Отклоняющая жидкость

Отклоняющая жидкость

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящая заявка заявляет преимущества приоритета предварительной заявки Соединенных Штатов SN 60/646231, поданной 21 января 2005 года, содержание которой во всей своей полноте включается в настоящий документ для справки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для обработки подземных буровых скважин, а, говоря более конкретно, предлагает способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах. В частности, данное изобретение предлагает способы и композиции, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в результате ввода материалов расклинивающего наполнителя с покрытием из водорастворимого полимера, например коллагена, поливинилацетата/поливинилового спирта, полиалкилоксидов, поли(молочной кислоты), полимерного силиката элементов группы I или II периодической таблицы элементов (щелочного металла или щелочноземельного металла) или их комбинаций с материалами, которые медленно растворяются в воде, предназначенных для использования при изменении направления течения рабочих жидкостей для интенсификации притока, подаваемых из колонны насосно-компрессорных труб в подземную среду.

ОПИСАНИЕ УРОВНЯ ТЕХНИКИ

Обработки буровой скважины, такие как кислотная обработка и обработка для гидравлического разрыва пласта, проводимые для подземных пластов, обычно используют для улучшения или интенсификации добычи углеводородов. Во многих случаях подземный пласт может включать два или более интервалов, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. Некоторые интервалы могут демонстрировать относительно низкую приемистость или способность принимать нагнетаемые рабочие жидкости вследствие относительно низкой проницаемости, высокого напряжения на месте проведения работ и/или нарушения эксплуатационных характеристик пласта. Такие интервалы могут быть закончены в результате проведения подготовки в обсаженном стволе буровой скважине и/или могут представлять собой законченные необсаженные буровые скважины. В некоторых случаях такие пластовые интервалы могут присутствовать в секции с большим наклоном ствола или в горизонтальной секции ствола буровой скважины, например в боковой секции необсаженной буровой скважины. В любом случае при обработке нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, зачастую имеет место ситуация, когда основная часть, если не все количество вводимой рабочей жидкости для обработки буровой скважины, будет вытесняться в один или только в несколько интервалов, характеризующихся наивысшей приемистостью. Даже в случае наличия только одного интервала, подлежащего обработке, тенденция к росту трещины может либо усиливаться, либо ослабляться. Это зависит от напряжения в пласте на месте проведения работ и от различий в проницаемости в прослойке пласта. Ниже сформированной трещины может располагаться водная зона. Если сформированная трещина пройдет в данную зону, скважина может быть погублена вследствие наличия избытка воды и прекращения подачи компонентов нефти из продуктивного интервала. Выше сформированной зоны разрыва может существовать газовая шапка, что может повредить добыче из буровой скважины вследствие проскальзывания газа в сопоставлении с компонентами жидкой нефти из буровой скважины.

В стремлении добиться достижения более равномерного распределения вытесняемых рабочих жидкостей для обработки буровой скважины по каждому из множества интервалов, подлежащих обработке, были разработаны способы и материалы, предназначенные для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в интервалы с пониженными проницаемостью и/или приемистостью. Однако обычно используемые методики отклонения могут быть дорогостоящими и/или могут приводить только к ограниченному успеху. В данном отношении обычно сложными и дорогостоящими являются методики механического отклонения. Кроме того, способы механического отклонения обычно ограничены средами обсаженных буровых скважин и зависят от надлежащего разобщения пластов при помощи цемента и инструмента при достижении отклонения.

Таким образом, в течение многих лет проблемой при интенсификации притока в буровую скважину являлась эффективная и одновременная обработка нескольких комплектов перфораций в пределах протяженного вертикального сечения. Для обработки нескольких зон с широким диапазоном эффективности использовали множество способов обработки для отклонения, таких как с использованием маслорастворимого кальциевого мыла, серной кислоты и продукта «Fixafrac» от компании Dowell (смесь извести, керосина, мыла, включающего сортированный хлорид кальция, и гелеобразователя) и продукта FLAX-2™ от компании Dowell, как это описывается автором Harrison в его исчерпывающем обзоре Journal of Petroleum Technology, pp. 593-598 (1972). В попытках обеспечения закупорки отверстий в пласте и отклонения потока рабочих жидкостей для обработки в другие зоны пласта использовали широкий ассортимент отклоняющих агентов на химической основе. Например, в качестве отклоняющих агентов использовали гранулы воска. Однако гранулы воска характеризуются ограниченными температурами плавления - в диапазоне от приблизительно 138°F до приблизительно 192°F, что делает их бесполезными тогда, когда температура пласта превышает их температуру плавления.

