппантных агрегатов. Проппантные агрегаты получают в поверхностном оборудовании, приспособленном для смешения двух и более жидкостей, а также для смешения проппанта (образования суспензии проппанта). Схема эксперимента включает соединение двух потоков жидкости, при этом, смешиваемые жидкости содержат различные по заряду полиэлектролиты (обозначенные как полиэлектролит 1 и полиэлектролит 2), а также проппант. При этом указанные потоки (полиэлектролит 1 и полиэлектролит 2) имеют концентрации полиэлекролитов и кислотность рН такие, что после смешения потоков получатся сгустки полиэлектролитных комплексов (ПЭК), в которых захвачены частицы проппанта. При этом большая часть проппанта остается внутри образованных ПЭК. Далее проппант-содержащие ПЭК потоком несущей жидкости переносятся в трещину и удерживаются на стенках трещины ГРП. На лабораторной установке моделируется случай разветвленной трещины ГРП в окружающей породе: первая часть трещины выполнена в виде узкой проточной щели с шириной 2 мм, которая напрямую соединена со разветвленной частью трещины (или вторичной трещины), которая имитируется с помощью проточной щели с шириной 5 мм. Вторая проточная щель обеспечивает переток жидкости в вертикально-ориентированную ячейку со сплошной проппантной упаковкой (детали сплошной проппантной упаковки не отображены на Фиг.За и Фиг.ЗЬ).
На Фиг.ЗЬ изображена схема лабораторного эксперимента по созданию и размещению проппантных агломератов. Схема включает смешение двух потоков жидкости (полиэлектролит и противоположно заряженный ПАВ), при этом один потоков включает суспензию проппанта. При смешении эти потоки быстро образуют полиэлектролитные комплексы (ПЭК), несущих проппант. Далее проппант-содержащие ПЭК выносятся потоком в экспериментальную ячейку и задерживаются на стенках вертикальной проточной трещины (или на стенках системы разветвленных трещин).
Эксперименты по схеме на Фиг.За и Фиг.ЗЬ изображают размещение порции суспензии проппанта на основе полиэлектролитных комплексов в 15 000733
13 призабойной зоне трещины (этап размещения завершающей порции проппантной суспензии).
На Фиг.4 показано фото лабораторного эксперимента по моделированию размещения проппантных агрегатов 10 в призабойной зоне трещины ГРП (две вертикально ориентированные трещины). Проппантные агрегаты 10 на основе ПЭК образуются при смешении потоков двух растворов противоположно заряженных полиэлектролитов (например, смеси катионного полиэлектролита и анионного полиэлектролита) на входе в первую проточную щель. Проппант добавлен в один из потоков жидкостей, содержащих полиэлектролиты. Образованные проппантные агрегаты на основе ПЭК благодаря высокой вязкости полиэлектролитного комплекса застревают на стенках проточных щелей. Видно, что проппантные агрегаты 10 образуют стабильные проппантные кластеры даже при высоком расходе продавочной жидкости, а между проппантными агрегатами 10 (кластерами) образуются свободные каналы 1 1 для протока жидкостей. Увеличение скорости потока жидкости через проточные щели лишь незначительно влияют на размеры и форму проппантных агрегатов 10.
Как показано в приведенном выше описании к Фиг.2а-2с, гидроразрыв пласта согласно предложенному решению является многостадийным процессом. Существенные отличия предложенного способа ГРП от известных решений можно наблюдать в осуществлении последних стадий ГРП при размещении проппанта в призабойной зоне трещины.
Способ проведения операции гидроразрыва пласта включающего несколько стадий:
(i) закачивание через скважину в пласт порции жидкости, не содержащей проппанта, для создания и распространения трещины гидроразрыва; (И) закачивание в пласт порции суспензии, содержащий проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва; (Ш) закачивание в пласт порции суспензии, которая включает жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва; (iv) закачивание в скважину порции продавочной жидкости. Если проводят снижение забойного давления ниже P T/RU2015/000733
14 давления разрыва пласта, то происходит закрытие трещины и формировнаие проппантной упаковки.
При осуществлении этапа (ii) в трещину закачивают большую часть проппанта в виде водной суспензии. Суспензия твердых частиц (проппанта) может быть приготовлена в концентрации от 0.1 г/л до 100 г/л. В качестве жидкости для транспортировки проппанта используют водные растворы, загущенные полимерами, а также водные растворы, загущенные сшитыми полимерами (гели), или водно-масляные эмульсии или жидкости на основе вязкоэластичного сурфактанта (ВЭС). Реология несущей жидкости позволяет осуществить перенос проппанта вниз по скважине и разместить упаковку проппанта в трещине ГРП.
