СПОСОБЫ ОБРАЗОВАНИЯ БАРЬЕРОВ ПРИСКВАЖИННЫХ ЗОН И СНИЖЕНИЯ ОБРАТНОЙ ПРОМЫВКИ ПРОППАНТОВ Российский патент 2023 года по МПК E21B43/267 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[1] Настоящая заявка испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США № 62/783564, поданной 21 декабря 2018 г., которая полностью включена в настоящий документ посредством ссылки.

[2] Утверждения в этом разделе просто предоставляют информацию об уровне техники, относящуюся к настоящему изобретению, и не могут представлять собой предшествующий уровень техники.

[3] Настоящее изобретение относится в целом к области интенсификации скважин для облегчения добычи и, более конкретно, к проппантам, применяемым при такой интенсификации.

[4] Углеводороды (такие как нефть, конденсат и газ) могут добывать из скважин, которые пробурены в содержащих их подземных пластах. По ряду причин, таких как низкая проницаемость коллекторов или повреждение пласта, вызванное бурением и заканчиванием скважины, или по другим причинам, приводящим к низкой проводимости углеводородов в скважине, поток углеводородов, поступающий в скважину, может быть нежелательно слабым. В этом случае скважину «интенсифицируют», например, с помощью гидроразрыва пласта, химической (например, кислотной) интенсификации пласта или их комбинации (часто называемой кислотным гидравлическим разрывом пласта или кислотным гидроразрывом).

[5] Обработка посредством гидравлического разрыва и кислотного гидроразрыва пласта может включать две стадии. Первая стадия включает закачку вязкой жидкости, называемой подушкой, которая обычно не содержит проппанты, в пласт со скоростью и давлением, достаточно высокими для того, чтобы разорвать пласт и создать в нем трещину. На последующей второй стадии суспензию, содержащую проппант, закачивают в пласт, чтобы транспортировать проппант в трещину(-ы), образовавшуюся(-иеся) на первой стадии. При «кислотном» гидроразрыве жидкость второй стадии может содержать кислоту или другое химическое вещество, такое как хелатирующий агент, которое может способствовать растворению части породы, вызывая неравномерное разъедание поверхности трещины и удаление части минеральных веществ, а это приводит к тому, что трещина не закрывается полностью при прекращении закачки. Иногда гидроразрыв пласта могут выполнять без применения жидкости с высокой вязкостью (например, воды), чтобы свести к минимуму ущерб, причиненный полимерами, или стоимость других увеличителей вязкости. После завершения закачки трещина смыкается проппантом, который сохраняет трещину открытой для прохождения потока пластового флюида (например, углеводородов) в ствол скважины.

[6] Проппант обычно получают из таких материалов, как песок, стеклянные шарики, керамические шарики или другие материалы. Песок часто применяют в качестве проппанта для обработки трещин гидроразрыва. Однако для трещин с высоким напряжением смыкания, например, более 6 000 фунтов на квадратный дюйм (фунт/кв. дюйм) (41,3 МПа), в глубоких скважинах или скважинах с высокими пластовыми напряжениями требуется проппант с более высокой прочностью. Напряжение смыкания, выдержать которое может песок, обычно составляет около 6 000 фунтов/кв. дюйм (41,3 МПа), поэтому напряжение смыкания более 6 000 фунтов/кв. дюйм (41,3 МПа) может раздробить песок на мелкие частицы и разрушить песчаную пробку, что приведет к недостаточной проводимости потока пластового флюида в ствол скважины. Кроме того, мелкие частицы могут непрерывно течь в обратном направлении во время добычи из скважины, и, таким образом, может еще больше снизиться проводимость скважины, что приведет к короткому сроку эксплуатации скважины или к дорогостоящему повторному гидроразрыву скважины. Кроме того, часть проппанта может вытекать из трещины и блокировать поток или снижать проводимость трещины.

[7] Керамический проппант применяют для поддержания проводимости скважин с высоким напряжением смыкания. Обычно чем выше содержание оксида алюминия (Al₂O₃), тем выше твердость и вязкость керамического проппанта, но и выше его удельная плотность. Если не применять жидкость для гидроразрыва с высокой вязкостью, высокая удельная плотность может привести к быстрому гравитационному оседанию проппанта, что затруднит транспортировку проппанта в трещину, особенно в местах, удаленных от ствола скважины. Также быстрое оседание в трещине приводит к отсутствию проппанта в верхней части трещины, что снижает продуктивность скважины. Чтобы транспортировать проппант с высокой удельной плотностью с жидкостью для гидроразрыва с низкой вязкостью, в жидкость можно добавлять волокна в качестве добавки. См., например, патент США № 8 657 002, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки. Чтобы эффективно применять волокно для транспортировки проппанта, следует учитывать, что может существовать сила взаимодействия между волокном и проппантом.

[8] Для применений гидроразрыва были предложены другие формы проппанта. См., например, патенты/заявки США №№ 2011/0180259; 8 562 900; 2016/0115375; 8 562 900; патенты США №№ 4 060 497; 5 500 162; 6 197 073; и 2006/0016598. См. также одновременно находящиеся на рассмотрении заявки на патент США №№ 2017/0145298 и 2017/0198191, полное содержание каждой из которых включено в настоящий документ посредством ссылки.

[9] Несмотря на достижения в технологии применения проппанта, по-прежнему существует потребность в эффективной интенсификации стволов скважин с одновременным предотвращением загрязнения ствола скважины проппантом, закачиваемым в пласт.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[10] Нижеследующее описание представляет собой общую сущность некоторых аспектов изобретения, чтобы обеспечить базовое понимание настоящего изобретения. В данном описании сущности изобретения представлен выбор концепций, которые далее описываются ниже в подробном описании. Настоящая сущность изобретения не является обширным обзором изобретения и не предназначена для определения ключевых или критически важных элементов или для обозначения объема формулы изобретения. Настоящая сущность изобретения также не предназначена для определения оптимальных признаков заявленного объекта изобретения и не предназначена для применения в качестве помощи в ограничении объема заявленного объекта изобретения. Нижеследующая сущность изобретения просто представляет некоторые концепции настоящего изобретения в общей форме в качестве вводной части для более подробного описания, изложенного ниже.

[11] Один аспект настоящего изобретения представляет собой способ обработки части ствола скважины. Способ включает введение первой жидкости для обработки в дальнюю зону ствола скважины подземного пласта, причем первая жидкость для обработки содержит первый проппант; введение второй жидкости для обработки в прискважинную зону подземного пласта, причем вторая жидкость для обработки содержит второй проппант, причем второй проппант отличается от первого проппанта; и снижение обратной промывки первого проппанта в ствол скважины при одновременном обеспечении прохождения жидкости в ствол скважины путем образования барьера прискважинной зоны, содержащего второй проппант.

[12] Барьер прискважинной зоны образуется, когда второй проппант размещают и взаимно соединяют в прискважинной зоне подземного пласта, причем барьер прискважинной зоны содержит затворы между взаимно соединенным вторым проппантом, причем размер затвора меньше среднего размера первого проппанта. Барьер прискважинной зоны может иметь проницаемость для жидкости от 0,001 до 1×10^-5 см². Барьер прискважинной зоны может снижать количество обратной промывки первого проппанта на 1-100%. Дальняя зона ствола скважины подземного пласта может проходить в среднем на 10-300 метров от отверстия ствола скважины. Прискважинная зона подземного пласта может проходить в среднем на 0-10 метров от отверстия ствола скважины. Первый проппант может иметь средний размер частиц от 0,1 мм до 5 мм. Первый проппант может иметь сферическую форму частиц с округлостью и сферичностью более 0,7 мм и средним диаметром от 0,2 мм до 5 мм. Концентрация первого проппанта может составлять от около 0,01%мас. до около 80%мас. первой жидкости для обработки.

[13] Второй проппант имеет среднюю длину частиц от 2 мм до 10 мм, среднюю ширину частиц от 0,2 мм до 1,5 мм и среднее отношение длины к ширине частиц от 2:1 до 10:1. Второй проппант может иметь форму поперечного сечения, выбранную из группы, состоящей из формы треугольника, двухстержневой формы, формы трилистника, формы четырехлистника, формы звезды и формы пятиугольника. Вторая жидкость для обработки может содержать второй проппант и третий проппант, причем второй проппант составляет по меньшей мере 100 граммов и до 30 массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки. Вторая жидкость для обработки может содержать второй проппант в концентрации от 100 до 2 400 граммов на литр. Первая жидкость для обработки может быть введена как часть первой группы жидкости для обработки, причем первая группа жидкости для обработки содержит от 1 до 4 проппантов в различных жидкостях.

[14] Другой аспект настоящего изобретения представляет собой барьер прискважинной зоны, образованный в соответствии с любым из способов, описанных в предыдущем абзаце.

[15] Еще один аспект настоящего изобретения представляет собой способ образования барьеров прискважинной зоны, причем способ включает введение первого проппанта в дальний подземный пласт; введение второго проппанта в близлежащий подземный пласт; и образование барьера близлежащего подземного пласта, когда второй проппант размещают и взаимно соединяют в зоне близлежащего подземного пласта, причем барьер близлежащего подземного пласта содержит затворы между взаимно соединенным вторым проппантом, причем размер затвора меньше среднего размера первого проппант, и барьер близлежащего подземного пласта обеспечивает прохождение жидкости и снижение обратной промывки первого проппанта.

[16] Хотя предшествующее описание приведено в настоящем документе со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты осуществления, оно не предназначено для ограничения раскрытыми в настоящем документе подробностями; скорее, оно распространяется на все функционально эквивалентные структуры, способы и применения, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[17] Для простоты и ясности иллюстрации в графических материалах и/или на фигурах проиллюстрирован общий механизм раскрытого в настоящем документе способа и его компонентов. Описание и подробности хорошо известных признаков и методов могут быть опущены, чтобы избежать излишнего затруднения понимания настоящего изобретения.

[18] Для детального понимания настоящего изобретения должны быть приведены ссылки на следующее подробное описание нескольких аспектов, рассматриваемых совместно с прилагаемыми графическими материалами, в которых одинаковые элементы обозначены одинаковыми ссылочными позициями и на которых представлено следующее.

[19] На фиг. 1 проиллюстрировано распределение содержащей проппант жидкости для гидроразрыва (суспензии) и продавочной жидкости (воды) в конце процесса продавки в пласт.

[20] На фиг. 2 представлен схематический вид части ствола скважины, на котором барьер прискважинной зоны образован в прискважинной зоне подземного пласта между стволом скважины и дальней зоной ствола скважины.

[21] На фиг. 3 представлен схематический вид барьера прискважинной зоны, на котором барьер прискважинной зоны содержит затворы, причем средний размер затворов меньше среднего размера проппанта, так что обратная промывка проппанта в ствол скважины снижается, в то время как прохождение жидкостей разрешено.

[22] На фиг. 4.1 представлен схематический вид различных поперечных сечений проппанта.

[23] На фиг. 4.2 представлен схематический вид частиц, применяемых для лабораторных испытаний сил трения, возникающих при моделируемом вытеснении.

[24] На фиг. 5 проиллюстрирована кривизна проппанта.

[25]

[26] На фиг. 6 представлена блок-схема способа обработки части ствола скважины.

[27] На фиг. 7.1 представлен схематический вид улучшенных взаимодействий между проппантом или твердой добавкой и трещиной гидроразрыва в прискважинной зоне.