Как было описано, подходящими для использования в качестве эффективных отклоняющих агентов также являются и частицы нафталина (нафталиновые шарики) и хлорида натрия. Частицы нафталина легко растворяются в масле, но плавятся приблизительно при 180°F, что таким образом ограничивает их использование сферами применения для более низкотемпературных пластов. Хлорид натрия, характеризуясь температурой плавления, равной приблизительно 1470°F и являясь подходящим для использования при высоких температурах, требует чистки буровой скважины водой или разбавленной кислотой после проведения обработки пласта для того, чтобы полностью удалить частицы хлорида натрия. Кроме того, хлорид натрия не может быть использован вместе с фтористо-водородной кислотой для обработки подземных буровых скважин вследствие образования нерастворимых осадков, которые проблематичным образом могут забивать буровую скважину.

В альтернативном варианте при проведении одновременной обработки нескольких интервалов, характеризующихся различной приемистостью, использовали такие отклоняющие агенты, как полимеры, суспендированные твердые материалы и/или пеноматериал. Такие отклоняющие агенты обычно закачивают в подземный пласт перед рабочей жидкостью для обработки буровой скважины для того, чтобы закупорить интервалы с повышенной проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с пониженной проницаемостью. Однако действие по избирательному отклонению в случае таких отклоняющих агентов зачастую трудно предсказать и отследить, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху. Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин также может сделать отклонение более трудной.

В течение многих лет было предпринято несколько попыток по решению проблем, связанных с областями в буровой скважине, характеризующимися различной проницаемостью. В патенте США № 2803306 автора Hower предлагают способ увеличения проницаемости подземного пласта, выключающего несколько зон, характеризующихся различной проницаемостью. Описанные стадии включали ввод в ствол буровой скважины рабочей жидкости для обработки, содержащей хлористо-водородную кислоту, которая включает диспергированные в ней маслорастворимые частицы, при этом материал выбирают из гильсонита, нафталина, пара-дихлорбензола, антрацена и β-нафтола. После обработки частицы обеспечивают получение частичной закупорки более проницаемых зон подземного пласта, делая возможным поступление рабочей жидкости для обработки в менее проницаемые зоны.

В патенте США №3797575, переуступленном компании Halliburton, описывают добавки, формирующие избирательную закупорку пласта и образованные относительно водонерастворимым твердым материалом, растворенным в растворителе, таком как метанол или изопропанол. При объединении добавки с водной рабочей жидкостью для обработки твердый материал, растворенный в добавке, осаждается в водной рабочей жидкости для обработки с образованием в конечном счете измельченной формы, которая после этого выступает в роли отклоняющего агента. В патенте США №3724549, также переуступленном компании Halliburton, описывают материал отклоняющего агента, предназначенный для отклонения потока водных рабочих жидкостей для обработки в последовательно все менее проницаемые подземные пласты. Материал образован несущей жидкостью и сортированными частицами циклических или линейных углеводородных смол, содержащих от приблизительно 20 до приблизительно 1400 атомов углерода и характеризующихся температурой плавления, равной приблизительно 200°F. Данный материал описывается как в основном нерастворимый в воде и кислоте, но растворимый в масле, так что смола может быть удалена добываемой нефтью после завершения операции обработки нефтью.

Использование полимеров, полученных по способу радиационной полимеризации, в качестве отклоняющих агентов либо временного, либо постоянного действия было описано авторами Knight, et al. в патенте США № 3872923. В соответствии с описанием изобретения временного или постоянного уменьшения проницаемости можно добиться в результате нагнетания водного раствора, содержащего водорастворимый полимер, полученный по способу радиационной полимеризации из акриламида и/или метакриламида и акриловой кислоты, метакриловой кислоты и/или солей щелочных металлов, полученных из таких кислот. Получающийся в результате полимерный отклоняющий агент обладает свойствами, такими как стойкость к воздействию температуры и рН, которые позволяют осуществить уменьшение проницаемости пористой среды. Проницаемость в пласте можно восстановить в результате последующего проведения обработки химическим реагентом, разрушающим полимер, таким как раствор гипохлорита гидразина или сильные минеральные кислоты.

