DE112007002575T5

DE112007002575T5 - Mit abbaubarem Material unterstützte Umleitung

Info

Publication number: DE112007002575T5
Application number: DE112007002575T
Authority: DE
Inventors: Oscar Castle Rock Bustos; Christopher N. Leesburg Fredd; Yiyan Richmond Chen; Carlos Richmond Abad; Goke Sugar Land Adeogun
Original assignee: Schlumberger Technology BV
Current assignee: Schlumberger Technology BV
Priority date: 2006-10-24
Filing date: 2007-10-22
Publication date: 2009-11-19
Also published as: MX2009003496A; RU2009119528A; RU2640618C2; US20080093073A1; RU2012134222A; AU2007310513B2; EG26756A; GB0905542D0; NO345759B1; WO2008050286A1; GB2455672A; CA2667156C; AU2007310513A1; US7565929B2; NO20091549L; CA2667156A1; AR063523A1

Abstract

Verfahren zur mit abbaubarem Material unterstützten Umleitung (DMAD) zur Bohrlochbehandlung, das die folgenden Schritte umfasst:
a) Einspritzen einer wässerigen Aufschlämmung in ein Bohrloch, das eine Formation durchdringt, wobei eine Feststoffphase der Aufschlämmung ein unlösliches abbaubares Material umfasst;
b) Festigen des abbaubaren Materials, um einen Stopfen in einer Perforation, einem Bruch, einem Bohrloch oder einer Kombination davon im Bohrloch zu bilden;
c) Durchführen einer Arbeit unter Tage im Bohrloch, während das abbaubare Material die Umleitung von der verstopften Perforation, vom verstopften Bruch, vom verstopften Bohrloch oder einer Kombination davon unterstützt, wobei die Arbeit unter Tage aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus dem hydraulischen Brechen, der Säurebehandlung, der Bohrlochreparatur, der Installation einer Anlage unter Tage und Kombinationen davon besteht; und
d) Abbauen des gefestigten abbaubaren Materials, um den Stopfen zu entfernen und die Durchlässigkeit für die Perforation, den Bruch, das Bohrloch oder die Kombination davon wiederherzustellen.

Description

Hintergrund der Erfindung
Die Erfindung bezieht sich auf die Stimulation von Bohrlöchern, die unterirdische Formationen durchdringen. Insbesondere bezieht sie sich auf Verfahren und Zusammensetzungen für die Ausführung von mehreren aufeinander folgenden Bohrlochbehandlungen und den vorübergehenden Schutz von vorherigen Behandlungen vor anschließenden Behandlungen unter Verwendung eines Umleitungsverfahrens.
Kohlenwasserstoffe (Öl, Kondensat und Gas) werden typischerweise von Bohrlöchern erzeugt, die in Formationen, die sie enthalten, gebohrt werden. Aus einer Vielfalt von Gründen, wie z. B. der von Natur aus geringen Durchlässigkeit der Lagerstätten oder der Beschädigung an der Formation, die durch das Bohren und die Fertigstellung des Bohrlochs verursacht wird, kann die Strömung von Kohlenwasserstoffen in das Bohrloch unerwünscht niedrig sein. In diesem Fall wird das Bohrloch beispielsweise unter Verwendung von hydraulischem Brechen, chemischer (gewöhnlich Säure-)Stimulation oder einer Kombination der beiden (Säurebrechen oder Bruchsäurebehandlung genannt) stimuliert.
Das hydraulische Brechen beinhaltet das Einspritzen von Fluiden in eine Formation mit hohen Drücken und Raten, so dass das Lagerstättengestein zu Bruch geht und einen Bruch (oder ein Bruchnetz) bildet. Stützmittel werden typischerweise in Bruchfluide nach dem Polster eingespritzt, um den Bruch (die Brüche) offen zu halten, nachdem die Drücke entlastet sind. Bei chemischen (Säure-)Stimulationsbehandlungen wird die Strömungskapazität durch Auflösen von Materialien in der Formation verbessert.