[28] На фиг. 7.2 представлен схематический вид измерения силы трения (f) между частицами и стенкой трубы, когда к частицам прилагаются силы размещения (F).

[29] На фиг. 8 представлен график силы трения (F) в зависимости от массы (W) частиц, включающих трилистник 418, стержень 416, сплюснутую форму 414 и сферу 412.

[30] На фиг. 9 представлен график анализа распределения частиц по размерам для обычного керамического проппанта 20/40 меш и твердой добавки со стержнеобразными частицами с трехлистным поперечным сечением до и после испытания на раздавливание при 10 000 фунтов/кв. дюйм (68,9 МПа).

[31] На фиг. 10 представлен график зависимости между объемной долей твердого вещества (SVF - англ.: solid volume fraction) и концентрацией проппанта (фунтов на добавленный галлон (PPA - англ.: pounds per gallon added)).

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[32] Вначале следует отметить, что при разработке любых фактических вариантов осуществления могут быть приняты многочисленные решения в зависимости от варианта осуществления, для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие связанным с системой и деловой активностью ограничениям, которые могут варьироваться в зависимости от варианта реализации. Кроме того, следует понимать, что такие усилия по разработке могут быть сложными и длительными, но, тем не менее, будут обычным делом для специалиста в данной области техники, пользующегося преимуществом настоящего изобретения.

[33] Перед описанием настоящих способов следует понимать, что настоящее изобретение не ограничивается конкретным описанным способом или устройством, поскольку таковые могут варьироваться. Специалист в данной области техники должен понимать, что терминология, применяемая в настоящем документе, предназначена только для описания возможных аспектов, вариантов осуществления и/или реализаций и не предназначена для ограничения объема настоящего изобретения, которое будет ограничено только прилагаемой формулой изобретения.

[34] Описание и примеры представлены исключительно с целью иллюстрации некоторых вариантов осуществления и не должны толковаться в контексте ограничения объема и применимости. В разделах «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» каждое числовое значение следует рассматривать как модифицированное термином «около» (кроме случаев, когда оно уже в явной форме модифицировано таким образом), а затем рассматривать как не модифицированное таким образом, если из контекста не следует иное. Кроме того, при прочтении разделов «Сущность изобретения» и «Подробное описание изобретения» следует понимать, что под диапазоном концентраций, перечисленным или описанным как применимый, подходящий и т.п., подразумевается любая и каждая концентрация в пределах указанного диапазона, включая крайние значения. Например, «диапазон от 1 до 10» следует воспринимать как описывающий все без исключения возможные числа в континууме от около 1 до около 10. Таким образом, даже если определенные значения в пределах диапазона, или ни одно из значений в пределах диапазона, в явном виде указаны или обозначены несколькими конкретными значениями, следует понимать, что авторы изобретения подразумевают и понимают под этим, что любые и все значения в пределах диапазона следует рассматривать как указанные, и что авторы настоящего изобретения имеют в виду весь диапазон и все значения в пределах этого диапазона, раскрытые и обеспеченные во всем диапазоне и всех значениях в пределах диапазона.

[35] Следующие определения предоставлены для того, чтобы помочь специалистам в данной области техники понять подробное описание.

Определения

[36] Термин «обработка» или «обрабатывать» относится к любой подземной операции, в которой применяют жидкость в сочетании с желаемой функцией и/или желаемой целью. Термин «обработка» или «обрабатывать» не подразумевает какое-либо конкретное действие жидкости.

[37] Используемый в настоящем документе термин «жидкость для обработки» относится к любой перекачиваемой и/или текучей жидкости, применяемой в подземных операциях в сочетании с желаемой функцией и/или желаемой целью. В некоторых примерах перекачиваемая и/или текучая жидкость для обработки может иметь любую подходящую вязкость, например вязкость от около 1 сП до около 10 000 сП (от 0,001 Па*с до 10 Па*с), например от около 10 сП до около 1 000 сП (от 0,01 Па*с до 1 Па*с) или от около 10 сП до около 100 сП (от 0,01 Па*с до 0,1 Па*с) при температуре обработки, которая может варьироваться от температуры на поверхности до статической температуры (в коллекторе) в забое скважины, например, от около 0 °C до около 200 °C, или от около 10 °C до около 120 °C, или от около 25 °C до около 100 °C, и скорость сдвига (для определения скорости сдвига см., например, публикацию Introduction to Rheology, Barnes, H.; Hutton, J.F; Walters, K. Elsevier, 1989, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки) в диапазоне от около 1 с^-1 до около 1 000 с, например скорость сдвига в диапазоне от около 100 с^-1 до около 1 000 с^-1, или скорость сдвига в диапазоне от около 50 с^-1 до около 500 с^-1, как измерено обычными способами, например, описанными в учебниках по реологии, включая, например, Rheology: Principles, Measurements and Applications, Macosko, C. W., VCH Publishers, Inc. 1994, полное содержание которого включено в настоящий документ посредством ссылки.

[38] Термин «гидроразрыв» относится к процессу и способам разрушения геологического пласта и образования трещины, т. е. горной породы вокруг ствола скважины, путем закачки жидкости при очень высоких давлениях (давлении выше определенного давления смыкания пласта), чтобы увеличить темпы добычи из углеводородного коллектора. В других способах гидроразрыва применяют обычные методы, известные в данной области техники.

[39] Термин «твердая частица» или «частица» относится к твердому трехмерному объекту с максимальным размером значительно меньше 1 метра. В настоящем документе «размер» объекта относится к расстоянию между двумя произвольными параллельными плоскостями, каждая из которых касается поверхности объекта в по меньшей мере одной точке. Максимальный размер относится к самому большому расстоянию, существующему для объекта, между любыми двумя параллельными плоскостями, а минимальный размер относится к наименьшему расстоянию, существующему для объекта, между любыми двумя параллельными плоскостями.

[40] Следует понимать, что применяемые в настоящем документе термины «первый», «второй», «третий» и т.д. являются произвольно назначенными обозначениями и предназначены просто для различения двух или более типов объекта, действия и т.д., в зависимости от обстоятельств, и не указывают на какую-либо конкретную ориентацию или последовательность. Кроме того, следует понимать, что простое применение термина «первый» не требует наличия какого-либо «второго», а простое применение термина «второй» не требует наличия какого-либо «первого» или «третьего» и т.д.

[41] Также следует понимать, что в контексте настоящего документа и прилагаемой формулы изобретения формы единственного числа могут включать формы множественного числа, если из контекста явно не следует иное. Таким образом, например, ссылка на «жидкость для обработки» может относиться к одной или нескольким жидкостям для обработки, а ссылка на «способ обработки» включает ссылку на эквивалентные признаки и способы, известные специалистам в данной области техники, и т.д.

[42] Настоящее изобретение не ограничивается в своем применении деталями конструкции и расположением компонентов, изложенными в нижеследующем описании или проиллюстрированными в графических материалах. Изобретение допускает другие варианты осуществления, реализации или аспекты и может применяться на практике или выполняться различными способами. Кроме того, применение терминов «включающий», «содержащий», «имеющий», «привлекающий», «состоящий» и их измененных вариантов включает элементы, перечисляемые после них, и их эквиваленты, а также дополнительные элементы.

[43] В контексте настоящего документа термины «стержнеобразная частица», «стержнеобразные частицы», «удерживающий проппант», «продолговатый проппант» и «удлиненный проппант» относятся к частице(-ам), имеющей(-им) такое геометрическое поперечное сечение и размеры, при которых длина частицы (частиц) больше ширины поперечного сечения частицы (частиц). Отношение длины к ширине/диаметру может составлять, например, по меньшей мере 2:1. Геометрическая форма поперечного сечения может быть по существу круглой, а стержнеобразная частица имеет длину, превышающую диаметр поперечного сечения частицы. Стержнеобразные частицы не ограничены круглой геометрической формой поперечного сечения, и могут применяться другие формы поперечного сечения, такие как треугольная или прямоугольная. Кроме того, стержнеобразная частица может быть по существу прямой по длине частицы, или частица может иметь некоторую степень кривизны по длине частицы. В данном случае кривизна относится к стержнеобразной частице, имеющей некоторый изгиб, так что главная ось вдоль средней линии стержнеобразной частицы не является прямой.

[44] Термин «средний размер» относится к среднему размеру твердых веществ в группе твердых веществ каждого типа. В каждой группе j частиц или хлопьев средний размер может быть рассчитан как массово-взвешенное значение.

где N - количество частиц или хлопьев в группе,, (i=1…N) - размеры отдельных частиц или хлопьев; mi (i=1…N) - массы отдельных частиц или хлопьев.

[45] На фиг. 1-3 представлены примеры буровых площадок, на которых может быть реализован способ обработки части ствола скважины для снижения обратной промывки проппанта. Согласно способу вводят композиции, состоящие из смесей частиц или смесей проппантов. Способ может включать введение первой жидкости для обработки или жидкости для интенсификации, причем первая жидкость для обработки включает первый проппант или первую смесь проппантов более чем одного типа или размера, которая содержит первый проппант. Первая жидкость для обработки может быть введена в составе первой группы жидкостей для обработки. Первая группа жидкостей для обработки может содержать 1-4 различных проппанта в 1-4 различных жидкостях.

[46] Первый проппант может иметь такие размеры и форму, чтобы проходить в дальнюю зону ствола скважины подземного пласта. Способ может включать введение первой жидкости для обработки, что может привести к заклиниванию, застреванию или закреплению первого проппанта или первой смеси проппантов, которая содержит первый проппант, в пустоты дальней зоны ствола скважины подземного пласта. Такие пустоты могут представлять собой перфорационный туннель, трещину гидроразрыва или канал червоточины. Введение первой жидкости для обработки может быть однократным или многократным действием, если желательно интенсифицировать добычу подземных флюидов.

[47] Как схематично изображено на фиг. 1, одна проблема, с которой сталкиваются во время операции 100 гидроразрыва пласта, заключается в том, что гидравлическое давление, применяемое в стволе 102 скважины для осуществления гидроразрыва в подземном пласте и внедрения проппанта в дальней зоне ствола скважины подземного пласта, может быть настолько высоким, что давление толкает проппант 104 для обработки и гидроразрывасодержащий проппант, или смесь проппантов из прискважинных зон в дальние зоны ствола скважины, оставляя зоны, заполненные продавочной жидкостью (водой) 106. Это явление иногда называют «перепродавкой» или «закачиванием продавочной жидкости». Этот недостаток проппанта в прискважинной зоне может привести к смыканию трещин или пустот в прискважинной зоне после снижения давления интенсификации до или во время добычи. По мере смыкания трещин или пустот в прискважинной зоне добыча подземных жидкостей может быть снижена из-за закупоривания или сужения пустот в прискважинной зоне. Это закупоривание прискважинной зоны может снизить проницаемость прохождения в прискважинной зоне подземных жидкостей из подвергнутой интенсификации зоны дальней зоны ствола скважины, даже когда дальнюю зону ствола скважины и дальше подвергают интенсификации с помощью проппантов, все еще находящихся на месте.