В патентах США №№ 3954629 и 4005753 авторов Scheffel, et al. предлагают полимерные отклоняющие агенты и способы обработки подземных пластов такими полимерными отклоняющими агентами соответственно. Согласно описанию полимерная композиция содержит твердые частицы гомогенной смеси полиэтилена, сополимера этилена-винилацетата, полиамида и мягчителя, такого как длинноцепочечные алифатические диамиды. Сообщается то, что данные полимерные отклоняющие агенты являются подходящими для использования в подземных пластах, где температуры пласта составляют 350°F или более.

Способы временной закупорки подземного пласта с использованием отклоняющего материала, включающего водную несущую жидкость и отклоняющего агента, содержащего твердый азо-компонент и метиленовый компонент, описываются авторами Dill, et а1. в патенте США №4527628, отклоняющими агентами предпочтительно являются красители Hansa Yellow G (пигмент Fanchon Yellow YH-5707) или Fast Yellow 4RLF, из которых оба содержат азо-компонент и метиленовый компонент, и дополнительно характеризуются температурой плавления, равной, по меньшей мере, 332,6°F, определенной степенью растворимости в воде при температуре воды в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 425°F и определенной степенью растворимости в керосине при температуре в диапазоне от приблизительно 200°F до приблизительно 425°F.

В патенте США №6367548 авторов Purvis, et al. описывают способы и композиции, предназначенные для интенсификации притока в множество интервалов в подземных буровых скважинах в результате отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов. В соответствии с описанием изобретения этого добиваются в результате поочередных вытеснения в подземный пласт агента для избирательной закупорки пласта из затрубного пространства ствола буровой скважины и вытеснения в подземный пласт рабочей жидкости для обработки из колонны напорно-компрессорных труб.

Другие способы отклонения при проведении обработки для гидравлического разрыва пласта включают методику ограниченного ввода, описанную в работе LaGrone, et al., SPE 530, pp. 695-702 (1963), и методику гидравлического разрыва пласта с образованием нескольких трещин при использовании отклоняющего агента (TMFUD), предложенную в работе Dingxiang, et al., SPE 30816, pp. 80-86 (1988), последняя из которых, как было продемонстрировано, обеспечивает среднее улучшение добычи нефти, равное 15,0 тн/сутки для каждой буровой скважины, и улучшение накопленной добычи, равное 340,3 х 10⁴ тонн. Также был описан (Alleman, D., et al., SPE 80222 (2003)) отклоняющий агент для на основе вязкоупругого поверхностно-активного вещества, предназначенный для использования при интенсификации притока под действием кислотной обработки, который представляет собой гель ВУПАВ (polyQuat), характеризующийся наличием отчетливой везикулярной структуры, демонстрирующей стабильность при высоком значении рН и термическую стабильность, равную приблизительно 250°F. Данный отклоняющий агент, относящийся к типу геля, обычно закачивают в подземный пласт до рабочей жидкости для интенсификации притока в буровую скважину для того, чтобы закупорить интервалы с высокой проницаемостью и отклонить поток рабочей жидкости для обработки буровой скважины в интервалы с низкой проницаемостью.

В свете всех данных успехов и новых методик действие по отклонению в случае отклоняющих агентов зачастую трудно прогнозировать и отслеживать, и при отклонении потока рабочей жидкости для обработки во все желательные интервалы оно может и не привести к успеху, тем самым не позволяя добиться максимальной выгоды от методики гидравлического разрыва пласта.

Данные проблемы могут быть дополнительно усугублены при заканчиваниях необсаженных буровых скважин, в особенности в случае заканчиваний при большом наклоне ствола, характеризующихся наличием больших областей пласта, вскрытых для буровой скважины. Присутствие естественных трещин в подземном пласте также может сделать отклонение более трудной. Таким образом существует потребность в новых композициях и способах, предназначенных для отклонения потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в множество интервалов в подземном пласте, характеризующихся различной проницаемостью.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение предлагает способ использования частиц, имеющих растворимое внешнее покрытие, в качестве отклоняющих агентов в подземных пластах. Растворимое внешнее покрытие будет растворяться по истечении желательного периода времени при внутрискважинных температурах и давлениях в присутствии стандартных рабочих жидкостей для гидравлического разрыва пласта внутри скважины и композиций разжижителей. Примеры растворимого внешнего покрытия включают коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочную кислоту), поливинилацетат, поливиниловый спирт, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полилактон, полиакрилат, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II или их смеси.