Beim hydraulischen und Säurebrechen wird ein erstes, viskoses Fluid, das Polster genannt wird, typischerweise in die Formation eingespritzt, um den Bruch einzuleiten und auszubreiten. Diesem folgt ein zweites viskoses Fluid, das ein Stützmittel enthält, um den Bruch offen zu halten, nachdem der Pumpdruck entlastet ist. Körnige Stützmaterialien können Sand, Keramikkügelchen oder andere Materialien umfassen. Beim Säurebrechen enthält das zweite Fluid eine Säure oder eine andere Chemikalie, wie z. B. einen Chelatbildner, der einen Teil des Gesteins auflösen kann, was ein unregelmäßiges Ätzen der Bruchfläche und die Entfernung von einigem des Mineralstoffs verursacht, was dazu führt, dass sich der Bruch nicht vollständig schließt, wenn das Pumpen gestoppt wird. Wenn eine Eingrenzung der Bruchgeometrie erforderlich ist, wird die Verwendung von Fluiden auf Tensidbasis wie z. B. viskoelastischer Tenside (VES) empfohlen. Gelegentlich wird das hydraulische Brechen durch Pumpen eines Fluids mit niedriger Viskosität, das die Reibung verringernde Polymere (d. h. Schlickwasser) enthält, mit sehr hohen Raten durchgeführt, um die Beschädigung, die durch stark konzentrierte Polymere verursacht wird, oder die Kosten von anderen Verdickungsmitteln zu minimieren. Um die Beschädigung weiter zu minimieren, können außerdem Fluide auf Tensidbasis mit niedriger Viskosität als Schlickwasserbehandlungen verwendet werden.
Wenn mehrere kohlenwasserstoffhaltige Zonen durch hydraulisches Brechen oder chemische Stimulation stimuliert werden, ist es erwünscht, die mehreren Zonen in mehreren Stufen zu behandeln. Beim Brechen mehrerer Zonen wird eine erste Nutzzone gebrochen. Dann wird das Bruchfluid zur nächsten Stufe umgeleitet, um die nächste Nutzzone zu brechen. Der Prozess wird wiederholt, bis alle Nutzzonen gebrochen sind. Alternativ können mehrere Nutzzonen auf einmal gebrochen werden, wenn sie mit ähnlichen Eigenschaften eng angeordnet sind. Die Umleitung kann mit verschiedenen Mitteln erreicht werden. Im Brückenstopfenverfahren (BPT) perforiert beispielsweise der Arbeiter, dann bricht er, dann setzt er ein Brückenstopfenwerkzeug und wiederholt dann diesen Prozess nach Bedarf. Diese Vorgehensweise stellt eine zu 100% positive Zonenisolation sicher, indem eine Dichtung zwischen gebrochene und Zielzonen gesetzt wird. Diese Vorgehensweise ist jedoch äußerst kostspielig. Die Kosten ergeben sich durch umfangreichen Seilarbeitseingriff, der zusätzliche Zeit erfordert, um vor und nach einer Bruchbehandlung für jede Nutzzone zu perforieren und die Dichtung zu setzen und dann aus dem Bohrloch wiederzugewinnen. Außerdem ist die Dichtungswiedergewinnung manchmal riskant.
Bei der Durchfluss-Verbundbrückenstopfen-Methode (FTCBP-Methode), die eine Modifikation des BPT ist, arbeitet das FTCBP-Werkzeug als BPT-Stopfen, wenn über ihm ein höherer Druck besteht, wie z. B. während der anschließenden Bruchbehandlung. Wenn jedoch der Druck unter dem Stopfen höher ist, wie z. B. beim Zurückströmen im Bohrloch, lässt der FTCBP Fluid von darunter durch den Stopfen strömen. Die Verwendung des FTCBP-Verfahrens ermöglicht, dass alle vorangehenden gebrochenen Zonen während der Vollendung des Bohrlochs strömen. Dieses Verfahren hat zwei Vorteile. Erstens verringert es die Einschlusszeit durch frühe Rückströmung jedes Bruchs beträchtlich. Zweitens helfen alle vorher behandelten Zonen, jede neue Behandlung zu säubern. Nachdem ein Bohrloch fertig gestellt ist, kann der FTCBP leicht herausgebohrt werden oder kann im Bohrloch belassen werden. Dieses Verfahren hat sich als zuverlässiges Werkzeug erwiesen, das die Produktion erhöht. Der Hauptnachteil sind die Kosten und die Zeit, die erforderlich sind, um den Stopfen zu setzen.