[48] Кроме того, как изображено в правой части фиг. 3, еще одна проблема заключается в том, что после снижения давления гидроразрыва проппант может вытесняться из дальней зоны ствола скважины, подвергаясь обратной промывке или повторному попаданию в ствол скважины. «Обратная промывка» относится к обратному притоку проппанта в ствол скважины. Указанная обратная промывка может снизить добычу подземных жидкостей из дальних зон ствола скважины, поскольку однажды поддерживаемые пустоты смыкаются из-за поглощения проппанта. Указанная обратная промывка также может возвращать проппанты в ствол скважины во время добычи, что может привести к повреждению или износу дорогостоящего оборудования.

[49] Было обнаружено, что введение более объемного проппанта может снизить или уменьшить это закупоривание прискважинной зоны путем заклинивания или закрепления в прискважинной зоне. Однако также было обнаружено, что если более объемный проппант вводят перед менее объемным проппантом, то более объемный проппант может блокировать попадание менее объемного проппанта в дальнюю зону ствола скважины, что может привести к безуспешной интенсификации дальней зоны ствола скважины. Кроме того, если более объемный проппант занимает слишком много пустого порового пространства, то добыча или прохождение подземной жидкости может быть снижено до непрактичных уровней из-за потери проницаемости.

[50] Как схематически изображено в нижней части 324 на фиг. 3, было обнаружено, что второй проппант или удерживающий проппант может быть выполнен с возможностью изменения формы проппанта при одновременном увеличении длины и соотношения размеров проппанта, так что проппант способен и/или с большей вероятностью может быть размещен в пустотах или трещинах прискважинной зоны подземного пласта. Также было обнаружено, что размеры и форма проппанта могут быть уменьшены по таким направлениям, как ширина или поперечное сечение, чтобы снизить внутренний объем проппанта при сохранении прочности проппанта. Эта увеличенная длина и уменьшенный внутренний объем могут обеспечить размещение этих удерживающих проппантов и удерживание ими от смыкания более крупных пустот в прискважинной зоне, чтобы обеспечить достаточную проницаемость при одновременном уменьшении или устранении проблемы вымывания прискважинной зоны.

[51] На фиг. 3 более детально схематично показаны различные стадии по длине ствола 300 скважины, причем стадии операций в стволе скважины относятся к гидроразрыву и расклиниванию. На предыдущей стадии 302 проппант 304 для интенсификации может быть введен через перфорационное отверстие 312 и через призабойную зону 310 ствола скважины в дальнюю зону 306 ствола скважины подземного пласта 308, оставляя призабойную зону 310 ствола скважины без проппанта из-за перепродавки. После снижения давления, как показано на стадии 314, проппант 304 для интенсификации будет промываться в обратном направлении или обратно течь в перфорационное отверстие 312 и ствол 300 скважины. Однако в примере стадии 324 гидроразрыва в стволе скважины (с развернутым видом 316) удерживающий проппант 318 может быть введен в дальнюю зону 306 ствола скважины. Затем удерживающий проппант 318 может быть введен в призабойную зону 310 ствола скважины. Как изображено на развернутом виде 316, удерживающий проппант 318 образует сеть 320 в прискважинной зоне, имеющую затвор 322, причем размеры затвора меньше, чем размеры проппанта 304 для интенсификации, что снижает или устраняет обратную промывку или обратный поток проппанта для интенсификации в ствол скважины.

[52] Как показано на фиг. 2, в более обширном виде способа, способ может представлять собой часть операции 200 гидроразрыва пласта. В одном варианте осуществления ствол 202 скважины имеет прискважинную зону, которая заключена в цементную оболочку 204. Перед гидроразрывом стадии перфорационный инструмент 206 может быть введен в ствол скважины для образования перфорационных отверстий 214 в стороны из ствола скважины, соединяющих ствол 202 скважины с подземным пластом 224. Стадия 212, подвергающаяся гидроразрыву 210, может быть изолирована от остальной части ствола скважины с помощью сепараторов 208 стадий. Эксплуатационный модуль 226 может быть соединен с насосом 228, а насос соединен с первым резервуаром 230, содержащим первый проппант (P1), вторым резервуаром 232, содержащим второй проппант (P2), и третьим резервуаром 234, содержащим третий проппант (P3).

[53] Насос также может быть соединен с контроллером 236. Контроллер может обеспечивать отображение процесса 238 гидроразрыва в режиме реального времени. Как представлено на отображении 238, может быть введена удерживающая жидкость (Rf), и продукты Prd1, Prd2 и Prd3 могут закачиваться последовательно.

[54] В одном примере первый и третий проппанты могут представлять собой проппанты для интенсификации. Второй проппант может представлять собой удерживающий проппант. На стадии 210 разрыва первый проппант или проппант 222 для интенсификации может быть введен через перфорационное отверстие 214 в дальнюю зону 218 ствола скважины подземного пласта 224. Затем второй проппант или удерживающий проппант 220 вводят в призабойную зону 216 с образованием сети 240 в прискважинной зоне.

[55] Более того, было обнаружено, что могут быть созданы определенные размеры и формы второго проппанта или удерживающего проппанта, которые имеют тенденцию располагаться с образованием барьеров прискважинной зоны в форме сети или переплетения удерживающего проппанта, которые могут напоминать трехмерное скопление. Также было обнаружено, что образованный барьер прискважинной зоны имеет затворы, как показано на увеличенном виде 316 на фиг. 3, причем затворы имеют размер, самое длинное отверстие или пролет, которые могут быть меньше среднего размера первого проппанта или проппанта для интенсификации. Барьер прискважинной зоны может снизить или исключить обратную промывку проппанта для интенсификации, поскольку отверстия затвора меньше, чем размер проппанта для интенсификации, при этом все еще обеспечивая прохождение или поток подземных жидкостей сквозь барьер прискважинной зоны.

[56] Прискважинная зона подземного пласта представляет собой объем, часть или зону подземного пласта, которая проходит наружу на 0-10 метров от поверхности ствола скважины, включая 0,1-3 метра наружу. Дальняя зона ствола скважины может представлять собой объем или часть подземного пласта, которая проходит наружу на 3-300 метров от поверхности ствола скважины, или 10-300 метров наружу, или 10-200 метров от поверхности ствола скважины.

[57] На фиг. 4.1, 4.2 и 5 показаны примеры геометрических форм проппанта. Как показано на фиг. 4.1, проппант может иметь различные формы поперечного сечения, включая форму 402 треугольника, двухстержневую форму 404, форму 406 трилистника, форму 408 четырехлистника, форму 410 звезды и форму 412 пятиугольника. Как показано на фиг. 4.2, проппант может иметь различные геометрические формы, такие как сфера 412, сплюснутая форма 414, стержень 416 и форма 418 трилистника.

[58] Как показано на фиг. 5, проппант необязательно может иметь кривизну. Кривизна может быть обозначена как α, которая больше, чем D (α > D), где D - ширина стержнеобразной частицы на одном конце, от первой краевой точки до второй краевой точки, а α - общая ширина на противоположном конце частицы, измеренная от общего края с одним концом до самого дальнего края от общего края на противоположном конце.

[59] На фиг. 6 показан пример способа 600, который можно применять на прискважинных участках 100, 200 для предотвращения обратной промывки проппанта в ствол 102, 202 скважины. Как показано на фиг. 6, в примере способа выполнение способа 600 обычно начинается с бурения ствола скважины в подземном пласте, содержащем подземную жидкость 602. Ствол скважины перфорируют 604 перед осуществлением гидроразрыва пласта. Проппант для интенсификации может быть введен через перфорационные отверстия в дальнюю зону 606 ствола скважины. Способ может включать повторное введение проппанта для интенсификации через перфорационные отверстия в дальнюю зону 614 ствола скважины при необходимости для интенсификации и удерживания подземного пласта от смыкания. Гидроразрыв стадии можно контролировать и направлять с помощью контроллера.

[60] Как только будет обнаружено, что стадия подверглась достаточной интенсификации, контроллер может дать команду насосу ввести удерживающую жидкость или вторую жидкость для обработки в призабойную зону скважины подземного пласта 608. Способ может включать образование сети в прискважинной зоне в виде продолговатой залежи проппанта и взаимного соединения в прискважинной зоне подземного участка на этапе 610. В одном аспекте способ может включать уменьшение количества обратной промывки проппанта для интенсификации из дальней зоны 612 ствола скважины. Способ может включать 616 повторное выполнение процесса, включая процедуры 606-612 для дополнительных стадий. Второй проппант представляет собой «завершающий» проппант, и введение второй жидкости для обработки, содержащей второй проппант, является последним введением жидкости для обработки, содержащей проппант, в ствол скважины до добычи подземной жидкости и/или заканчивания стадии и/или ствола скважины. Второй проппант может представлять собой завершающий проппант, и его добавляют на заключительной стадии введения проппанта для обработки в рамках многостадийного гидроразрыва.

[61] Способ 606 введения первой жидкости для обработки в дальнюю зону ствола скважины подземного пласта включает введение первой жидкости для обработки, содержащей первый проппант, иногда называемый проппантом для интенсификации. Первая жидкость для обработки может содержать первый проппант или смесь проппантов, которая содержит первый проппант. Первая жидкость для обработки может также содержать жидкость-носитель, увеличитель вязкости и/или волокно. Первый проппант может иметь сферическую форму с округлостью и сферичностью более 0,7, в том числе от 0,7 до 1,0, в том числе от 0,8 до 0,95, в соответствии с действующим промышленным стандартом; и средний диаметр от 0,2 мм до 5 мм, в том числе от 0,3 мм до 4 мм, в том числе от 1 мм до 3 мм. Первый проппант может иметь средний диаметр от 0,2 мм до 5 мм, в том числе от 0,3 мм до 4 мм, в том числе от 1 мм до 3 мм. Первый проппант или проппант для интенсификации может задерживать и интенсифицировать добычу в дальней зоне ствола скважины подземного пласта.

[62] Первый проппант или первая смесь проппантов может содержаться в первой жидкости для обработки в концентрации от около 0,01%мас. до около 80%мас. первой жидкости для обработки, включая концентрацию в диапазоне от около 0,1%мас. до около 25%мас. жидкости для обработки или концентрацию в диапазоне от около 1%мас. до около 10%мас. жидкости для обработки.

[63] Способ 608 введения второй жидкости для обработки в прискважинную зону подземного пласта включает введение второй жидкости для обработки, содержащей второй проппант. Вторая жидкость для обработки может содержать второй проппант или вторую смесь проппантов, которая содержит второй проппант. Первая и вторая жидкости для обработки могут быть разными, но могут иметь один или более общих компонентов. В одном примере первый проппант и второй проппант могут быть разными, но могут иметь одно или более общих свойств, материалов или размеров, при условии, что они различаются по меньшей мере одной формой или размером. Вторая жидкость для обработки может также включать жидкость-носитель, увеличитель вязкости и/или волокно. Второй проппант имеет продолговатую или цилиндрическую форму. Второй проппант может иметь длину от 2 мм до 10 мм, в том числе от 2 мм до 8 мм, в том числе от 3 мм до 7 мм. Второй проппант имеет среднюю ширину от 0,2 мм до 1,5 мм, в том числе от 0,3 мм до 1,2 мм, в том числе от 0,5 мм до 1 мм. Второй проппант может иметь среднее отношение длины к ширине от 2:1 до 10:1, в том числе от 2,5:8, в том числе от 3:7. Второй проппант может иметь поперечное сечение формы, выбранной из группы, состоящей из формы 402 треугольника, двухстержневой формы 404, формы 406 трилистника, формы 408 четырехлистника, формы 410 звезды и формы 412 пятиугольника, как показано на фиг. 4.1.