Настоящее изобретение предлагает расклинивающие наполнители с нанесенным водорастворимым полимерным покрытием в качестве отклоняющих агентов и способы использования таких отклоняющих агентов при обработке подземного пласта. Отклоняющий агент совместно с несущей жидкостью вводят в подземный пласт. Жидкий носитель перетекает в трещины и/или интервалы в подземном пласте. Трещины или интервалы демонстрируют различные степени проницаемости. В соответствии со способами настоящего изобретения жидкий носитель вместе с отклоняющим агентом будет перетекать сначала в наиболее проницаемый интервал. Температура пласта будет приводить к размягчению и набуханию водорастворимого полимерного покрытия отклоняющего агента, тем самым обеспечивая закупорку трещины.

В одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата и водорастворимым внешним слоем. Примерами такого полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси.

В дополнительном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов, где отклоняющий агент образован частицами субстрата, промежуточным водонерастворимым слоем и водорастворимым полимерным внешним слоем. Примерами полимера водорастворимого внешнего слоя без ограничения являются коллаген, поли(алкилен)оксиды, поли(молочная кислота), поливинилацетат, поливиниловые спирты, поливинилацетат/поливиниловый спирт, полимерные лактоны, водорастворимые акриловые смолы, латекс, сложный полиэфир, полимерный силикат элементов группы I или II и их смеси. Примерами водонерастиворимого промежуточного слоя являются фенолальдегидные новолачные полимеры и фенолальдегидные резольные полимеры.

В еще одном варианте реализации описывается отклоняющий агент, подходящий для использования при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один или множество интервалов в стволе буровой скважины, где отклоняющим агентом по существу являются частицы водорастворимого полимера, такие как гранулы коллагена или гранулированные частицы поли(алкилен)оксида, поли(молочной кислоты), поливинилацетата, поливинилового спирта, поливинилацетата/поливинилового спирта, полимерных лактонов, водорастворимых акриловых смол, латекса, сложного полиэфира, полимерного силиката элементов группы I или II или их смесей.

В дополнительном варианте реализации описывается способ интенсификации притока в индивидуальные интервалы подземного пласта, при этом способ включает стадии ввода отклоняющего агента, содержащего водорастворимый компонент на своем внешнем слое, во внутреннюю трубу ствола буровой скважины в комбинации с маловязкой рабочей жидкостью или рабочей жидкостью для гидравлического разрыва пласта; вытеснения отклоняющего агента и рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта в подземный пласт, обеспечения последовательной закупорки отклоняющим агентом, подлежащего обработке; и повторения реализации способа по мере надобности, добавления отклоняющего агента к несущей рабочей жидкости партиями в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Следующие далее чертежи составляют часть настоящего описания изобретения и включены для дополнительной демонстрации определенных аспектов настоящего изобретения. Изобретение может быть лучше понято при ссылке на одну или несколько данных фигур в комбинации с подробным описанием конкретных вариантов реализации, представленных в настоящем документе.

Фиг.1 демонстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для внутрискважинной части подземного пласта, включающей вертикальную обсадную трубу и один интервал для обработки, где отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями нагнетают в продуктивный пласт в соответствии с одним аспектом настоящего описания.

Фиг.2 иллюстрирует вид в вертикальном поперечном разрезе для подземного пласта фиг.1, где расклинивающие наполнители нагнетают в продуктивный пласт, подвергнутый нагнетанию отклоняющих агентов настоящего изобретения.

Фиг.3 в соответствии с одним аспектом настоящего описания демонстрирует буровую скважину, включающую вертикальную обсадную трубу и несколько интервалов для обработки 58, 60 и 62 и нагнетаемые отклоняющие агенты с нанесенными различными покрытиями.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Следующие далее определения приводятся для того, чтобы содействовать специалистам в соответствующей области техники в понимании подробного описания настоящего изобретения.

Термин «несущая жидкость» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к жидкостям на масляной или водной основе, которые способны перемещать частицы (например, расклинивающий наполнитель), которые образуют суспензию. Маловязкие несущие рабочие жидкости характеризуются меньшей несущей способностью, и на частицы может воздействовать сила тяжести, так что они либо будут всплывать, если они являются менее плотными в сопоставлении с жидкостью, либо будут тонуть, если они являются более плотными в сопоставлении с жидкостью. Высоковязкие жидкости могут переносить частицы при меньших степенях оседания или всплывания, поскольку вязкость противодействует воздействию силы тяжести.