Das Sandstopfenverfahren (SPT) ist ähnlich zum BPT, außer dass Sandstopfen anstelle von Werkzeugen verwendet werden. Die Hauptidee besteht darin, mehrere Nutzzonen nacheinander über unterschiedliche Perforationssätze zu brechen und einen Sandstopfen am Ende jeder Behandlungsstufe zu setzen, um die Strömung über den Stopfen hinaus zu verhindern und folglich das Spannungsfeld für aufeinander folgende Stufen umzuleiten. Dieses Verfahren verringert die Zeit und die Kosten beträchtlich, da es keine Dichtungswiedergewinnung erfordert. Auf Grund von anfänglichen lokalen Spannungsschwankungen können jedoch nicht alle Zonen gebrochen werden. Ferner erfordert die Stützmittelanordnung das Füllen des Bohrlochs mit Stützmittel, was zu einem geringen Wirkungsgrad der Behandlung führen kann.
Die Methode mit begrenztem Eintritt (LE), die ein vereinfachtes Verfahren ist, das kein Füllen des Bohrlochs mit Sand erfordert, macht das Verfahren erschwinglicher. Das Verfahren wird beispielsweise in Kombination mit Kugelversiegelern zum Verstopfen der Stufen, oder indem verschiedene Zahlen von Perforationen für die verschiedenen Stufen vorhanden sind, verwendet. Das LE-Verfahren beruht grundsätzlich auf der Erzeugung eines künstlichen Druckabfalls über einer berechneten Anzahl von Perforationen. Aus der Anzahl von Perforationen, der Größe der Perforationen und der Einspritzrate wird der Druckabfall berechnet. Diese Druckdifferenz wird dann durch die Anzahl von Perforationen eingestellt, um einen festgelegten Druck auf der Formationsseite der Perforationen gleich dem Bruchdruck zu erzeugen. Die Kenntnis des exakten Bruchdrucks jeder Sandschicht ist ein wesentlicher Teil des Verfahrens mit begrenztem Eintritt. In einem Einfüllbohrprogramm mit einer stratigraphischen Nutzschicht kann der Druck von irgendeinem gegebenen Sand beträchtlich variieren. Das Erfassen von zuverlässigen Druckdaten beinhaltet das Testen jeder Zone, was Zeit und Kosten zur Vollendung hinzufügt. Ohne Kenntnis der exakten Daten kann eine Behandlung zu einer geringen oder keiner Produktion von einigen Sätzen von Perforationen führen.
Kugelversiegeler umfassen gewöhnlich kleine mit Gummi beschichtete Kugeln, die im Behandlungsfluid suspendiert sind und zusammen mit dem Behandlungsfluid in das Bohrloch gepumpt werden. Die Kugeln werden zu den Perforationen hinab getragen, die mit der Formationszone mit hoher Durchlässigkeit in Verbindung stehen. Die Kugelversiegeler setzen sich an diesen Perforationen ab und leiten das Behandlungsfluid zu einer Formationszone mit einer niedrigeren Durchlässigkeit um. In einigen Fällen stellt die Anwesenheit solcher Kugelversiegeler im Bohrloch nach der Behandlung während ihrer Wiedergewinnung Betriebsprobleme dar. Die Verwendung von abbaubaren Kugeln kann helfen, diese Probleme zu beseitigen, wie in US 6,380,138 , Ischy et al., berichtet. Kugeln, die aus Polyester bestehen, zersetzen sich mit der Zeit, was lösliche Oligomere bildet und ermöglicht, dass sich die Perforationen wieder öffnen.
Das Verfahren mit induzierter Spannungsumlenkung (ISDT) ist eine Anwendung von stufenweisen hydraulischen Bruchbehandlungen ohne Verwendung irgendeiner zwangsläufigen Isolation, wie z. B. Brückenstopfen, Frac-Umlenkplatten, Sandstopfen oder Kugelversiegelern. Das ISDT kombiniert die Vorteile des LE und der mehrstufigen Bruchverfahren. Mit Bezug auf 1 beinhaltet das ISDT das Pumpen von mehreren Fracs in einem Bohrloch 10, z. B. von ersten und zweiten Brüchen 12, 14 in jeweiligen ersten und zweiten Nutzzonen 16, 18, die zwischen Nicht-Nutzzonen geschichtet sind, und das Verlassen auf die induzierte Spannung, die durch eine frühere Bruchstimulation verliehen wird, um den anschließenden Bruch in die gewünschte Zone ohne zwangsläufige Zonenisolation umzuleiten. Bei dieser Methode funktioniert das anfängliche induzierte Spannungsprofil 20 von der ersten hydraulischen Bruchstufe 12 als Eingangsenergie zusammen mit den resultierenden induzierten Spannungen 22, um die zweite Stufe 14 und nachfolgende Fracs effektiv zur zweiten Nutzzone 18 und nachfolgenden Stufen umzuleiten. Das ISDT-Verfahren kann verwendet werden, um mehrere, diskrete Nutzintervalle zu perforieren und zu brechen, indem der Prozess so viele Male wie nötig wiederholt wird. Einige ISD-Verfahren können Verfahren zum Induzieren von Ausscheidungen umfassen, um bei der Umleitung zu helfen.