На стадии l(ii) осуществляют закачивании в пласт порции суспензии, содержащий проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине ГРП. Хотя на Фиг. 2а-с для простоты картины показано образование однородной проппантной упаковки, но в других вариантах метода на стадии l (ii) возможно закачивание чередующихся пульсов проппантной суспензии и пульсов чистой жидкости, которые при попадании в трещину ГРП обеспечивают неоднородное размещение проппанта с формированием проводящих каналов. Подобная техника канальной закачки проппанта известна как технология HiWAY™ (торговая марка Schlumberger Technology Company) и понятна для специалиста в данной области.
В одном из вариантов осуществления способа, объем порции проппантной суспензии на этапе (ш) составляет от 0,1 до 10% от объема суспензии на стадии 1(H). Специалисту в данной области понятно, что объем заканчивающей порции проппантной суспензии не должен быть слищком высоким, чтобы избежать смыкания стенок трещины на этапе закрытия трещины.
Закрытие трещины происходит при снижении давления в стволе скважины ниже давления разрыва пласта. В частности, способ определения давления закрытия трещины в процессе ГРП описан в патенте US8838427 (Шлюмберже, опубл. 2014-09-16).
При описанном способе проведения ГРП в основной зоне трещины ГРП высокая проводимость трещины обеспечивается упаковкой проппанта 5, а проводимость трещины в призабойной зоне обеспечивается призабойной набивкой с проводящими каналами между проппантными агрегатами на основе полиэлектролитного комплекса.
На этапе (iv) способа в скважину закачивают порцию продавочной жидкости. Как известно специалистам в этой области, для очистки ствола скважины от проппанта закачивают объем продавочной жидкости, который равен или больше объема колонны труб, по которым происходило закачивание порции суспензии, содержащий проппант. В качестве продавочной жидкости применяют, как правило, водную жидкость. В качестве варианта, продавочную жидкость закачивают в виде низковязкого водного полимерного раствора, при этом полимер добавляют для снижения трения закачиваемой водной жидкости. Это позволяет снизить гидродинамическое сопротивление и уменьшить нагрузку на насосное оборудование.
В одном из вариантов способа, проппантная суспензия для завершающей стадии закачки проппанта получают смешением потоков растворов водорастворимого поликатиона и водорастворимого полианиона, причем проппант присутствует в одном из закачиваемых растворов полиэлектролитов. При смешении проппант-содержащего раствора полиэлектролита с чистым (без проппанта) полиэлектролитом противоположного заряда происходит образование полиэлектролитных комплексов в виде полимер-полимерных сгустков, удерживающих частицы проппанта (проппантные агрегаты).
Поскольку проппант представлен нейтрально-заряженными гранулами песка или керамики, то проппанта можно добавлять в любой из растворов полиэлектролитов. Существенно то, что добавка второго раствора электролита проводилась в уже подготовленную суспензию проппанта.
Согласно одному варианту способа, закачивают суспензию, которая включает жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, и которую получают смешиванием раствора водорастворимого катионного полиэлектролита и суспензии проппанта в водорастворимом анионном полиэлектролите.
Согласно другому варианту способа, закачивают суспензию, которая включает жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, и которую получают смешиванием раствора водорастворимого анионного полиэлектролита и суспензии проппанта в водорастворимом катионном полиэлектролите.
Другими словами, для получения проппантных агрегатов на основе полиэлектролитного комплекса, на входе в скважину смешивают потоки растворов водорастворимого поликатиона и водорастворимого полианиона
(причем проппант присутствует в одном из растворов водорастворимых полиэлектролитов) .
Проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса включают проппант, катионный полиэлектролит и анионный полиэлектролит.
В одном из вариантов способа, один из полиэлектролитов для образования полиэлектролитного комплекса с включением проппанта можно заменить на заряженное поверхностно-активное вещество (ПАВ). Такой преципитат
«полиэлектролит-ПАВ» в специальной литературе обоснованно считают также
«полиэлектролитным комплексом».
В частности, катионный полиэлектролит, несущий положительно заряженные группы на цепочке полимера, можно заменить катионным ПАВ
(положительно заряженная группа на конце молекулы ПАВ). Или анионный полиэлектролит, несущий отрицательно заряженные группы на цепочке полимера, можно заменить анионным ПАВ.
По одному варианту, проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса включают проппант, катионный полиэлектролит и анионное поверхностно-активное вещество.
По еще одному варианту проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса включают проппант, анионный полиэлектролит и катионное поверхностно-активное вещество.