[64] Вторая жидкость для обработки содержит от 100 до 2 400 граммов на литр второго проппанта, в том числе от 150 до 2 200 граммов на литр, в том числе от 200 до 2 000 граммов на литр второго проппанта. Вторая жидкость для обработки может содержать вторую смесь проппантов, включая по меньшей мере второй проппант и третий проппант. Вторая жидкость для обработки может содержать четвертый, пятый, шестой и т.д. проппант. Третий проппант может быть таким же, как первый или второй проппант, или отличаться от него. Вторая жидкость для обработки пластов может содержать второй проппант и третий проппант, причем второй проппант составляет по меньшей мере 100 граммов и до 30 массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки, в том числе по меньшей мере 120 граммов и до 25 массовых процентов, в том числе от 3 до 20 массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки. Вторая жидкость для обработки может содержать второй проппант и третий проппант, причем второй проппант составляет от 0,1 до 30 массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки, в том числе от 1 до 25 массовых процентов, и в том числе от 3 до 20 процентов. массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки.

[65] Способ 612 снижения обратной промывки включает снижение промывки в обратном направлении первого проппанта или первой смеси проппантов из дальней зоны ствола скважины обратно в ствол скважины путем образования барьера прискважинной зоны. Барьер прискважинной зоны может представлять собой самосборную сеть или паутину, которая напоминает трехмерное скопление второго проппанта, когда второй проппант взаимно соединяется сам с собой и соединяется со сторонами полостей прискважинной зоны. Барьер прискважинной зоны может содержать затворы или отверстия в барьере прискважинной зоны, причем средний размер затвора или самый длинный пролет через отверстие затвора меньше среднего размера первого проппанта или по меньшей мере одного из проппантов, составляющих первую смесь проппантов. Конструкция барьера прискважинной зоны может способствовать поддержанию и укреплению полостей в прискважинной зоне подземного пласта. В одном варианте осуществления затворы, образованные в барьере прискважинной зоны, обеспечивают прохождение подземных жидкостей одновременно с выборочным исключением или уменьшением прохождения первого проппанта или по меньшей мере одного из проппантов из первой смеси проппантов.

[66] Барьер призабойной зоны скважины имеет проницаемость для жидкости от 0,001 до 1х10^-5 см², в том числе от 1×10^-3 до 1×10^-4 см². Способ может включать снижение количества или процентного содержания первого проппанта, который промывается в обратном направлении или возвращается в ствол скважины, что измеряется относительно базовой линии, измеренной до этого, без образования барьера прискважинной зоны. Снижение процентного содержания первого проппанта или первой смеси проппантов может составлять от около 1% до около 100%, в том числе от около 2% до около 80%, в том числе от около 5% до около 50%.

[67] Способ также может включать 610 образование сети в прискважинной зоне в подземном пласте, причем ствол скважины содержит обсадную колонну и по меньшей мере одно отверстие в обсадной колонне, причем отверстие имеет некоторый диаметр, причем способ дополнительно включает: обеспечение жидкости-подушки, содержащей проппант для интенсификации, причем проппант для интенсификации имеет размер и форму вещества для интенсификации; введение жидкости-подушки через ствол скважины в дальнюю зону ствола скважины подземного пласта; обеспечение удерживающей жидкости, содержащей продолговатый проппант, причем продолговатый проппант имеет продолговатый размер и продолговатую форму; введение удерживающей жидкости в прискважинную зону подземного пласта; образование сети в прискважинной зоне в качестве залежи продолговатого проппанта и взаимного соединения в прискважинной зоне подземного пласта, причем сеть в прискважинной зоне содержит затворы между взаимно соединенным продолговатым проппантом, причем размер затвора меньше размера для интенсификации проппанта для интенсификации и допускает прохождение углеводородов; и снижение количества проппанта для интенсификации, промывающего скважину в обратном направлении во время добычи подземной жидкости. При необходимости способ можно выполнять в различном порядке и осуществлять повторно.

[68] Более подробно, жидкость для обработки, включая первую и вторую жидкости для обработки, представляет собой частицы или смеси частиц в жидкости-носителе. Жидкость-носитель может представлять собой воду: пресную воду, пластовую воду, морскую воду. Другие неограничивающие примеры жидкостей-носителей включают гидратируемые гели (например, гуаровые смолы, полисахариды, ксантан, гидроксиэтилцеллюлозу и т.д.), сшитый гидратируемый гель, загущенную кислоту (например, на основе геля), эмульгированную кислоту (например, нефтяную внешнюю фазу), активированную жидкость (например, пену на основе N₂ или CO₂) и буровой раствор на нефтяной основе, содержащий гелеобразную, вспененную или иным образом загущенную нефть. Кроме того, жидкость-носитель может представлять собой рассол и/или может содержать рассол. Жидкость-носитель может включать соляную кислоту, плавиковую кислоту, бифторид аммония, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, молочную кислоту, гликолевую кислоту, малеиновую кислоту, винную кислоту, сульфаминовую кислоту, яблочную кислоту, лимонную кислоту, метилсульфаминовую кислоту, хлоруксусную кислоту, аминополикарбоновую кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, полиаминополикарбоновую кислоту и/или соль любой кислоты. В определенных применениях жидкость-носитель может включать полиаминополикарбоновую кислоту и представляет собой тринатрийгидроксилэтилэтилендиаминтриацетат, моноаммониевые соли гидроксилэтилэтилендиаминтриацетата и/или мононатриевые соли гидроксилэтилэтилендиаминтетраацетата.

[69] Выбор проппанта включает множество компромиссных решений, обусловленных экономическими и практическими факторами. Такие проппанты могут быть натуральными или синтетическими (включая, помимо прочего, стеклянные шарики, керамические шарики, песок, полимеры и бокситы), с покрытием или могут содержать химические вещества; причем в случае более одного их можно применять последовательно или в смесях разных размеров или разных материалов. Проппант может быть покрыт смолой (отверждаемой) или предварительно отвержденной смолой. Проппанты и гравий в одной и той же или разных скважинах или жидкостях для обработки могут быть из одного и того же материала и/или одного размера, и в настоящем изобретении термин «проппант» предназначен для включения гравия. Могут применять частицы неправильной формы. В международной заявке WO 2009/088317 описан способ гидроразрыва с применением суспензии проппанта, содержащей от 1 до 100 процентов жестких, малоэластичных и малодеформируемых удлиненных частиц. В заявке на патент США 2007/768393 описан проппант, который имеет форму по существу жестких, эластичных пластинчатых частиц, имеющих отношение максимального к минимальному размерам более около 5, причем проппант представляет собой по меньшей мере одно из следующего: образован из коррозионно-стойкого материала или на нем образован коррозионно-стойкий материал. Каждый из вышеперечисленных документов включен в настоящий документ посредством ссылки, так что их полное содержание включено в настоящий документ посредством ссылки.

[70] Проппант или частица(-ы) также могут иметь определенную форму (в настоящем документе обозначенную d в виде частиц определенной формы) для улучшения перекрывающей способности и стабильности барьера прискважинной зоны. Частицы определенной формы могут иметь форму стержня, цилиндра или трубки с поперечным сечением, например, в форме треугольника, двухстержневой форме, форме трилистника и четырехлистника. См. фиг. 4.1. Считается, что включение частиц определенной формы, таких как частицы, имеющие поперечное сечение в форме трилистника, может (1) повысить перекрывающую способность композиции благодаря повышенным силам трения между частицами и ограничивающей геометрической конфигурации перфорационных отверстий и пустот за обсадной колонной (2) повысить стабильность барьера благодаря повышенным силам трения и лучшему взаимодействию частиц с волокнами и (3) действовать как проппант в пустотах за обсадной колонной, склонных к смыканию.

[71] Частица(-ы) может (могут) быть выполнена(-ы) в виде разлагаемого материала. Неограничивающие примеры разлагаемых материалов, которые могут быть применены, включают определенные полимерные материалы, которые способны образовывать кислоты при разложении. Эти полимерные материалы могут в настоящем документе называться «предшественниками полимерных кислот». Эти материалы обычно являются твердыми при комнатной температуре. Материалы-предшественники полимерных кислот включают полимеры и олигомеры, которые гидролизуются или разлагаются в определенных химических средах при известных и контролируемых условиях температуры, времени и pH с высвобождением молекул органической кислоты, которые можно назвать «мономерными органическими кислотами». Применяемое в настоящем документе выражение «мономерная органическая кислота» или «мономерная кислота» может также включать димерную кислоту или кислоту с небольшим количеством связанных мономерных звеньев, которые действуют аналогично мономерной кислоте, состоящей из одного мономерного звена.

[72] Полимерные материалы могут включать полиэфиры, полученные путем полимеризации гидроксикарбоновых кислот, такие как алифатический сложный полиэфир молочной кислоты, называемый полимолочной кислотой; гликолевая кислота, называемая полигликолевой кислотой; 3-гидроксимасляная кислота, называемая полигидроксибутиратом; 2-гидроксивалериановая кислота, называемая полигидроксивалериановой кислотой; эпсилон-капролактон, называемый полипсилон-капролактоном или полипролактоном; полиэфиры, полученные путем эстерификации гидроксиламинокислот, такие как серин, треонин и тирозин; и сополимеры, полученные из смесей мономеров, перечисленных выше. Описанные выше сложные гомополиэфиры имеют следующую общую структуру:

где R₁, R₂, R₃, R₄ представляют собой либо H, линейный алкил, такой как CH₃, CH₂CH₃ (CH₂)_nCH₃, разветвленный алкил, арил, алкиларил, функциональную алкильную группу (несущую группы карбоновой кислоты, аминогруппы, гидроксильные группы, тиольные группы или другие группы), либо функциональную арильную группу (несущую группы карбоновых кислот, аминогруппы, гидроксильные группы, тиольные группы или другие группы); x представляет собой целое число от 1 до 11; y - целое число от 0 до 10; а z - целое число от 2 до 50 000.

[73] В соответствующих условиях (pH, температура, содержание воды) сложные полиэфиры, подобные описанным в настоящем документе, могут гидролизоваться и разлагаться с образованием гидроксикарбоновой кислоты и соединений, которые относятся к тем кислотам, которые упоминались выше как «мономерные кислоты».

[74] Одним из примеров подходящего предшественника полимерной кислоты, как упомянуто выше, является полимер молочной кислоты, иногда называемый полимолочной кислотой, «PLA», полилактатом или полилактидом. Молочная кислота представляет собой хиральную молекулу и имеет два оптических изомера. Они представляют собой D-молочную кислоту и L-молочную кислоту. Формы поли(L-молочной кислоты) и поли(D-молочной кислоты) имеют по существу кристаллическую природу. Полимеризация смеси L- и D-молочных кислот до поли(DL-молочной кислоты) приводит к образованию полимера, который является более аморфным по своей природе. Полимеры, описанные в настоящем документе, являются по существу линейными. Степень полимеризации линейной полимолочной кислоты может варьироваться от нескольких звеньев (2-10 звеньев) (олигомеров) до нескольких тысяч (например, 2 000-5 000). Также могут быть применены циклические структуры. Степень полимеризации этих циклических структур может быть меньше, чем у линейных полимеров. Эти циклические структуры могут включать циклические димеры.