Das ISDT erfordert jedoch eine gute Kenntnis der Lagerstätteneigenschaften. Dies macht das ISDT in Gebieten mit variierenden Eigenschaften nicht leicht reproduzierbar. Um eine maximale Spannungsumleitung zu erreichen, ist eine optimierte Bruchbehandlung auf der Basis der mechanischen Eigenschaften der Formation erforderlich. Dies benötigt häufig die Erfassung von Daten unter Verwendung eines Entwurfswerkzeugs, wie z. B. DataFRAC^TM (Handelsname von Schlumberger Technology Corp) und aufeinander folgende Umgestaltungen der Methode. Dies benötigt Zeit. Außerdem ist die Umgestaltung stark von kritischen Annahmen über die Formationseigenschaften abhängig. Folglich besteht derzeit keine zuverlässige Methodologie, um die Verwendung des ISDT in dichten Gaslagerstätten zu rechtfertigen. Daher besteht immer noch ein Bedarf an leichten und zuverlässigen Verfahren für die Umleitung, den mehrstufigen Bruch oder das vorübergehende Abdichten in der Umgebung unter Tage.
Abbaubare Materialien wurden für die Fluidverlustkontrolle und für die Umleitung in der Vergangenheit verwendet. Beispiele umfassen Gesteinssalz, abgestuftes Gesteinssalz, Benzoesäureflocken, Wachskügelchen, Wachsklumpen, öllösliches Harzmaterial usw. Abbaubare Materialien wurden bei anderen Vorgängen unter Tage verwendet, wie z. B. in US 2006-0283591 offenbart. Diese Materialien wurden jedoch im Allgemeinen in Größen, Formen und Konzentrationen verwendet, die dazu ausgelegt sind, vielmehr Filterkuchen an Bohrloch- oder Bruchflächen aufzubauen als gefestigte Stopfen in Bohrlöchern, Perforationen oder Brüchen z. B. unter Ausscheidungsbedingungen zu bilden.
Zusammenfassung der Erfindung
Die vorliegende Erfindung schafft in verschiedenen Ausführungsformen ein Verfahren zum Behandeln eines Bohrlochs mit einer durch abbaubares Material unterstützten Umleitung (DMAD), ein DMAD-Verfahren für das Mehrschichtbrechen, Bohrlochbehandlungsfluide, die in DMAD-Prozeduren nützlich sind, und einen entfernbaren Verbundstopfen, der mit einem abbaubaren Material gebildet wird, um Umleitprozeduren zu erleichtern. Das abbaubare Material kann sich nach einer ausgewählten Dauer unter den Bedingungen unter Tage zersetzen, so dass kein zusätzlicher Eingriff erforderlich ist, um den Stopfen zu entfernen. Die vorübergehende Blockierung durch die Stopfenbildung ermöglicht, dass andere Bohrlocharbeiten durchgeführt werden, ohne den existierenden Bruch zu beschädigen, oder ohne Störung durch den existierenden Bruch.
In einer Ausführungsform kann das Verfahren der Bohrlochbehandlung umfassen: (a) Einspritzen einer wässerigen Aufschlämmung in ein Bohrloch, das eine Formation durchdringt, wobei eine Feststoffphase der Aufschlämmung ein unlösliches abbaubares Material umfasst; (b) Festigen des abbaubaren Materials, um einen Stopfen des abbaubaren Materials in einer Perforation, einem Bruch, einem Bohrloch oder einer Kombination davon im Bohrloch zu bilden; (c) Durchführen einer Arbeit unter Tage im Bohrloch, während das abbaubare Material die Umleitung von der verstopften Perforation, von dem verstopften Bruch, von dem verstopften Bohrloch oder der Kombination davon unterstützt, wobei die Arbeit unter Tage das hydraulische Brechen, die Säurebehandlung, die Bohrlochreparatur, die Installation einer Anlage unter Tage und Kombinationen davon sein kann; und (d) Zersetzen des gefestigten abbaubaren Materials, um den Stopfen zu entfernen und die Durchlässigkeit zur Perforation, zum Bruch, zum Bohrloch oder zur Kombination davon wiederherzustellen. Die Arbeiten unter Tage können das Schlickwasserbrechen und das Säurebrechen als weitere Beispiele umfassen.