Специалист в данной области осознает, что существует широкий выбор водорастворимых полиэлектролитов (заряженных полимеров) для осуществления данного технического решения. Специалист в данной области осознает, что существует широкий выбор поверхностно-активных веществ (катионных ПАВ и анионных ПАВ) для осуществления данного технического решения.
Как примеры, можно указать на доступные анионные полиэлектролиты, которые выбирают из группы анионные полиакриламиды, поли(метакриловая P T/RU2015/000733
17 кислота), полистирен сульфонат натрия, карбоксиметилцеллюлоза (CMC). Как примеры, можно указать на доступные катионные полиэлектролиты, которые выбирают из группы поли(диаллилдиметиламмоний) хлорид (DADMAC), полиэтиленимид (PEI), поливинилпирролидон (PVP). В качестве основного критерия выбора пары противоположного заряженных полиэлектролитов можно указать на высокую долю заряженных групп на полимерах при заданном рН водной жидкости.
Согласно одному варианту осуществления способа, растворы полиэлектролитов, которые смешивают на этапе (iii), приготавливают при кислотности рН>6,0. Согласно другому варианту реализации способа, растворы полиэлектролитов приготавливают при кислотности водной среды в интервале рН>8,0. Для большинства пар заряженных полимеров, при рН в щелочной области (рН>8,0) образуются более прочные полиэлектролитные комплексы (сгустки полимер-полимер), которые могут переносить в своем объеме высокую концентрацию частиц проппанта.
Функция полиэлектролитного комплекса при закачке порции проппантной суспензии заключается в связывании частиц проппанта и переносе проппанта в трещину ГРП для образования прочных проппантных кластеров в призабойной зоне трещины. Вместе с тем, после закрытия трещины и формирования проточных каналов между проппантными кластерами, связующая функция ПЭК уже исчерпана. Поэтому возможно составить композицию для закачки завершающей проппантной порции, в которую включен агент для разрушения полиэлектролитов.
Таким разрушающим агентом может выступать агент для окисления (разрушения) полимеров. В качестве примера агента для разрушения полимеров можно указать типичные окислители, применяемые для обработки скважин. Агенты окисления выбирают из группы неорганических перокисидов, органических перкоксидов, инкапсулированных перокисидов. Пероксиды щелочных и щелочноземельных металлов реагируют с водой, образуя соответствующий гидроксид и пероксид водорода. В качестве агентов разрушения полимеров могут использоваться порошки персульфатных солей (персульфат аммония, персульфат калия) или иные соли, дающие сильный окислительный эффект при растворении в воде. В качестве варианта, могут применятся окислители полимеров замедленного действия, выбранные из группы инкапсулированных персульфатов. Разрушение полиэлектролитного комплекса снижает локальную вязкость полимера в области проппантного агрегата и повышает общую проводимость призабойной зоны, где размещены проппантные агрегаты.
В некоторых вариантах, агент-окислитель добавляют в ту порцию полиэлектролита, который наиболее устойчив к действию агента-окислителя.
Хотя описание способа ГРП приводится для случая наклонной или горизонтальной скважины, из описания видно, что способ может применятся для вертикальной скважины, где есть потребность очистки ствола скважины от проппанта.
Указанный способ ГРП особенно хорошо применим к ситуациям обработки скважины, когда на скважине проводят несколько последовательных операций ГРП для различных перфорационных интервалов.
После проведения гидроразрыва пласта по этапам (i) - (iv) проводится изоляция трещины гидроразрыва пласта (например, с помощью установки изолирующих пакеров с двух сторон от обработанной трещины, и далее проводят следующую операцию гидроразрыва пласта на следующем интервале.
Согласно варианту способа, проводят несколько операций гидроразрыва пласта, каждая из которых может содержать стадию закачивания порции суспензии, которая включает жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва.
Следующие неограничивающие примеры выступают дополнительной иллюстрацией для описанного технического решения.
ПРИМЕРЫ
ПРИМЕР 1.
Данный пример демонстрирует использование проппантых агрегатов для размещения в призабойной зоне трещины ГРП и образования островков и каналов в этой зоне. На Фиг.За показан схема установки для проведения эксперимента. На Фиг.4 показано фото результатов эксперимента. Через проточную установку прокачивают рабочую жидкость, содержащую полиэлектролитный комплекс (ПЭК). Для этого используют два объединенных щелевых канала с шириной щели 2 мм и 5 мм, выполненных из оргстекла (эти щелевые каналы моделируют открытую щель ГРП со сложной разветвленной геометрией).
Изначально для закачивания через щели приготовляют водные растворы (в