Термин «сшиватель» или «сшивающий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем соединениям, которые используют для ковалентного модифицирования белков, таких как коллаген, и включает как гомобифункциональные сшиватели, которые имеют две идентичные реакционно-способные группы, так и гетеробифункциональные сшиватели, которые имеют две различные реакционно-способные группы.

Термин «отклоняющий агент» в соответствии с использованием в настоящем документе в общем случае обозначает и характеризует такой агент, функция которого заключается в предотвращении, либо временном, либо постоянном, течения жидкости в конкретное место, обычно расположенное в подземном пласте, где агент служит для закупорки в данном месте и тем самым вызывает «отклонение» потока жидкости в другое место.

Термин «расклинивающий наполнитель» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к тем отсортированным по крупности частицам, которые используют при ремонтах и обработках буровой скважины, таких как операции по гидравлическому разрыву пласта, для удерживания трещин от смыкания после проведения обработки. В целях удерживания трещин от смыкания после обработки для гидравлического разрыва пласта или подобной внутрискважинной обработки буровой скважины такие отсортированные по крупности частицы зачастую смешивают с рабочими жидкостями (жидкостью) для гидравлического разрыва пласта. В дополнение к встречающимся в природе песчаным зернам и ореховой скорлупе термин «расклинивающий наполнитель» включает синтетические или специально разработанные расклинивающие наполнители, такие как имеющие нанесенное смоляное покрытие песок или высокопрочные керамические материалы, подобные спеченному бокситу. Расклинивающие наполнители с нанесенным смоляным покрытием обычно представляют собой те из них, которые имеют покрытие из фенолальдегидных новолачных полимеров или фенолальдегидных резольных полимеров. Обычно, но не необязательно, материалы расклинивающих наполнителей тщательно сортируют по размеру и сферичности, обеспечивая получение эффективного канала для добычи флюида из коллектора в ствол буровой скважины.

В вариантах реализации, описанных и раскрытых в настоящем документе, использование термина «ввод» включает закачивание, нагнетание, выливание, высвобождение, вытеснение, установку ванны, циркулирование или другое размещение рабочей жидкости или материала в буровой скважине, стволе буровой скважины или подземном пласте при использовании любого подходящего способа, известного на современном уровне техники. Подобным же образом в соответствии с использованием в настоящем документе термины «объединение», «введение в контакт» и «нанесение» включают любые известные подходящие для использования способы перемешивания, экспонирования или другого стимулирования двух или более материалов, соединений или компонентов к комбинированию друг с другом таким способом, который будет достаточен для стимулирования прохождения между материалами, соединениями или компонентами, по меньшей мере, частичной реакции или другого взаимодействия.

Термин «водорастворимый» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к смолам, полимерам или покрытиям, которые являются стабильными (не растворяются) в условиях окружающей среды на поверхности, но которые становятся растворимыми по истечении заданного промежутка времени (обычно по истечении нескольких часов или нескольких дней) в случае размещения в подземной среде.

Термин «обработка» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к любой из многочисленных внутрискважинных операций на поверхности или в объеме буровой скважины, ствола буровой скважины или коллектора, включающих нижеследующее, но не ограничивающихся только им: обработка, относящаяся к типу ремонта, обработка, относящаяся к типу интенсификации притока, такая как обработка для гидравлического разрыва пласта или кислотная обработка, изоляционные обработки, контроль обработок пластовыми флюидами или другие восстановительные типы обработок, проводимых для улучшения общей эксплуатации и производительности буровой скважины.

Термин «интенсификация притока» в соответствии с использованием в настоящем документе относится к операциям по улучшению производительности или восстановлению работоспособности для буровой скважины в результате проведения гидравлического разрыва пласта, кислотного гидравлического разрыва пласта, кислотной обработки под давлением, меньшим давления гидравлического разрыва пласта, песчаной обработки или другого типа обработки, предназначенной для увеличения и/или доведения до максимума производительности буровой скважины или ее долговечности, зачастую в результате создания высокопроводящих линий тока из коллектора.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В вариантах реализации описанного отклоняющего агента обработку или интенсификацию притока в случае одного и множества интервалов подземного пласта можно проводить постадийно в результате последовательного ввода отклоняющего агента, включающего частицы субстрата и медленно растворяющееся в воде внешнее покрытие, содержащее коллаген или комбинацию коллагена и медленно растворяющегося в воде неколлагенового материала.