[75] Другим примером является полимер гликолевой кислоты (гидроксиуксусной кислоты), также известный как полигликолевая кислота (PGA) или полигликолид. Другие материалы, подходящие в качестве предшественников полимерных кислот, представляют собой все полимеры гликолевой кислоты с самой собой или с другими группами, содержащими гидроксикислоту, описанные в патентах США №№ 4 848 467; 4 957 165; и 4 986 355, полное содержание которых включено в настоящий документ посредством ссылки.

[76] Как полимолочную кислоту, так и полигликолевую кислоту можно применять в качестве гомополимеров, которые могут содержать менее около 0,1%мас. других сомономеров. Используемый в отношении полимолочной кислоты термин «гомополимер(ы)» подразумевает включение полимеров D-молочной кислоты, L-молочной кислоты и/или смесей или сополимеров чистой D-молочной кислоты и чистой L-молочной кислоты. Кроме того, можно применять статистические сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислоты и блок-сополимеры полимолочной кислоты и полигликолевой кислоты. Также можно применять комбинации описанных гомополимеров и/или описанных выше сополимеров.

[77] Другими примерами сложных полиэфиров гидроксикарбоновых кислот, которые можно применять в качестве предшественников полимерных кислот, являются полимеры гидроксивалериановой кислоты (полигидроксивалериат), гидроксимасляная кислота (полигидроксибутират) и их сополимеры с другими гидроксикарбоновыми кислотами. Сложные полиэфиры, полученные в результате полимеризации лактонов с раскрытием кольца, такие как эпсилонкапролактон (полипсилонкапролактон) или сополимеры гидроксикислот и лактонов, также могут быть применены в качестве предшественников полимерных кислот.

[78] Сложные полиэфиры, полученные путем эстерификации других гидроксилсодержащих кислотосодержащих мономеров, таких как гидроксиаминокислоты, могут быть применены в качестве предшественников полимерных кислот. Встречающиеся в природе аминокислоты представляют собой L-аминокислоты. Среди 20 наиболее распространенных аминокислот три, содержащие гидроксильные группы, - это L-серин, L-треонин и L-тирозин. Эти аминокислоты могут быть полимеризованы с получением сложных полиэфиров при соответствующей температуре и с применением соответствующих катализаторов путем реакции их спирта и их группы карбоновой кислоты. D-аминокислоты менее распространены по своей природе, но их полимеры и сополимеры также могут применяться в качестве предшественников полимерных кислот.

[79] NatureWorks, LLC, Миннетонка, Миннесота, США, производит твердый димер циклической молочной кислоты, называемый «лактидом», и из него получают полимеры или полилактаты молочной кислоты с различными молекулярными массами и степенями кристалличности под общим торговым наименованием NATUREWORKS™ PLA. PLA, доступные в настоящее время от NatureWorks, LLC, имеют среднечисловую молекулярную массу (Mn) примерно до 100 000 и средневесовую молекулярную массу (Mw) примерно до 200 000, хотя можно применить любой полилактид (произведенный с помощью любого процесса любым производителем). Указанные вещества, доступные от NatureWorks, LLC, обычно имеют температуру плавления кристаллов от около 120 °C до около 170 °C, но доступны и другие вещества. Поли(d, l-лактид) с различной молекулярной массой также доступен в продаже от Bio-Invigor, Пекин и Тайвань. Кроме того, Bio-Invigor поставляет полигликолевую кислоту (также известную как полигликолид) и различные сополимеры молочной кислоты и гликолевой кислоты, часто называемые «полиглактином» или поли(лактид-согликолидом).

[80] Степень кристалличности можно контролировать с помощью способа производства гомополимеров и способа производства, а также соотношения и распределения лактида и гликолида для сополимеров. Кроме того, хиральность молочной кислоты также может влиять на кристалличность полимера. Полигликолид может быть выполнен в пористой форме. Некоторые полимеры перед гидролизом медленно растворяются в воде.

[81] Аморфные полимеры могут быть полезны в определенных областях применения. Примером доступного в продаже аморфного полимера является полимер NATUREWORKS™ 4060D PLA, доступный от NatureWorks, LLC, который представляет собой поли(DL-молочную кислоту) и содержит приблизительно 12%мас. D-молочной кислоты и имеет среднечисловую молекулярную массу (Mn) приблизительно 98 000 г/моль и средневесовую молекулярную массу (Mw) приблизительно 186 000 г/моль.

[82] Другие полимерные материалы, которые могут быть полезными, представляют собой сложные полиэфиры, полученные путем полимеризации производных поликарбоновых кислот, таких как производные дикарбоновых кислот, с полигидроксисодержащими соединениями, в частности дигидроксисодержащими соединениями. Производные поликарбоновой кислоты, которые могут быть применены, представляют собой такие дикарбоновые кислоты, как щавелевая кислота, пропандионовая кислота, малоновая кислота, фумаровая кислота, малеиновая кислота, янтарная кислота, глутаровая кислота, пентандиовая кислота, адипиновая кислота, фталевая кислота, изофталевая кислота, терфталевая кислота, аспарагиновая кислота или глутаминовая кислота; производные поликарбоновой кислоты, такие как лимонная кислота, сополимеры поли- и олигоакриловой кислоты и метакриловой кислоты; ангидриды дикарбоновых кислот, такие как ангидрид малеиновой кислоты, ангидрид янтарной кислоты, ангидрид пентандиовой кислоты, ангидрид адипиновой кислоты, ангидрид фталевой кислоты; галогениды дикарбоновых кислот, в первую очередь хлориды дикарбоновых кислот, такие как пропандиоацилхлорид, малонилхлорид, фумароилхлорид, малеилхлорид, сукцинилхлорид, глутароилхлорид, адипоилхлорид, фталоилхлорид. Подходящие полигидроксисодержащие соединения представляют собой такие дигидроксисоединения, как этиленгликоль, пропиленгликоль, 1,4-бутандиол, 1,5- пентандиол, 1,6-гександиол, гидрохинон, резорцин, бисфенолы, такие как бисфенолацетон (бисфенол A) или бисфенолформальдегид (бисфенол F); полиолы, такие как глицерин. Когда применяют как производное дикарбоновой кислоты, так и дигидроксисоединение, получают линейный сложный полиэфир. Следует понимать, что, когда применяют один тип дикабоксиловой кислоты и один тип дигидроксисоединения, получают линейный сложный гомополиэфир. Когда применяют несколько типов поликарбоновых кислот и/или полигидроксилсодержащий мономер, получают сложные сополиэфиры. Согласно кинетике Флори-Стокмайера, «функциональность» мономеров поликарбоновой кислоты (количество кислотных групп на молекулу мономера) и «функциональность» полигидроксисодержащих мономеров (количество гидроксильных групп на молекулу мономера) и их соответствующие концентрации будут определять конфигурацию полимера (линейная, разветвленная, звездообразная, слегка сшитая или полностью сшитая). Эти конфигурации могут быть гидролизованы или «разложены» до мономеров карбоновых кислот и, следовательно, могут рассматриваться как предшественники полимерных кислот. В качестве частного примера, без приведения исчерпывающего перечня любых возможных сложных полиэфирных структур, которые можно рассматривать, но лишь для того, чтобы указать общую структуру самого простого случая, который может иметь место, общая структура линейных сложных мопополиэфиров является следующей:

где R₁ и R₂ представляют собой линейные алкильные, разветвленные алкильные, арильные, алкиларильные группы; а z - целое число от 2 до 50 000. Другими примерами подходящих предшественников полимерных кислот являются сложные полиэфиры, полученные из производных фталевой кислоты, такие как полиэтилентерефталат (PET), полибутилентетерефталат (PBT), полиэтилененафталат (PEN) и т.п.

[83] В соответствующих условиях (pH, температура, содержание воды) сложные полиэфиры, подобные описанным в настоящем документе, могут «гидролизоваться» и «разлагаться» с образованием поликарбоновых кислот и полигидроксисоединений, независимо от того, из какого из производных поликарбоновой кислоты, перечисленных выше, синтезируется исходный сложный полиэфир. Соединения поликарбоновых кислот, которые образуются в процессе разложения полимера, также считаются мономерными кислотами.

[84] Другими примерами полимерных материалов, которые можно применять, являются материалы, полученные путем полимеризации производных сульфоновой кислоты с полигидроксисоединениями, такими как полисульфоны или производные фосфорной кислоты, с полигидроксисоединениями, такими как полифосфаты.

[85] Такой твердый материал-предшественник полимерной кислоты может подвергаться необратимому распаду в скважине на основные кислотные продукты. Как упоминается в настоящем документе, термин «необратимый» будет подразумевать, что твердый материал-предшественник полимерной кислоты, однажды распавшийся в скважине, не должен восстанавливаться в скважине, например, материал должен распадаться in situ, но не должен восстанавливаться in situ. Термин «распад» относится как к двум относительно крайним случаям гидролитической деградации, которым может подвергаться материал твердого предшественника полимерной кислоты, например, объемной эрозии и поверхностной эрозии, так и к любой стадии разложения между этими двумя состояниями. Это разложение может быть результатом, среди прочего, химической реакции. Скорость, с которой происходит химическая реакция, может зависеть, среди прочего, от добавленных химикатов, температуры и времени. Распад твердых материалов-предшественников полимерной кислоты может зависеть или может не зависеть, по меньшей мере частично, от ее структуры. Например, присутствие гидролизуемых и/или окисляемых связей в основной цепи часто дает материал, который будет распадаться, как описано в настоящем документе. Скорость распада таких полимеров зависит от таких факторов, как, помимо прочего, тип повторяющегося звена, состав, последовательность, длина, молекулярная геометрия, молекулярная масса, морфология (например, кристалличность, размер сферолитов и ориентация), гидрофильность, гидрофобность, площадь поверхности и добавки. На способ распада полимера также может влиять среда, воздействию которой подвергается полимер, например температура, присутствие влаги, кислорода, микроорганизмов, ферментов, pH и т.п.

[86] Некоторые подходящие примеры твердого материала-предшественника полимерной кислоты, который можно применять, включают, помимо прочего, примеры, описанные в публикации Advances in Polymer Science, Vol. 157, озаглавленной Degradable Aliphatic Polyesters, под редакцией A. C. Albertsson, страницы 1-138, полное содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Примеры сложных полиэфиров, которые можно применять, включают гомополимеры, статистические, блок-, привитые, а также звездообразные и гиперразветвленные алифатические сложные полиэфиры.

[87] Другой класс подходящего твердого материала-предшественника полимерной кислоты, который можно применять, включает полиамиды и полиимиды. Такие полимеры могут содержать гидролизуемые группы в основной цепи полимера, которые могут гидролизоваться в условиях, существующих в цементных растворах и в затвердевшей цементной матрице. Такие полимеры также могут образовывать побочные продукты, которые могут сорбироваться цементной матрицей. Соли кальция представляют собой неограничивающий пример таких побочных продуктов. Неограничивающие примеры подходящих полиамидов включают белки, полиаминокислоты, нейлон и поли(капролактам). Другой класс полимеров, которые могут быть подходящими для применения, включает полимеры, которые могут содержать гидролизуемые группы не в основной цепи полимера, а в виде боковых групп. Гидролиз боковых групп может приводить к образованию водорастворимого полимера и других побочных продуктов, которые могут сорбироваться цементной композицией. Неограничивающий пример такого полимера включает поливинилацетат, который при гидролизе образует водорастворимые соли поливинилового спирта и ацетата.