In einer Ausführungsform kann das abbaubare Material ein Polymer von von Monomer abgeleiteten Einheiten, wie z. B. Ester, aromatische Säuren, Amide und dergleichen und Kombinationen davon, sein. In einer Ausführungsform kann das abbaubare Material Polymere und Copolymere von Lactid und Glycolid; Polyethylenterephthalat (PET); Polybutylenterephthalat (PBT); Polyethylennaphthalenat (PEN); teilweise hydrolysiertes Polyvinylacetat; und Derivate davon; und Kombinationen und Gemische davon und dergleichen sein.
In einer Ausführungsform kann das abbaubare Material in der Aufschlämmung mit einer relativ hohen Konzentration, beispielsweise mindestens 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), mindestens 6 g/l (50 lbm/1.000 gal) oder mindestens 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal), vorliegen. Das Verfahren kann das Induzieren einer Ausscheidung der Feststoffphase umfassen, um das abbaubare Material zu festigen.
In einer Ausführungsform kann die Feststoffphase eine Faser und in einer anderen Ausführungsform ein Gemisch einer Faser und eines Partikelmaterials z. B. mit einer Verteilung von Größen umfassen. Als Beispiele kann die Faser das abbaubare Material umfassen und das Partikelmaterial kann ein inertes Stützmittel sein oder die Faser und das Partikelmaterial können beide das abbaubare Material umfassen, das dasselbe oder ein unterschiedliches Material sein kann.
In einer Ausführungsform kann der Abbau durch eine Temperaturänderung und/oder durch eine chemische Reaktion zwischen dem abbaubaren Material und einem anderen Reaktanten ausgelöst werden. Der Abbau kann die Auflösung des abbaubaren Materials umfassen.
In einer Ausführungsform des Verfahrens kann eine Fluidphase der Aufschlämmung ein viskoelastisches Tensid (VES), ein Cotensid, einen Rheologiemodifikator, ein polymeres Reibungsverringerungsmittel, ein Tensidreibungsverringerungsmittel, einen polymeren Widerstandsverringerungsverstärker, einen monomeren Widerstandsverringerungsverstärker, eine wässerige Salzlösung oder dergleichen oder eine Kombination oder ein Gemisch davon umfassen. In anderen Ausführungsformen der Erfindung wird die Aufschlämmung des Stopfens aus abbaubarem Material mit einem Fluid auf Polymerbasis mit hoher Viskosität (wie z. B. einem Polysaccharid, wie z. B. Guar oder einem Guarderivat, linear oder vernetzt); oder einem Fluid auf Polymerbasis mit niedriger Viskosität (beispielsweise einem Polyacrylamid); oder einem Fluid auf Tensidbasis mit hoher Viskosität (wie beispielsweise einem Fluidsystem auf VES-Basis oder einem VES plus einem hydrophob modifizierten Polymer oder einem VES plus einem Rheologiemodifikator); oder einem Fluid auf der Basis eines Polymerreibungsverringerungsmittels mit niedriger Viskosität oder einem Reibungsverringerungsfluid auf Tensidbasis mit niedriger Viskosität (wie beispielsweise einem Tensid reibungsverringerungsmittel plus einem polymeren Widerstandsverringerungsverstärker und/oder einem monomeren Widerstandsverringerungsverstärker) und Kombinationen davon verdickt und/oder durch dieses angeordnet. VES enthaltende Systeme sind bevorzugt.