Изобретение предлагает композиции частиц, имеющих покрытия из растворимого материала, содержащие коллаген, а также способы получения таких композиций. Данные композиции являются подходящими для использования в подземных пластах в ходе проведения операции по гидравлическому разрыву пласта при отклонении потока рабочих жидкостей для обработки буровой скважины в один интервал в целях увеличения длины трещины или во множество интервалов подземного пласта, характеризующихся различными проницаемостью и/или приемистостью. При использовании отклоняющих агентов настоящего изобретения в способах гидравлического разрыва пласта расклинивающий наполнитель (или частицы субстрата) с нанесенным медленно растворяющимся в воде покрытием, таким как коллаген индивидуально или в комбинации с материалом покрытия из неколлагенового водорастворимого пластика, оказывает действие по отклонению направления роста трещины, поскольку покрытия на расклинивающем наполнителе выступают в роли определителей границ первоначальной трещины. После проведения обработки для гидравлического разрыва пласта покрытие может быть удалено вследствие наличия у покрытия характеристик медленного растворения при сохранении перетекания в трещину стандартного расклинивающего наполнителя, характеризующегося высокой проницаемостью, и его функции расклинивающего наполнителя.

Несмотря на то, что композиции и способы описаны как «включающие» различные компоненты или стадии, композиции и способы также могут «по существу состоять» или «состоять» из различных компонентов и стадий.

А. Субстрат

Частицы материала, также называемого в настоящем документе материалом субстрата, подходящего для использования в настоящем изобретении, включают широкий ассортимент частиц материалов, известных своей пригодностью или потенциальной пригодностью для использования в качестве расклинивающих наполнителей, которые можно использовать во внутрискважинных операциях. В соответствии с настоящим изобретением частицы материала (или материала субстрата), который можно использовать, включают любой расклинивающий наполнитель, подходящий для использования при гидравлическом разрыве пласта и известный на современном уровне техники. Примеры таких частиц материалов включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы природных материалов, кремнеземных расклинивающих наполнителей, керамических расклинивающих наполнителей, металлических расклинивающих наполнителей, синтетических органических расклинивающих наполнителей, их смесей и тому подобного.

Природные продукты, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: ореховая скорлупа, такая как скорлупа грецкого ореха, бразильского ореха и австралийского ореха, а также косточки плодов, такие как косточки персиков, косточки абрикосов, косточки олив, и любой вариант из данных после импрегнирования смолой или нанесения смоляного покрытия. Типичные варианты смол для нанесения покрытия или импрегнирования включают бисфенолы, бисфенольные гомополимеры, смеси бисфенольных гомополимеров с фенолальдегидным полимером, бисфенолальдегидные смолы и/или полимеры, фенолальдегидные полимеры и гомополимеры, модифицированные и немодифицированные резольные смолы, фенольные материалы, включающие арилфенолы, алкилфенолы, алкоксифенолы и арилоксифенолы, резорциновые смолы, эпоксидные смолы, новолачные полимерные смолы, новолачные бисфенолальдегидные полимеры и воска, а также предварительно отвержденные или отверждаемые варианты таких смоляных покрытий.

Расклинивающие наполнители на основе оксида кремния, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: стеклянные шарики и стеклянные микросферы, стеклянную дробь, кремнистый кварцевый песок и пески всех типов, такие как чистый кварцевый песок или бурый песок. Обычные кремнистые пески, подходящие для использования, включают Northern White Sands (Fairmount Minerals, Чардон, Огайо), Ottawa, Jordan, Brady, Hickory, Arizona, St. Peter, Wonowoc и Chalfort, а также любой вариант данных песков с нанесенным смоляным покрытием. В случае использования кремнеземного волокна, волокно может быть неизвитым, изогнутым, извитым или спиралевидным и может относиться к любой марке, такой как марки E-grade, S-grade и AR-grade. Примеры расклинивающих наполнителей на основе оксида кремния с нанесенным смоляным покрытием, подходящих для использования в настоящем изобретении, включают деформируемые расклинивающие наполнители, такие как FLEXSAND LS™ и FLEXSAND MS™ (доступные в компании BJ Services, Inc., Хьюстон, Техас), и расклинивающие наполнители из материалов, подвергнутых термообработке, Tempered HS®, Tempered LC®, Tempered DC® и Tempered TF®, все из которых доступны в компании Santrol, Фресно, Техас.