2% С1) двух разновидностей полиэлектролита. Водные растворы имеют нейтральное или слабо щелочное рН. Например, первый полиэлектролит (полиэлектролит- 1) является катионным заряженным полимером, а второй полиэлектролит в водном растворе (полиэлектролит-2) является анионным заряженным полимером (приготовлен при том же рН водной жидкости). В один из потоков с полиэлектролитом добавляют достаточное количество проппанта. Поскольку проппант (песок) является нейтральным материалом, то его можно добавлять в любой из потоков полиэлектролита. Таким образом, один из потоков в смеситель представлен проппантной суспензией в водном растворе полиэлектролита, а второй поток - это водный раствор противоположно заряженного полиэлектролита.
Как показано на Фиг.За, два потока противоположно заряженных полиэлектролитов (заряженных полимеров) смешивают до входа в первый щелевой канал и при этом очень быстро образуются сгустки на основе комплекса полиэлектролитов, смешанного с проппантом (песок 40/70 меш) - этот сгусток называется «проппантный агрегат» или «проппантный агломерат». Остальная чистая жидкость в закачиваемом потоке содержит небольшие концентрации двух полиэлектролитов и имеет низкую вязкость, близкую к вязкости воды. Образованные проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса вместе с чистой жидкостью закачивают в щелевой проточный канал (моделирующий призабойную зону отрытой трещины в процессе проведения ГРП). Далее поток из второго щелевого канала попадает в ячейку проводимости, плотно заполненную высокопроницаемой проппантной упаковкой (крупный песок 12/18 меш) при этом ячейка проводимости моделирует сплошную упаковку проппанта (см. элемент 5 на Фиг. 2Ь и Фиг.2с).
В примере 1 был испытан следующий состав для смешиваемых полимерных жидкостей. Состав потока 1 : водная суспензия, включающая 2% КС1, 0,24 кг/л песка размером частиц 40/70 меш, 4 г/л анионного полиакриламида (аРАМ). Состав потока 2: водный раствор, содержащий 2% КС1 и 4 г/л разветвленного полиэтиленамина (br-PEI). Оба полимерные водные растворы имели рН=8,5. Испытания в экспериментальной установке (показана на Фиг.За) проводились при комнатной температуре (+20С).
Прокачивание порции продавочной жидкости осуществлялось с помощью водного раствора 2%КС1 с добавкой 0.5 г/л полиакриламида (РАМ) при комнатной температуре.
Как показано на Фиг.ЗЬ, жидкость и полученные проппантные агрегаты (результат взаимодействия заряженных полимеров) при скорости прокачивания жидкости 0,25 м/с (скорость потока отнесена к полной площади сечения щелевого канала номер 2) остаются в виде двух несмешивающихся фаз. Установлено, что при последующей подаче продавочной жидкости в модель трещины, проппантные агрегаты застревают на стенках щелевого канала. Даже при повышении скорости потока продавочной жидкости до уровня 3 м/с, образованные проппантные агрегаты вымывались из щелевых каналов частично, демонстрируя прочный контакт со стенками трещины.
Этот пример демонстрирует, что проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса (агрегация анионного полимера и катионного полимера) обеспечивают образование стабильных островков проппанта (агрегаты 10 на Фиг.За) в призабойной зоне трещины ГРП, а также проводящих каналов межу островками (каналы 1 1 на Фиг.ЗЬ). При этом проппантные агрегаты не вымываются сильным потоком продавочной жидкости. ПРИМЕР 2.
Данный пример демонстрирует поведение использование проппантных агрегатов на основе полиэлектролитного комплекса при размещении проппантных агрегатов в призабойной зоне трещины ГРП.
Два потока заряженных полимеров смешивают на входе в вертикальный щелевой канал как показано на Фиг.За. Поток по первой линии закачивают в виде водного раствора полистирена сульфоната натрия (Na-PSS) - в концентрации 6% по массе при рН = 9,0. Поток проппантной суспензии по первой линии содержит также 0,35 кг/л песка размером частиц 40/70 меш в водном растворе поликатиона. Второй поток (водный раствор поликатиона) содержит поли(диаллилдиметиламмоний) хлорид (DADMAC) в концентрации 3% по массе при рН=9.0.
Аналогично процессу, описанному в примере 1 , образуются высоковязкие проппантные агрегаты, которые переносятся потоком в вертикально ориентированные щелевые каналы с шириной 2 мм и 5 мм. После соединения потоков проппантные агрегаты и чистая жидкость (без проппанта) остаются в виде двух раздельных фаз. При скорости потока 0,4 м/с (среднерасходная скорость потока через вертикальную щель с шириной 5 мм) сформированные проппантные агрегаты остаются неизменными на стенках щелевого канала.