In einer speziellen Ausführungsform kann die vorliegende Erfindung ein DMAD-Bruchverfahren schaffen, das die folgenden Schritte umfassen kann: (a) Einspritzen eines Bohrlochbehandlungsfluids in ein Bohrloch, das eine mehr schichtige Formation durchdringt, um einen hydraulischen Bruch in einer Schicht der Formation auszubreiten; (b) Einspritzen einer wässerigen Aufschlämmung mit Fasern eines unlöslichen, abbaubaren Materials in einer Feststoffphase, um einen Stopfen der gefestigten Fasern zu bilden und den hydraulischen Bruch vom Bohrloch zu isolieren, wobei das abbaubare Material in der Aufschlämmung mit einer Konzentration von mindestens 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal) vorhanden ist und wobei eine Fluidphase der Aufschlämmung ein viskoelastisches Tensid, ein Cotensid, einen Rheologiemodifikator, ein Polymerreibungsverringerungsmittel, ein Tensidreibungsverringerungsmittel, einen polymeren Widerstandsverringerungsverstärker, einen monomeren Widerstandsverringerungsverstärker, eine wässerige Salzlösung oder eine Kombination oder ein Gemisch davon umfasst; (c) während der Stopfen vom vorherigen hydraulischen Bruch umleitet, Einspritzen eines Bohrlochbehandlungsfluids in das Bohrloch, um einen anschließenden hydraulischen Bruch in einer anderen Schicht der Formation auszubreiten; und (d) anschließend Zersetzen des abbaubaren Materials, um den Stopfen zu entfernen. Das Bohrlochbehandlungsfluid im Schritt (a) kann in verschiedenen Ausführungsformen ein Polymerreibungsverringerungsmittel oder ein Reibungsverringerungsmittel auf Tensidbasis mit niedriger Viskosität, ein viskoelastisches Tensid, ein Cotensid, einen Rheologiemodifikator, eine wässerige Salzlösung oder eine Kombination oder ein Gemisch davon umfassen; vorzugsweise umfasst das Fluid eine Reibungsverringerungsformulierung.
In einer Ausführungsform kann das DMAD-Bruchverfahren auch das aufeinander folgende Wiederholen der Schritte (b) und (c) ein oder mehrere Male für die Umleitung von den vorherigen hydraulischen Brüchen und die Ausbreitung eines anschließenden hydraulischen Bruchs (von anschließenden hydraulischen Brüchen) in einer anderen Schicht (anderen Schichten) umfassen, wobei die Stopfen danach in Schritt (d) durch Zersetzen des abbaubaren Materials entfernt werden.
In einer Ausführungsform kann ein Bohrlochbehandlungsfluid-Durchgang im Bohrloch zwischen den Formationsschichten für den anschließenden hydraulischen Bruch offen gehalten werden, wobei der vorherige Bruch durch den Stopfen z. B. ohne Verwendung von Brücken- oder Sandstopfen oder einer anderen Isolationsvorrichtung im Bohrloch vom Bohrloch isoliert wird. In einer Ausführungsform kann das DMAD-Bruchverfahren die Perforation vor der Bruchausbreitung in den Schritten (a) und (c) umfassen.
In einer Ausführungsform kann die Aufschlämmungseinspritzung eine Endstufe des hydraulischen Brechens sein. Die Fasern können mit inerten Stützmitteln im Bruch überbrücken, um den Stopfen in einer Ausführungsform zu bilden, und der Stopfen kann durch Ausscheidung der Aufschlämmung in einer anderen Ausführungsform gebildet werden.
Das DMAD-Bruchverfahren kann das Aufrechterhalten eines Drucks im Bohrloch benachbart zum Stopfen umfassen, der über dem Formationsdruck des isolierten Bruchs liegt. Die Behandlung kann derart durchgeführt werden, dass das Bohrloch zwischen dem Stopfen und dem Bohrlochkopf mit Fluid gefüllt wird und der hydrostatische Druck auf der Bohrlochseite des Stopfens größer ist als auf der anderen Seite des Stopfens.
In einer Ausführungsform kann die Entfernung des Stopfens durch eine Spülung unterstützt werden. In einer Ausführungsform wird irgendein unzersetztes Material mit erzeugtem Fluid ohne irgendeinen Bedarf für die Unterstützung bei seiner Entfernung erzeugt.
Modellierungsverfahren, die auf dem Fachgebiet bekannt sind, können bei Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden, um die Parameter für die Bohrlochbehandlungsverfahren zu optimieren. Das Modellieren kann beispielsweise verwendet werden, um die für den durchzuführenden Vorgang erforderliche Dauer zu bestimmen, und das abbaubare Material, seine Konzentration und die Pumprate werden dann dementsprechend ausgewählt. Die Hauptbegrenzung der Umleitung der induzierten Spannung (ISD) besteht darin, dass das induzierte Spannungsfeld in der Menge an Spannung, die es erzeugen kann, typischerweise in der Größenordnung von 3,44 MPa (500 psi) oder dergleichen, begrenzt ist. Wenn die Bruchdrücke der Zonen größer sind als etwa 3,44 MPa (500 psi), genügt die erzeugte Spannungsdifferenz nicht, um zu verhindern, dass der ursprüngliche Bruch anschließende Einspritzungen aufnimmt.