[88] Частица(-ы) или хлопья могут быть реализованы в виде материала, вступающего в реакцию с химическими агентами. Некоторыми примерами материалов, которые могут быть удалены путем вступления в реакцию с другими агентами, являются карбонаты, включая карбонаты кальция и магния и их смеси (вступающие в реакцию с кислотами и хелатами); кислоторастворимый цемент (способный вступать в реакцию с кислотами); сложные полиэфиры, включая сложные эфиры молочных гидроксикарбоновых кислот и их сополимеры (могут быть гидролизованы кислотами и основаниями); активные металлы, такие как магний, алюминий, цинк и их сплавы (способные вступать в реакцию с водой, кислотами и основаниями) и т.д. Частицы и хлопья также могут быть реализованы в виде материала, который ускоряет разрушение других компонентов образованного барьера. Некоторыми неограничивающими примерами этого является применение оксидов металлов (например, MgO) или оснований (например, Mg (OH)₂; Ca (OH)₂) или солей слабых кислот (например, CaCO₃) для ускорения гидролиза сложных полиэфиров, таких как полимолочные или полигликолевые кислоты.

[89] Частица(ы) или хлопья могут быть реализованы в виде плавкого материала. Примерами плавких материалов, которые могут плавиться в скважинных условиях являются: углеводороды с числом атомов углерода > 30; поликапролактоны; парафин и воски; карбоновые кислоты, такие как бензойная кислота и ее производные; и т.д. Могут быть применены частицы воска. Указанные частицы являются твердыми при температуре закачиваемой жидкости, и данная жидкость достаточно охлаждает пласт, так что частицы поступают в пласт и остаются твердыми. Водосодержащий воск обычно применяют в покрытиях для дерева; при технологической обработке древесины; переработке бумаги и картона; в защитных архитектурных и промышленных покрытиях; бумажных покрытиях; резине и пластмассах; чернилах; текстиле; керамике; и т.д. Их производят такие компании, как Hercules Incorporated, Уилмингтон, Делавэр, США, под торговым наименованием PARACOL^®, Michelman, Цинциннати, Огайо, США, под торговым наименование MICHEM^®, и ChemCor, Честер, Нью-Йорк, США. Особенно подходящие воски включают воски, которые обычно применяются на коммерческих автомойках. Помимо парафиновых восков, также могут применяться другие воски, такие как полиэтилены и полипропилены.

[90] Частица(-ы) или хлопья могут быть реализованы в виде водорастворимого материала или углеводородорастворимого материала. Перечень материалов, которые можно применять для растворения в воде, включает водорастворимые полимеры, водорастворимые эластомеры, угольные кислоты, каменную соль, амины, неорганические соли. Перечень материалов, которые можно применять для растворения в нефти, включает нефтерастворимые полимеры, нефтерастворимые смолы, нефтерастворимые эластомеры, полиэтилен, угольные кислоты, амины, воски).

[91] Композиция может дополнительно содержать третье количество частиц/хлопьев, имеющих третий средний размер частиц, который меньше второго среднего размера частиц/хлопьев. Композиция также может содержать четвертое или пятое количество частиц/хлопьев. Также в некоторых примерах тот же химический состав можно применять для третьего, четвертого или пятого среднего размера частиц/хлопьев. Также в некоторых примерах можно применять различный химический состав для одного и того же третьего среднего размера частиц: например, в третьем среднем размере частиц половину количества составляет PLA, а другую половину - PGA. В целях повышения PVF композиции обычно не требуется более трех или четырех размеров частиц. Однако дополнительные частицы могут быть добавлены по другим причинам, таким как химический состав дополнительных частиц, простота производства определенных материалов одних и тех же частиц по сравнению с отдельными частицами, доступность в продаже частиц, обладающих определенными свойствами, и по иным причинам, понятным в данной области техники.

[92] В некоторых дополнительных примерах композиция дополнительно содержит увеличитель вязкости. Увеличитель вязкости может представлять собой любой сшитый полимер. Полимерный увеличитель вязкости может представлять собой полимер, сшитый металлами. Подходящие полимеры для изготовления полимерных увеличителей вязкости, сшитых металлами, включают, например, полисахариды, такие как замещенные галактоманнаны, такие как гуаровые камеди, высокомолекулярные полисахариды, состоящие из сахаров маннозы и галактозы, или производные гуара, такие как гидроксипропилгуар (HPG), карбоксиметилгидроксипропилгуар (CMHPG) и карбоксиметилгуар (CMG), гидрофобно модифицированные гуары, гуаросодержащие соединения и синтетические полимеры. Сшивающие агенты на основе комплексов бора, титана, циркония или алюминия обычно применяют для увеличения эффективной молекулярной массы полимера и повышения их пригодности для применения в высокотемпературных скважинах.

[93] Другие подходящие классы полимеров, эффективных в качестве увеличителя вязкости, включают поливиниловые полимеры, полиметакриламиды, простые эфиры целлюлозы, лигносульфонаты и их соли аммония, щелочных металлов и щелочноземельных металлов. Более конкретными примерами других типичных водорастворимых полимеров являются сополимеры акриловой кислоты и акриламида, сополимеры акриловой кислоты и метакриламида, полиакриламиды, частично гидролизованные полиакриламиды, частично гидролизованные полиметакриламиды, поливиниловый спирт, полиалкиленоксиды, другие галактоманнаны, гетерополисахариды, полученные путем ферментации сахара, и их соли аммония и щелочных металлов.

[94] В меньшей степени применяют производные целлюлозы, такие как гидроксиэтилцеллюлоза (HEC) или гидроксипропилцеллюлоза (HPC), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (CMHEC) и карбоксиметилцеллюлоза (CMC), со сшивающими агентами или без них. Было показано, что ксантан, диутан и склероглюкан, три биополимера, обладают превосходной способностью суспендировать частицы, даже несмотря на то, что они являются более дорогостоящими, чем производные гуара, и поэтому применяются реже, если их нельзя применять в более низких концентрациях.

[95] В других примерах увеличитель вязкости получают из сшиваемого, гидратируемого полимера и замедлителя сшивания, причем сшивающий агент содержит комплекс, содержащий металл и первый лиганд, выбранный из группы, состоящей из аминокислот, фосфоновых кислот и солей или их производных. Также сшитый полимер может быть получен из полимера, содержащего боковые ионные фрагменты, поверхностно-активного вещества, содержащего противоположно заряженные фрагменты, стабилизатора глин, источника бората и сшивающего агента на основе металла. Указанные примеры описаны в публикациях патентов США US2008-0280790 и US2008-0280788 соответственно, полное содержание каждой из которых включено в настоящий документ посредством ссылки.

[96] Увеличитель вязкости может представлять собой вязкоупругое поверхностно-активное вещество (VES - англ.: viscoelastic surfactant). VES может быть выбрано из группы, состоящей из катионных, анионных, цвиттерионных, амфотерных, неионных веществ и их комбинаций. Некоторыми неограничивающими примерами являются те, которые приведены в патентах США 6 435 277 (Qu et al.) и 6 703 352 (Dahayanake et al.), полное содержание каждого из которых включено в настоящий документ посредством ссылки. Вязкоупругие поверхностно-активные вещества, когда их применяют по отдельности или в комбинации, способны образовывать мицеллы, которые образуют структуру в водной среде, которая способствует увеличению вязкости жидкости (также называемые «мицеллами, увеличивающими вязкость»). Эти жидкости обычно получают путем смешивания соответствующих количеств VES, подходящих для достижения желаемой вязкости. Вязкость жидкостей VES может быть объяснена трехмерной структурой, образованной компонентами указанных жидкостей. Когда концентрация поверхностно-активных веществ в вязкоупругой жидкости значительно превышает определенную концентрацию и в большинстве случаев в присутствии электролита, молекулы поверхностно-активного вещества объединяются в частицы, такие как мицеллы, которые могут взаимодействовать с образованием сети, обладающей вязкими и упругими свойствами.

[97] Обычно особенно подходящие цвиттерионные поверхностно-активные вещества имеют формулу:

где R представляет собой алкильную группу, содержащую от около 11 до около 23 атомов углерода, которая может быть разветвленной или прямой и может быть насыщенной или ненасыщенной; каждый из a, b, a’ и b’ составляет от 0 до 10, и каждый из m и m’ составляет от 0 до 13; каждый из a и b равен 1 или 2, если m не равен 0, и (a+b) составляет от 2 до 10, если m равно 0; каждый из a’ и b’ равен 1 или 2, если m’ не равен 0, и (a’ + b’) составляет от 1 до 5, если m равен 0; (m+m’) составляет от 0 до 14; и CH₂CH₂O также может представлять собой OCH₂CH₂. В некоторых примерах применяют цвиттерионные поверхностно-активные вещества из семейства бетаина.

[98] Примеры катионных вязкоупругих поверхностно-активных веществ включают соли аминов и соли четвертичных аминов, описанные в патентах США №№ 5 979 557 и 6 435 277, полное содержание которых включено в настоящий документ посредством ссылки. Примеры подходящих катионных вязкоупругих поверхностно-активных веществ включают катионные поверхностно-активные вещества, имеющие структуру:

где R₁ имеет от около 14 до около 26 атомов углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, ароматическим, насыщенным или ненасыщенным и может содержать карбонил, амид, ретроамид, имид, мочевину или амин; каждый из R₂, R₃ и R₄ независимо представляет собой водород или алифатическую группу от C₁ до около C₆, которая может быть такой же или другой, с разветвленной или прямой цепью, насыщенной или ненасыщенной, причем одна или более из них могут быть замещены группой, которая делает группы R₂, R₃ и R₄ более гидрофильными; причем группы R₂, R₃ и R₄ могут быть включены в гетероциклическую 5- или 6-членную кольцевую структуру, которая содержит атом азота; группы R₂, R₃ и R₄ могут быть такими же или другими; R₁, R₂, R₃ и/или R₄ могут содержать одно или более этиленоксидных и/или пропиленоксидных звеньев; и X- представляет собой анион. Также подходят смеси таких соединений. В качестве дополнительного примера, R₁ содержит от около 18 до около 22 атомов углерода и может содержать карбонил, амид или амин, а R₂, R₃ и R₄ такие же и содержат от 1 до около 3 атомов углерода.

[99] Также подходят амфотерные вязкоупругие поверхностно-активные вещества. Примеры систем амфотерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ включают системы, описанные в патенте США № 6 703 352, например аминооксиды. Другие примеры систем вязкоупругих поверхностно-активных веществ включают системы, описанные в патентах США №№ 6 239 183; 6 506 710; 7 060 661; 7 303 018; и 7 510 009, например оксиды амидоамина, полное содержание каждого из которых включено в настоящий документ посредством ссылки. Подходят смеси цвиттерионных поверхностно-активных веществ и амфотерных поверхностно-активных веществ. Примером является смесь около 13% изопропанола, около 5% 1-бутанола, около 15% этиленгликольмонобутилэфира, около 4% хлорида натрия, около 30% воды, около 30% кокоамидопропилбетаина и около 2% оксида кокоамидопропиламина.