На втором этапе эксперимента противоположный поток чистой водной жидкости (рН^б.О, 2% КС1) закачивается через ячейку проводимости, заполненную крупнозернистым проппантом 20/40 меш и водный поток проходят в обратном направлении через два совмещенные проточные каналы (один с шириной 5 мм, другой с шириной 2 мм). Среднерасходная скорость обратного потока водной жидкости постепенно повышают до уровня 2,5 м/с, и при этом основная часть проппантных агрегатов остается на стенках каналов. Песок их ячейки проводимости (не показана) почти не вымывается при такой скорости обратного потока. Этот эксперимент демонстрирует устойчивость основной проппантной упаковки и проппантных агрегатов в призабойной зоне трещины к явлению выноса проппанта (proppant flowback) на этапе эксплуатации пласта с трещиной ГРП, обработанной по описанному способу. ПРИМЕР З.
Пример раскрывает использование окислителей полимеров для разрушения полиэлектролитных комплексов после завершения операции ГРП. Как показано на Фиг.За, на стадии операции ГРП и после ее завершения, поток жидкости свободно проникает через каналы (протоки) между проппантыми агрегатами, распределенными по объему щелевого канала.
При этом почти не реализуется поток жидкости через высоковязкие (полимерные) проппантные агрегаты на основе ПЭК. Когда трещина ГРП закрылась и проппаптные агрегаты выполнили свою расклинивающую функцию в трещине, то открывается возможность повысить общую гидравлическую проводимость призабойной зоны трещины с проппантными агрегатами, если после размещения проппанта разрушить (растворить) сгустки полиэлектролитного комплекса. Это достигается добавкой в состав одного из потоков частиц окисляющего агента в задержанным действием («замедленный окислитель»). При скважинной температуре и давлении, окислитель начинает реагировать с полимерами в составе ПЭК и разрушать отдельные связи в полимерных цепочках полиэлектролитов.
Процедура создания проппантных агрегатов при комнатной температуре
25°С аналогична процедуре описанной в примере 1, за исключением того, что в водный раствор полианиона (аРАМ) был добавлен окислитель полимера (персульфат аммония) в виде порошка при концентрации 0,5 г/л. После смешения двух потоков и прилипания образованных проппантных агрегатов на стенках проточного щелевого канала (Фиг.ЗЬ), через экспериментальную установку медленно (средняя скорость 0,1 м/с) прокачивали 2% раствор КС1 при повышенной температуре 60-65°С при кислотности рН=9.0. При повышенной температуре (>60°С) окислитель полимера обеспечивает ускоренное разрушение межполимерного комплекса (в этом конкретном случае— комплекса a-PAM:br- PEI). Через 1,5 часа прокачки нагретой водной жидкости через щелевые каналы с проппантными агрегатами, происходит разрушение агрегатов до состояния слабовязкой жидкости (результат воздействия окислителя) и выпадение песка из агрегатов на дно щелевых каналов. ПРИМЕР 4.
Данный пример демонстрирует поведение использование проппантных агрегатов на основе полиэлектролитного комплекса при размещении в призабойной зоне трещины ГРП (закачка в пласт завершающей порции суспензии проппанта).
Два потока смешивают на входе в вертикальный щелевой канал как показано на Фиг.Зс. Поток по первой линии закачивают в виде водного раствора анионного полиакриламида (аРАМ) - в концентрации 0,05% по массе при рН = 7,0. Поток суспензии по первой линии содержит также 0,35 кг/л песка размером частиц 40/70 меш. Второй поток (водный раствор катионного ПАВ) содержит четвертичную аммониевую соль с длинным липофильным хвостом (длиннее, чем С 12) при концентрации 0,05% по массе при рН=7,0.
Аналогично процессу, описанному в примере 1 , при смешении образуются высоковязкие проппантные агрегаты (преципитаты типа «полимер-ПАВ»), которые переносятся потоком в щелевые каналы с шириной 2 мм и 5 мм. При скорости потока 0,4 м/с (среднерасходная скорость потока через вертикальную щель с шириной 5 мм) сформированные проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса остаются на стенках щелевого канала.
Аналогично тому, как показано на Фиг.ЗЬ, чистая жидкость и полученные проппантные агломераты при скорости подачи чистой жидкости равной 0,25 м/с остаются в виде двух несмешивающихся фаз. Установлено, что при последующей подаче чистой жидкости (продавочная жидкость) в модель трещины, проппантные агрегаты на основе комплекса полимер-ПАВ удерживаются на стенках щелевого канала. Даже при повышении скорости закачки чистой продавочной жидкости (2% КС1 в воде без проппанта) до уровня 3 м/с, образованные проппантные агломераты лишь частично вымывались из щелевых каналов.
Это демонстрирует, что проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса (комплекс из анионного полимера и катионного ПАВ) обеспечивают образование стабильных островков проппанта (агрегаты 10 на Фиг.ЗЬ) в призабойной зоне трещины ГРП и проводящих каналов межу островками (каналы 1 1 на Фиг.ЗЬ), и при этом островки проппанта не вымываются сильным потоком продавочной жидкости и остаются в призабойной зоне трещины.
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше варианты и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.