Керамические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в способах настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: керамические гранулы; отработанные катализаторы крекинга в псевдоожиженном слое катализатора (FCC), такие как те, что описываются в патенте США № 6372378, который во всей своей полноте включается в настоящий документ; ультралегковесная пористая керамика; экономичная легковесная керамика, такая как «ECONOPROP™» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); легковесная керамика, такая как «CARBOLITE™»; керамика средней прочности, такая как «CARBOPROP™» (доступная в компании Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас); керамика высокой прочности, такая как «CARBOHSP™» и «Sintered Bauxite» (Carbo Ceramics, Inc., Ирвинг, Техас), и инкапсулированные отверждаемые керамические расклинивающие наполнители HYPERPROP G2™, DYNAPROP G2™ или OPTIPROP™ (доступные в компании Santrol, Фресно, Техас), а также любые их варианты после нанесения смоляного покрытия или импрегнирования смолой, такие как те, что описываются выше.

Металлические расклинивающие наполнители, подходящие для использования в вариантах реализации настоящего изобретения, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: алюминиевая дробь, гранулы алюминия, игловидные частицы алюминия, алюминиевая проволока, чугунная дробь, стальная дробь и тому подобное, а также любые варианты данных металлических расклинивающих наполнителей с нанесенным смоляным покрытием.

Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и синтетические расклинивающие наполнители. Примеры подходящих для использования синтетических расклинивающих наполнителей включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: частицы или гранулы пластика, гранулы найлона, найлоновая дробь, гранулы SDVB (полимер стирола-дивинилбензола), углеродные волокна, такие как углеродные волокна PANEX™ от компании Zoltek Corporation (Ван-Нуйс, Калифорния), и частицы агломератов смолы, подобные продукту «FLEXSAND MS™» (BJ Services Company, Хьюстон, Техас), а также их варианты с нанесенным смоляным покрытием.

В дополнение к этому, подходящими для использования в способах настоящего изобретения также рассматриваются и растворимые материалы, подходящие для использования в качестве расклинивающих наполнителей. Например, растворимые расклинивающие наполнители, которые размещают в каналах сформированных перфораций, включают нижеследующее, но не ограничиваются только им: осколки мрамора или известняка или частицы любых других подходящих для использования карбонатов. В дополнение к этому, походящими для использования в качестве расклинивающих наполнителей в настоящем изобретении являются частицы воска, пластика или смолы, либо с нанесенным покрытием, либо без него, которые либо являются растворимыми при попадании в контакт с реагентом для обработки, либо могут плавиться и выноситься из трещины в буровую скважину.

Подходящие для использования в настоящем изобретении расклинивающие наполнители обычно используют с концентрациями в диапазоне от приблизительно 1 до приблизительно 18 фунтов на один галлон (от приблизительно 120 г/л до приблизительно 2160 г/л) композиции рабочей жидкости для гидравлического разрыва пласта, но при необходимости также могут быть использованы и большие или меньшие концентрации.

Подобным же образом, частицы субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, характеризуются размером частиц в диапазоне номеров стандартных лабораторных сит США от приблизительно 4 до приблизительно 200 (то есть при отверстиях в ситах в диапазоне от приблизительно 0,18 дюйма до приблизительно 0,003 дюйма). Говоря более конкретно, размеры частиц субстрата, подходящие для использования в настоящем изобретении, включают диапазоны размеров от приблизительно 4 меш (4750 микронов) до приблизительно 200 меш (75 микронов). Подходящими для использования в настоящем изобретении также являются и частицы материалов или расклинивающих наполнителей, характеризующиеся обозначениями размеров 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 и 70/140, хотя может быть использован любой желательный гранулометрический состав, такой как 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40 и тому подобное, а также любая их комбинация (например, смесь 10/40 и 14/40). В соответствии с настоящим изобретением предпочтительным номером сита является 20/40 меш.

В. Растворимое покрытие

Растворимыми покрытиями, используемыми в соответствии с настоящим изобретением, может являться любое количество известных растворимых агентов, которые медленно растворяются внутри сква