[100] Система вязкоупругих поверхностно-активных веществ также может быть основана на любом подходящем анионном поверхностно-активном веществе. В некоторых примерах анионное поверхностно-активное вещество представляет собой алкилсаркозинат. Алкилсаркозинат по существу может иметь любое количество атомов углерода. Алкилсаркозинаты могут иметь от около 12 до около 24 атомов углерода. Алкилсаркозинат может иметь от около 14 до около 18 атомов углерода. Конкретные примеры количества атомов углерода включают 12, 14, 16, 18, 20, 22 и 24 атома углерода. Анионное поверхностно-активное вещество представлено химической формулой:

где R₁ представляет собой гидрофобную цепь, содержащую от около 12 до около 24 атомов углерода, R₂ представляет собой водород, метил, этил, пропил или бутил, а X представляет собой карбоксил или сульфонил. Гидрофобная цепь может представлять собой алкильную группу, алкенильную группу, алкиларилалкильную группу или алкоксиалкильную группу. Конкретные примеры гидрофобной цепи включают тетрадецильную группу, гексадецильную группу, октадецентильную группу, октадецильную группу и докозеновую группу.

[101] В некоторых примерах жидкость-носитель может необязательно содержать волокна. Волокна могут быть прямыми, криволинейными, изогнутыми или волнистыми. Другие неограничивающие формы могут включать полые, по существу сферические, прямоугольные, многоугольные и т.д. Волокна или удлиненные частицы могут применяться в связках. Волокна могут иметь длину от менее около 1 мм до около 30 мм или более. В некоторых примерах волокна могут иметь длину 12 мм или меньше с диаметром или поперечным размером около 200 микрон или меньше, причем типично от около 10 микрон до около 200 микрон. В случае удлиненных материалов материалы могут иметь отношение между любыми двумя из трех размеров более 5:1. В некоторых примерах волокна или удлиненные материалы могут иметь длину более 1 мм, от около 1 мм до около 30 мм, от около 2 мм до около 25 мм, от около 3 мм до около 20 мм, что является типичным. В определенных вариантах применения волокна или удлиненные материалы могут иметь длину от около 1 мм до около 10 мм (например, 6 мм). Волокна или удлиненные материалы могут иметь диаметр или поперечный размер от около 5 до 100 микрон и/или номера волокон от около 0,1 до около 20, более конкретно, номера волокон от около 0,15 до около 6.

[102] Волокно может быть образовано из разлагаемого материала или неразлагаемого материала. Волокно может быть органическим или неорганическим. Неразлагаемые материалы представляют собой материалы, в которых волокно остается по существу в своей твердой форме внутри скважинных флюидов. Примеры таких материалов включают стекло, керамику, базальт, углерод и соединения на основе углерода, металлы и металлические сплавы и т.д. Полимеры и пластмассы, которые не разлагаются, также могут применяться в качестве неразлагаемых волокон. Они могут включать пластмассовые материалы высокой плотности, устойчивые к кислотам и нефтям и имеющие кристалличность более 10%. Другие неограничивающие примеры полимерных материалов включают нейлоны, акрилы, стиролы, сложные полиэфиры, полиэтилен, нефтестойкие термореактивные смолы и их комбинации.

[103] Разлагаемые волокна могут включать материалы, которые можно размягчить, растворить, провести через реакцию или иным образом заставить разложиться в скважинных флюидах. Такие материалы могут быть растворимы в водных жидкостях или углеводородных жидкостях. Могут применяться разлагаемые нефтью материалы в виде твердых частиц, которые разлагаются в добываемых флюидах. Неограничивающие примеры разлагаемых материалов могут включать, помимо прочего, поливиниловый спирт, полиэтилентерефталат (PET), полиэтилен, растворимые соли, полисахариды, воски, бензойную кислоту, материалы на основе нафталина, оксид магния, бикарбонат натрия, карбонат кальция, хлорид натрия, хлорид кальция, сульфат аммония, растворимые смолы и т.п., а также их комбинации. Разлагаемые материалы могут также включать материалы, которые образованы из твердых материалов-предшественников кислот. Эти материалы могут включать полимолочную кислоту (PLA), полигликолевую кислоту (PGA), карбоновую кислоту, лактид, гликолид, сополимеры PLA или PGA и т.п., а также их комбинации. Такие материалы могут также дополнительно способствовать растворению пласта при обработке путем кислотного гидроразрыва.

[104] Кроме того, волокна могут представлять собой любой волокнистый материал, такой как, помимо прочего, натуральные органические волокна, измельченные растительные материалы, синтетические полимерные волокна (неограничивающим примером является сложный полиэфир, полиарамид, полиамид, новолоид или полимер новолоидного типа), фибриллированные синтетические органические волокна, керамические волокна, неорганические волокна, металлические волокна, металлические нити, углеродные волокна, стеклянные волокна, керамические волокна, натуральные полимерные волокна и любые их смеси. Особенно полезными волокнами являются сложные полиэфирные волокна с покрытием, обеспечивающие высокую гидрофильность, такие как, помимо прочего, полиэтилентерефталатные (PET) волокна DACRON^®, доступные от Invista Corp., Вичита, Канзас, США, 67220. Другие примеры применяемых волокон включают, помимо прочего, волокна на основе полимолочной кислоты и сложного полиэфира, волокна на основе полигликолевой кислоты и сложного полиэфира, волокна на основе поливинилового спирта и т.п.

[105] Жидкость-носитель может необязательно дополнительно содержать дополнительные добавки, включая, помимо прочего, кислоты, добавки, снижающие водоотдачу, газ, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, катализаторы, агенты для стабилизации глин, биоциды, понизители трения, их комбинации и т.п. Например, в некоторых случаях может быть желательно вспенить композицию с помощью газа, такого как воздух, азот или диоксид углерода.

[106] Композицию или жидкости для обработки можно применять для проведения различных подземных операций обработки, включая, помимо прочего, операции бурения, обработки гидроразрывом, отводящей обработки, зональной изоляции и операции заканчивания (например, гравийная набивка). В некоторых примерах жидкости для обработки могут применять при обработке части подземного пласта. Жидкости для обработки могут быть введены в ствол скважины, который проникает в подземный пласт, в качестве жидкости для обработки. Например, жидкости для обработки можно позволить вступать в контакт с подземным пластом в течение некоторого периода времени. Жидкости для обработки можно позволить вступать в реакцию с углеводородами, пластовыми флюдами и/или впоследствии закачиваемыми жидкостями для обработки. По истечении выбранного периода времени жидкость для обработки может быть извлечена через ствол скважины.

[107] Для облегчения понимания приведены следующие примеры. Ни в коем случае не следует считать, что следующие примеры приведены для ограничения или определения объема изобретения в целом.

ПРИМЕРЫ

[108] Для демонстрации методов обработки была проведена серия экспериментов.

Пример 1

[109] В соответствии со схематическим изображением на фиг. 7.1, проппант или «твердую добавку» доставляют в конце операции гидроразрыва, которая может содержать любой выбранный проппант для проводимости трещины. Силы сопротивления и смещения, связанные с перепродавкой, могут привести к проталкиванию связки частиц глубже в трещину. Этот сценарий был смоделирован в лаборатории путем получения соответствующих физических параметров и граничных условий. Более подробно, типовой элемент 702 в трещине 720 находится в направлении 704 смещения. Как схематично изображено позицией 722, усилие 706 размещения может быть приложено к типовому элементу в лабораторных условиях. Как показано в сценарии 724, одним из способов предоставления этих данных является размещение типового элемента в столбце для воспроизведения того, как силы 710 смещения будут действовать против сил 708 трения.

[110] Частицы, рассматриваемые для лабораторных экспериментов, показаны на фиг. 4.2 и включают форму сферы 412, сплюснутую форму 414, форму стержня 416 и трилистника 418. Эти частицы были изготовлены из керамики. Типовым элементом твердой добавки считается механическое взаимодействие с поверхностями, представляющими стенки трещины горной породы. Кроме того, эта геометрическое абстрактное представление было смоделирована с помощью цилиндрической границы (трубчатой структуры), причем внешний слой твердой добавки взаимодействует с экспериментальной поверхностью трубчатой структуры. Силы сопротивления и смещения моделировали с помощью поршня, в котором твердая добавка механически смещалась под действием силы, действующей на поперечное сечение трубчатой структуры. В ходе эксперимента были зарегистрированы уровни силы, применяемые для перемещения твердой связки добавок, подлежащей движению с контролируемым смещением.

[111] Как показано на фиг. 7.2, для лабораторных экспериментов диаметр трубчатой структуры составлял 20 мм, применяемая скорость смещения составляла 0,1 мм/с, а получаемые в результате смещения были порядка нескольких сантиметров. На фиг. 8 показаны экспериментально измеренные силы трения (среднее значение и стандартное отклонение) в зависимости от количества материала, примененного в испытании. Сила трения отображалась как эквивалентная масса (отношение измеренной силы и гравитационной постоянной). Экспериментальная сила трения не учитывала влияние собственной массы образца. Твердые добавки, состоящие из частиц с несферической морфологией, имеют более высокие силы трения по сравнению со сферической морфологией (за исключением сплюснутого образца). В частности, стержнеобразные частицы с поперечным сечением в форме трилистника продемонстрировали превосходные характеристики трения по сравнению с испытываемой группой, за которыми следовали стержнеобразные частицы с круглым поперечным сечением. В зависимости от области применения, морфология частиц может быть разработана для достижения требуемого уровня сопротивления трению, которое, в свою очередь, может выдерживать силы, связанные с перепродавкой.

Пример 2

[112] Характерный размер (или типовой размер распределения совокупности) твердой добавки (проппанта) оптимизирован для улучшения прискважинной зоны (NWZ; near wellbore zone), или прискважинной зоны подземного пласта. В общепринятой практике размер проппантов, выбранных для основной обработки путем гидроразрыва, обычно меньше чем, например, 20/40 меш (от 420 мкм до 840 мкм) для некоторых нетрадиционных методов обработки. Небольшие размеры проппанта могут быть полезны ввиду очевидных преимуществ при транспортировке проппанта, чтобы разместить как можно больше проппанта в образованной геометрической конфигурации трещины.

[113] Удерживающий проппант может быть разработан с другой целью; образование барьера прискважинной зоны, который обеспечивает прохождение жидкостей, но предотвращает прохождение проппантов, применяемых для интенсификации. Было обнаружено, что форма, имеющая большую способность размещения или закрепления в более крупных пустотах в прискважинной зоне, может снизить или исключить перепродавку. Например, сферический проппант имеет тенденцию скатываться по поверхности до тех пор, пока не найдет пустоту, соответствующую его приблизительному диаметру. Продолговатый проппант имеет тенденцию размещаться или закрепляться в пустотах больших площадей. Этого также можно достичь, применяя более объемный проппант, но желательной характеристикой эффективности будет обеспечение гораздо большей проницаемости по сравнению с обычными проппантами. В дополнение к ранее описанному механизму закрепления, большая проницаемость для связки твердой добавки снизит силы сопротивления и смещения, возникающие во время перепродавки. Крупные твердые частицы добавки образуют большие поровые пространства, которые, в свою очередь, увеличивают проницаемость связки. Из совокупности знаний в области гранулярной механики и связок частиц известно, что проницаемость k связки частиц с характерным размером d масштабируется таким образом, что где n ~ 2 для сферических частиц. Следовательно, увеличение размера частиц приводит к нелинейному увеличению проницаемости. В конечном итоге это влияет на перепад давления, возникающий в связке твердой добавки. На основании феноменологического закона Дарси выводят следующее уравнение:

где расход q через пористую среду масштабируется пропорционально проницаемости k и перепаду давления (Δp) на единицу длины L (μ - вязкость, w - ширина). За счет повышения проницаемости системы эффективный перепад давления будет сведен к минимуму, и в результате будет получена менее нарушенная связка частиц. Также желательны более крупные твердые частицы добавки для содействия развивающимся механическим взаимодействиям со стенками трещины. Размер твердой добавки может быть адаптирован к характеристикам подвергаемого интенсификации пласта, например, ширина трещины (или типовой диапазон).