Claims

24 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ гидроразрыва пласта, содержащий следующие
этапы:
(i) закачивание через скважину в пласт жидкости, не содержащей проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва;
(ii) закачивание в пласт суспензии, содержащей проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва;
(iii) закачивание в пласт суспензии, содержащей жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва;
(iv) закачивание в скважину продавочной жидкости.
2. Способ по п. 1, в котором суспензию, содержащую жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, получают смешиванием раствора водорастворимого катионного полиэлектролита и суспензии проппанта в водорастворимом анионном полиэлектролите.
3. Способ но п. 1, в котором суспензию, содержащую жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, получают смешиванием раствора водорастворимого анионного полиэлектролита и суспензии проппанта в водорастворимом катионном полиэлектролите.
4. Способ по п.1, в котором проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса предстваляют собой агрегат из проппанта, катионного полиэлектролита и анионного полиэлектролита.
5. Способ по п.1 , в котором проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса содержат проппант, катионный полиэлектролит и анионное поверхностно-активное вещество.
6. Способ по п.1 , в котором проппантные агрегаты на основе полиэлекгролитного комплекса содержат проппант, анионный полиэлектролит и катионное поверхностно-активное вещество.
7. Способ по любому из пп.2-4, 6, в котором анионный полиэлектролит выбирают из группы анионных сополимеров полиакриламидов, поли(метакриловой кислоты), полистирена сульфонат натрия, карбоксиметилцеллюлозы (CMC) или их комбинаций.
8. Способ но любому из пп.2-5, в котором катионный полиэлектролит выбирают из группы катионных сополимеров полиакриламида, поли(диаллилдиметиламмоний) хлорида (DADMAC), полиэтиленимида (PEI), поливинилпирролидона (PVP) или их комбинаций.
9. Способ по любому из пп.2-8, в котором полиэлектролитный комплекс дополнительно содержит окислительный агент для разрушения полиэлектролита или полиэлектролитов.
10. Способ по п.1 , в котором суспезия на этапе (iii) имеет кислотность рН>6,0.
1 1. Способ по п.1 , в котором объем продавочной жидкости на этапе (iv) равен или больше объема колонны труб, по которым закачивают суспензию, содержащую пронпант.
12. Способ по п.1, в котором объем суспензии на этапе (iii) составляет от примерно 0,1 до примерно 10,0% от объема суспензии на этапе (ii).
13. Способ по п.1, в котором продавочную жидкость закачивают в виде низковязкого водного полимерного раствора.
14. Способ по п.1 , в котором гидроразрыв пласта производят в наклонной или горизонтальной скважине.
15. Способ гидроразрыва пласта, содержащий следующие
этапы:
(i) закачивание через скважину в пласт жидкости, не содержащей проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва;
(ii) закачивание в пласт суспензии, содержащей проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва;
(iii) закачивание в пласт суспензии, содержащей жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва;
(iv) закачивание в скважину продавочной жидкости;
(v) изоляция трещины гидроразрыва пласта, и проведение следующей операции гидроразрыва пласта.
PCT/RU2015/000733 2015-11-02 2015-11-02 Способ гидроразрыва пласта (варианты) WO2017078560A1 (ru)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/772,826 US11008844B2 (en) 2015-11-02 2015-11-02 Method for hydraulic fracturing (variants)
PCT/RU2015/000733 WO2017078560A1 (ru) 2015-11-02 2015-11-02 Способ гидроразрыва пласта (варианты)
ARP160103192A AR106409A1 (es) 2015-11-02 2016-10-19 Método para el fracturamiento hidráulico