In einem weiteren Aspekt schafft die Erfindung ein Bohrlochbehandlungsfluid für die DMAD-Behandlung eines Bohrlochs, das eine wässerige Aufschlämmung sein kann. Die Aufschlämmung kann ein unlösliches abbaubares Material umfassen, wie vorstehend beschrieben, wobei das abbaubare Material in Faserform vorliegt, ein Polymer von von Monomer abgeleiteten Einheiten umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt sind, die aus Ester, aromatischen Säuren, Amiden und Kombinationen davon besteht, und in der Aufschlämmung mit einer Konzentration von mindestens 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal) vorliegt. Die Aufschlämmung kann auch ein Partikelmaterial vorzugsweise mit einer Verteilung von Größen umfassen, und eine Fluidphase der Aufschlämmung kann ein viskoelastisches Tensid, ein Cotensid, einen Rheologiemodifikator, einen polymeren Widerstandsverringerungsverstärker, einen monomeren Widerstandsverringerungsverstärker, eine wässerige Salzlösung oder dergleichen oder eine Kombination oder ein Gemisch davon umfassen. Das Partikelmaterial kann ein abbaubares Material in einer Ausführungsform oder ein Stützmittel in einer anderen Ausführungsform sein.
In einem weiteren Aspekt kann die Erfindung eine DMAD-Zusammensetzung schaffen, die einen entfernbaren Stopfen umfassen kann, der in einem Bohrloch durch Ausscheidung in einer Perforation, einem Bruch, einem Bohrloch oder einer Kombination davon von einem Bohrlochbehandlungsfluid mit einer wässerigen Aufschlämmung eines unlöslichen abbaubaren Materials in Faserform und eines Partikelmaterials mit einer Verteilung von Größen, wie vorstehend beschrieben, gebildet wird.
Kurzbeschreibung der Zeichnungen
1 zeigt ein Schaubild, das ein Druckprofil darstellt, das einem Verfahren mit Umleitung der induzierten Spannung (ISD) entspricht, wie im Stand der Technik verwendet.
2 zeigt ein Diagramm, das die Zersetzung von Stopfen, die aus Polymilchsäurefasern mit verschiedenen gewichtsmittleren Molekulargewichten (Mw) bestehen, wie durch eine schnelle Erhöhung der Strömung durch die Stopfen nachgewiesen, bei 121°C (250°F) und bei 6,89 und 17,24 MPa (1000 und 2500 psi) gemäß einer Ausführungsform der Erfindung darstellt.
3 zeigt ein Diagramm, das die Zersetzung von Stopfen, die aus abbaubaren Materialien und Stützmittel bestehen, wie durch eine schnelle Erhöhung der Strömung durch die Stopfen nachgewiesen, in Gegenwart von Kerosin bei 121°C (250°F) und 17,24 MPa (2500 psi) gemäß einer Ausführungsform der Erfindung darstellt.
4 zeigt ein Diagramm, das einen Überdruck, der zum Brechen einer Nutzzone erforderlich ist, als Funktion der Tiefe und des Abstandes zwischen Nutzzonen darstellt.
5 zeigt einen Graphen, der einen Überdruck für eine lokale Spannungsdifferenz von 10,34 MPa (1500 psi) zwischen der Nutzzone und Schiefergestein darstellt.
6 zeigt ein Schaubild, das ein Druckprofil entsprechend der Überbrückung und Blockierung von Stützmittel in einem Bruch gemäß einer Ausführungsform der Erfindung darstellt.
7A zeigt ein Schaubild, das die Verstopfung einer Perforation gemäß einer Ausführungsform der Erfindung darstellt.
7B zeigt einen vergrößerten Ausschnitt des Bereichs 7B von 7A. 8 zeigt ein Schaubild, das die Verstopfung eines Bohrlochs gemäß einer Ausführungsform der Erfindung darstellt.
9 zeigt einen vergrößerten Ausschnitt des Bereichs 9 von 8. 10 ist ein Schaubild, das die Position der Perforationen für jede Stufe und die im nachstehenden Beispiel 7 beschriebenen durchgeführten Arbeiten zeigt.
11 zeigt ein Temperaturprotokoll während des Pumpens der Stufe 4 des nachstehenden Beispiels 7, das einen geringfügigen Fluideintritt durch die Perforationen von Stufe 3 während des Brechens von Stufe 4 angibt.
12 zeigt die Indikatorverteilung im Bohrloch von Beispiel 7 nach dem Einspritzen von verschiedenen Indikatoren in Stufe 8 und Stufe 9, die angibt, dass nur ein minimaler Eintritt des Fluids von Stufe 9 durch die Perforationen von Stufe 8 beobachtet wurde.