[114] Образец твердой добавки со стержневой структурой и в поперечным сечением в форме трилистника охарактеризован с помощью метода оптического анализа размеров частиц (PSA - англ.: particle size analysis). Испытание PSA определяет характерный размер частицы в зависимости от применяемой эталонной модели (например, максимального диаметра Фере). Анализ размеров частиц выполняют на CAMSIZER^® (RETSCH^® Technology).

[115] На фиг. 9 показаны результаты испытания PSA образца частиц в форме трилистника (трилистник, неиспытанные - закрашенные кружки), полученных из керамики. Результаты показывают распределение частиц по размерам (Sd - англ.: size distribution) в зависимости от характерного размера (Cd - англ.: characteristic size) для совокупности со значениями Dv10 и Dv90 2,2-4,3 мм. Значения Dv соответствуют стандартным значениям процентилей, полученным в результате статистического анализа распределения на основе объема. Например, Dv10 представляет собой размер частиц, при котором 10% (по объему) образца меньше, а 90% образца больше. Для сравнения также представлен стандартный образец керамических частиц размером 20/40 меш с преимущественно сферической морфологией (сферическая 20/40 меш, неиспытанные - закрашенные квадраты) со значениями Dv10 и Dv90 0,7-0,9 мм.

[116] Учитывая различные диапазоны размеров между стандартным образцом и образцом частиц в форме трилистника, ожидается, что проницаемость последней системы будет больше. Однако образец частиц в форме трилистника подвергается стандартизированному испытанию на раздавливание ISO 13503-2, причем максимальная прилагаемая нагрузка составляла 10 000 фунтов/кв. дюйм (68,9 МПа). Этот раздавленный образец испытывают на PSA, и результат отображен на фигуре (трилистник, испытан при давлении 10 тыс. фунтов/кв. дюйм (68,9 МПа) - незакрашенные кружки). Даже несмотря на то, что новое распределение частиц по размерам изменилось из-за раздавливания частиц, значение Dv10 составляет 1,0 мм, что больше, чем Dv90 стандартного образца. Эти результаты показывают, что при соответствующем методе производства и структурных свойствах материала твердые добавки большого размера могут придавать высокую проницаемость для смягчения сил, связанных с перепродавкой.

Пример 3

[117] Характерный размер прискважинной зоны (NWZ), или прискважинной зоны подземного пласта, который должна поддерживать твердая добавка, является более специализированным по сравнению со стандартными структурами завершающих веществ при гидроразрыве пласта. Например, некоторые структуры завершающих веществ с применением стандартных керамических проппантов составляют до 30% от общей обработки проппантом. И напротив, удерживающий проппант следует применять в таком количестве, чтобы его можно было разместить в более целевой прискважинной зоне. Расчетный характерный размер NWZ, затронутой перепродавкой, может быть порядка нескольких метров. В качестве примера предполагают, что радиальный размер затронутой NWZ составляет 5 м. При начальной ширине трещины 12 мм, объемной доле твердого вещества 0,28 (эквивалент 12 PPA) и удельном весе твердой добавки 3,6, масса доставленной твердой добавки будет составлять около 2 000 фунтов (907 кг). Это представляет собой значение, на порядок меньшее, чем стандартное значение, применяемое в структурах завершающих веществ, которые не решают проблему перепродавки.

[118] Другим аспектом структуры, который характерен для твердой добавки, является более высокая концентрация твердого вещества, доставленного в скважину. Стандартные структуры завершающих веществ с необъемными проппантами обычно имеют меньшие значения, например 4-6 PPA (479-719 г/л), для практических вариантов применения. Это предельное значение концентрации таково, что предотвращает отсеивание, то есть развитие чрезмерного давления закачки на поверхности из-за агломерации проппанта в результате неудовлетворительно транспортировки или наличия сужений. Эффект отсеивания возникает, когда в связку агломерируется достаточное количество проппанта. В результате концентрация твердого вещества (или PPA) в суспензии для обработки начинает увеличиваться, к примеру от точки «а» до точки «с», вследствие чего частицы в системе становятся взаимосвязанной связкой или случайно выбранной рыхлой связкой (фиг. 10). В этот момент проницаемость системы имеет самое низкое значение, и при большем накоплении давление, применяемое к потоку жидкости через связку, увеличивается, что приводит к событию отсеивания.

[119] И напротив, структура твердой добавки такова, что суспензия рассчитана на высокие концентрации, например, для 12 PPA или выше (1 438 г/л). При такой концентрации твердая добавка может начать еще больше концентрироваться по достижении NWZ. Это событие будет способствовать развитию сил трения для закрепления твердой добавки в NWZ. В то же время эта склонность к дальнейшей концентрации, к примеру из точки «b» до точки «c» (фиг. 10), имеет более низкую вероятность возникновения отсеивания, даже потому, что 1) проницаемость твердой добавки намного выше, чем у стандартных проппантов (выбор большого размера частиц), и 2) относительно небольшое количество материала твердой добавки имеет меньшую вероятность развития высоких давлений при достижении состояния «с».

[120] Вышеупомянутое изобретение и описание являются иллюстративными и пояснительными, и специалистам в данной области техники может быть легко понятно, что различные изменения размера, формы и материалов, а также деталей проиллюстрированной конструкции или комбинаций элементов, описанных в настоящем документе, могут быть выполнены без отклонения от сущности настоящего изобретения.

[121] Хотя предшествующее описание приведено в настоящем документе со ссылкой на конкретные средства, материалы и варианты осуществления, оно не предназначено для ограничения раскрытыми в настоящем документе подробностями; скорее, оно распространяется на все функционально эквивалентные структуры, способы и применения, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения.

Группа изобретений относится к области интенсификации скважин для облегчения добычи, более конкретно - к проппантам, применяемым при такой интенсификации, в частности, в способе обработки части ствола скважины, а также в способе образования барьера прискважинной зоны и при создании самого барьера. Способ обработки части ствола скважины включает в себя введение первой жидкости для обработки в дальнюю зону подземного пласта, причем первая жидкость для обработки содержит первый проппант; введение второй жидкости для обработки в прискважинную зону подземного пласта, причем вторая жидкость для обработки содержит второй проппант, отличающийся от первого проппанта. При этом прискважинная зона проходит в среднем на 0-10 м от ствола скважины, а дальняя зона проходит в среднем на 10-300 м от ствола скважины. Причем второй проппант имеет увеличенную длину и уменьшенный внутренний объем по сравнению с первым проппантом. Снижение обратного притока первого проппанта в ствол скважины при одновременном обеспечении прохождения жидкости в ствол скважины посредством образования барьера прискважинной зоны, содержащего второй проппант. Предложены также барьер, созданный указанным выше способом, и способ образования барьера прискважинной зоны. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ обработки части ствола скважины, включающий в себя этапы, на которых осуществляют:

введение первой жидкости для обработки в дальнюю зону подземного пласта, причем первая жидкость для обработки содержит первый проппант;

введение второй жидкости для обработки в прискважинную зону подземного пласта, причем вторая жидкость для обработки содержит второй проппант, отличающийся от первого проппанта, при этом прискважинная зона проходит в среднем на 0-10 м от ствола скважины, а дальняя зона проходит в среднем на 10-300 м от ствола скважины, причем второй проппант имеет увеличенную длину и уменьшенный внутренний объем по сравнению с первым проппантом; и

снижение обратного притока первого проппанта в ствол скважины при одновременном обеспечении прохождения жидкости в ствол скважины посредством образования барьера прискважинной зоны, содержащего второй проппант.

2. Способ по п. 1, в котором барьер прискважинной зоны образуется, когда второй проппант размещают и взаимно соединяют в прискважинной зоне подземного пласта, причем барьер прискважинной зоны содержит затворы между взаимно соединенным вторым проппантом, причем размер затвора меньше среднего размера первого проппанта.

3. Способ по п. 1, в котором барьер прискважинной зоны имеет проницаемость для жидкости от 0,001 до 1×10^-5 см².

4. Способ по п. 1, в котором барьер прискважинной зоны снижает объем обратной промывки первого проппанта на 1-100%.

5. Способ по п. 1, в котором первый проппант имеет средний размер от 0,1 до 5 мм.

6. Способ по п. 1, в котором первый проппант имеет сферическую форму с округлостью и сферичностью более 0,7 и средним диаметром от 0,2 до 5 мм.

7. Способ по п. 1, в котором концентрация первого проппанта составляет от 0,01 до 80% мас. первой жидкости для обработки.

8. Способ по п. 1, в котором второй проппант имеет среднюю длину от 2 до 10 мм, среднюю ширину от 0,2 до 1,5 мм и среднее отношение длины к ширине от 2:1 до 10:1.

9. Способ по п. 1, в котором второй проппант имеет поперечное сечение формы, выбранной из группы, состоящей из формы треугольника, двухстержневой формы, формы трилистника, формы четырехлистника, формы звезды и формы пятиугольника.

10. Способ по п. 1, в котором вторая жидкость для обработки содержит второй проппант и третий проппант, причем второй проппант составляет по меньшей мере 100 граммов на литр и до 30 массовых процентов от общего количества проппантов во второй жидкости для обработки.

11. Способ по п. 1, в котором вторая жидкость для обработки имеет концентрацию от 100 до 2400 граммов на литр второго проппанта.

12. Способ по п. 1, в котором первую жидкость для обработки вводят в составе первой группы жидкости для обработки, причем первая группа жидкости для обработки содержит от 1 до 4 проппантов в различных жидкостях.

13. Способ по п. 1, в котором второй проппант представляет собой завершаемый проппант.

14. Барьер прискважинной зоны, образованный способом по п. 1.

15. Способ образования барьера прискважинной зоны, включающий в себя этапы, на которых осуществляют:

введение первого проппанта в дальнюю зону подземного пласта;

введение второго проппанта в близлежащую зону подземного пласта, при этом близлежащая зона подземного пласта проходит в среднем на 0-10 м от ствола скважины, а дальняя зона подземного пласта проходит в среднем на 10-300 м от ствола скважины, причем второй проппант имеет увеличенную длину и уменьшенный внутренний объем по сравнению с первым проппантом; и

образование барьера близлежащего подземного пласта, когда второй проппант вступает в контакт с близлежащей зоной подземного пласта, причем барьер близлежащего подземного пласта содержит затворы между вторым проппантом, причем размер затвора меньше среднего размера первого проппанта, и барьер близлежащего подземного пласта обеспечивает прохождение жидкости и снижает промывку в обратном направлении первого проппанта.

16. Способ по п. 15, в котором первый проппант имеет средний размер от 0,1 до 5 мм.