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2015/000733 WO2017078560A1 (ru) 2015-11-02 2015-11-02 Способ гидроразрыва пласта (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2017078560A1 true WO2017078560A1 (ru) 2017-05-11

Family

ID=58662977

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2015/000733 WO2017078560A1 (ru) 2015-11-02 2015-11-02 Способ гидроразрыва пласта (варианты)

Country Status (3)

Country Link
US (1) US11008844B2 (ru)
AR (1) AR106409A1 (ru)
WO (1) WO2017078560A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112796741A (zh) * 2019-11-14 2021-05-14 中国石油化工股份有限公司 新的导流能力的确定计算方法
RU2815657C1 (ru) * 2023-05-15 2024-03-19 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112177583B (zh) * 2019-07-01 2022-07-05 中国石油化工股份有限公司 一种密切割压裂方法
WO2022093059A1 (en) * 2020-11-02 2022-05-05 Schlumberger Canada Limited Method for fluid loss control with two treatment fluids
CN114382467B (zh) * 2022-01-14 2023-07-07 西南石油大学 酸刻蚀-暂堵一体化动态缝宽实验装置及暂堵剂评价方法
WO2024238693A1 (en) * 2023-05-15 2024-11-21 Schlumberger Technology Corporation The method of hydraulic fracturing with low viscosity fluid containing proppant aggregates with polyelectrolyte complexes

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2485306C1 (ru) * 2011-12-16 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
RU2544943C2 (ru) * 2010-04-27 2015-03-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Неоднородное размещение расклинивающего агента
RU2555989C1 (ru) * 2014-05-12 2015-07-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта

Family Cites Families (30)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3727688A (en) 1972-02-09 1973-04-17 Phillips Petroleum Co Hydraulic fracturing method
US4920912A (en) 1988-03-10 1990-05-01 Kirkling William C Time dial for pharmaceutical containers
CA2119316C (en) 1993-04-05 2006-01-03 Roger J. Card Control of particulate flowback in subterranean wells
US6406789B1 (en) 1998-07-22 2002-06-18 Borden Chemical, Inc. Composite proppant, composite filtration media and methods for making and using same
US6668926B2 (en) 2002-01-08 2003-12-30 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of consolidating proppant in subterranean fractures
BRPI0409410A (pt) 2003-04-15 2006-04-25 Hexion Specialty Chemicals Inc material em partìcula contendo elastÈmero termoplástico e métodos para fabricação e uso do mesmo
US8596358B2 (en) 2004-06-17 2013-12-03 Statoil Asa Well treatment
US7281581B2 (en) * 2004-12-01 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
US7883740B2 (en) 2004-12-12 2011-02-08 Halliburton Energy Services, Inc. Low-quality particulates and methods of making and using improved low-quality particulates
US8636065B2 (en) 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
GB0711342D0 (en) 2007-06-12 2007-07-25 Champion Technologies Ltd Well treatment
US8020617B2 (en) 2007-09-11 2011-09-20 Schlumberger Technology Corporation Well treatment to inhibit fines migration
US8397812B2 (en) 2007-10-31 2013-03-19 Baker Hughes Incorporated Nano-sized particle-coated proppants for formation fines fixation in proppant packs
EP2067836A1 (en) 2007-12-05 2009-06-10 Bp Exploration Operating Company Limited Process for consolidating sand
US8316939B2 (en) 2008-08-20 2012-11-27 Schlumberger Technology Corporation Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids
CN102203211B (zh) 2008-10-29 2013-12-18 巴斯夫欧洲公司 支撑剂
RU2386023C1 (ru) 2008-12-05 2010-04-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения давления смыкания трещины гидроразрыва
US8796188B2 (en) * 2009-11-17 2014-08-05 Baker Hughes Incorporated Light-weight proppant from heat-treated pumice
US8662172B2 (en) 2010-04-12 2014-03-04 Schlumberger Technology Corporation Methods to gravel pack a well using expanding materials
WO2011136679A1 (en) * 2010-04-27 2011-11-03 Schlumberger Canada Limited Subterranean reservoir treatment method
KR101147268B1 (ko) 2010-08-09 2012-05-18 주식회사 삼영 냉난방 및 급탕용 히트펌프시스템 및 그 제어방법
US8899398B2 (en) 2010-09-17 2014-12-02 Zephyr Fluid Solutions, Llc Apparatus and method for water bottle return
US9040467B2 (en) 2011-05-03 2015-05-26 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
US9290690B2 (en) 2011-05-03 2016-03-22 Preferred Technology, Llc Coated and cured proppants
WO2013033391A1 (en) * 2011-08-31 2013-03-07 Soane Energy, Llc Self-suspending proppants for hydraulic fracturing
US9168565B2 (en) * 2011-10-27 2015-10-27 Baker Hughes Incorporated Method of reducing dust with self-assembly composites
NZ700734A (en) * 2012-04-12 2016-05-27 Baker Hughes Inc Method of increasing the permeability of a subterranean formation by creating a multiple fracture network
US20150060072A1 (en) 2013-08-29 2015-03-05 Schlumberger Technology Corporation Methods of treatment of a subterranean formation with composite polymeric structures formed in situ
WO2015076693A1 (en) 2013-11-25 2015-05-28 Schlumberger Canada Limited Controlled inhomogeneous proppant aggregate formation
US9410394B2 (en) 2013-12-11 2016-08-09 Schlumberger Technology Corporation Methods for minimizing overdisplacement of proppant in fracture treatments

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2544943C2 (ru) * 2010-04-27 2015-03-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Неоднородное размещение расклинивающего агента
RU2485306C1 (ru) * 2011-12-16 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
RU2555989C1 (ru) * 2014-05-12 2015-07-10 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Муфта для многостадийного гидроразрыва пласта

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112796741A (zh) * 2019-11-14 2021-05-14 中国石油化工股份有限公司 新的导流能力的确定计算方法
RU2815657C1 (ru) * 2023-05-15 2024-03-19 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов

Also Published As

Publication number Publication date
US11008844B2 (en) 2021-05-18
AR106409A1 (es) 2018-01-10
US20180238161A1 (en) 2018-08-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7069994B2 (en) Method for hydraulic fracturing with squeeze pressure
RU2688700C2 (ru) Способ планирования эксплуатационных и нагнетательных скважин
CA2918022C (en) Adjusting surfactant concentrations during hydraulic fracturing
CN103328766B (zh) 提高井产率的方法
US8074715B2 (en) Methods of setting particulate plugs in horizontal well bores using low-rate slurries
US11008844B2 (en) Method for hydraulic fracturing (variants)
US11618850B2 (en) Fracturing method using low-viscosity fluid with low proppant settling rate
US20140151043A1 (en) Stabilized fluids in well treatment
US10899958B2 (en) Liquid gas treatment fluids for use in subterranean formation operations
US10309208B2 (en) Enhancing propped complex fracture networks
US10364660B2 (en) Proppant-free channels in a propped fracture using ultra-low density, degradable particulates
WO2017074304A1 (en) Micro-proppant fracturing fluid compositions for enhancing complex fracture network performance
WO2017100222A1 (en) Method and composition for controlling fracture geometry
WO2020214167A1 (en) Extrapolating laboratory data in order to make reservoir scale performance predictions
RU2059064C1 (ru) Способ изоляции газового пласта
CN112253074B (zh) 一种深层水平井压裂提高桥塞泵送效率的方法
Sullivan et al. Oilfield applications of giant micelles
US11254860B2 (en) Diversion using solid particulates
RU2815657C1 (ru) Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов
WO2018226737A1 (en) Hydraulic fracturing fluid
CA2658472C (en) Plug and related methods for isolating open perforations in horizontal wellbores using ultra lightweight proppant and soluble material
WO2012115532A1 (en) Bitumen emulsions for oilfield applications
RU2742382C1 (ru) Способ временной изоляции интервала скважины, способ повторного гидроразрыва пласта и способ глушения скважины
WO2024238693A1 (en) The method of hydraulic fracturing with low viscosity fluid containing proppant aggregates with polyelectrolyte complexes
Sparlin et al. Soluble Fluid-Loss Additives Can Reduce Well Productivities and Prevent Complete Gravel Placement

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: 15907891

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15772826

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15907891

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1