Ausführliche Beschreibung
Ausführungsformen der Erfindung beziehen sich auf Verfahren zum vorübergehenden Blockieren von Bohrlöchern, Perforationen oder Formationsbrüchen, so dass eine andere Arbeit (z. B. ein Brechen anderer Zonen, eine Wiederaufwältigung, eine Bohrlochreparatur, eine Installation einer Anlage unter Tage usw.) effizienter oder ohne Beschädigung von existierenden Brüchen durchgeführt werden kann. Das vorübergehende Blockieren wird durch Festigen von Feststoffen mit abbaubaren Materialien, die sich innerhalb eines gewünschten Zeitraums zersetzen, erreicht. Wie beim Brechen angewendet, sind die Verfahren der Erfindung zum Verfahren der Umleitung einer induzierten Spannung Spannungsumleitung (ISDT) ähnlich, das derzeit für Bohrlöcher verwendet wird, die sich an Land in Nordamerika befinden.
Die abbaubaren Materialien können in einer beliebigen Form vorliegen: beispielsweise Pulver, Partikel, Kügelchen, Späne oder Fasern. Bevorzugte Ausführungsformen können diese Materialien in Form von Fasern verwenden. Die Fasern können eine Länge von etwa 2 bis etwa 25 mm, vorzugsweise etwa 3 bis etwa 18 mm aufweisen. Typischerweise weisen die Fasern eine längenbezogene Masse von etwa 0,111 dtex bis etwa 22,2 dtex (etwa 0,1 bis etwa 20 Denier), vorzugsweise etwa 0,167 bis etwa 6,67 dtex (etwa 0,15 bis etwa 6 Denier) auf. Die Fasern zersetzen sich vorzugsweise unter Bedingungen unter Tage, die Temperaturen von nicht niedriger als 180°C (etwa 350°F) oder mehr und Drücke von nicht niedriger als 137,9 MPa (20.000 psi) oder mehr umfassen können, in einer Dauer, die für den ausgewählten Vorgang geeignet ist, von einer minimalen Dauer von 0,5, 1, 2 oder 3 Stunden bis zu einem Maximum von 24, 12, 10, 8 oder 6 Stunden, oder einem Bereich von irgendeiner minimalen Dauer bis zu irgendeiner maximalen Dauer. Obwohl es normalerweise nicht erforderlich ist, kann die Zersetzung durch eine Spülung, die ein geeignetes Lösungsmittel enthält, oder eine, die den pH-Wert und/oder den Salzgehalt ändert, unterstützt oder beschleunigt werden. Die Zersetzung kann auch durch eine Erhöhung der Temperatur unterstützt werden, beispielsweise wenn die Behandlung vor dem Dampffluten durchgeführt wird. Wenn wir den Begriff abbaubar verwenden, schließen wir hierin alle von diesen geeignet auflösbaren Materialien sein.
Die abbaubaren Materialien können gegen die Umgebung empfindlich sein, so dass Verdünnungs- und Ausfällungsprobleme bestehen können. Das als Versiegeler verwendete abbaubare Material sollte vorzugsweise in der Formation oder dem Bohrloch für eine ausreichend lange Dauer (z. B. 3–6 Stunden) überleben. Die Dauer sollte lang genug sein, damit Seilarbeiten den nächsten Nutzsand perforieren, (eine) nachfolgende Bruchbehandlung(en) vollendet wird (werden), und sich der Bruch am Stützmittel schließt, bevor es sich vollständig absetzt, was die beste Bruchleitfähigkeit schafft. In dichten Gasformationen mit geringer Entweichung kann die Dauer des Stopfens ein kritisches Problem sein.
Es muss auch in Erwägung gezogen werden, dass Versiegeler aus abbaubarem Material die Rückströmung behindern können und folglich der Bruch für einen viel längeren Zeitraum überverdichtet werden kann, was die Umleitung begünstigen kann. In Formationen mit geringer Entweichung sollte jedoch Acht gegeben werden, dass die Einschlusszeit zu lang werden kann, was zu einer Stützmittelabsetzung führen kann. In diesem Fall kann die Rückströmung, nachdem das abbaubare Material gebrochen ist, verwendet werden, um bei der Suspension des Stützmittels im Bruch zu unterstützen. Folglich sollte ein Kompromiss zwischen diesen zwei Erwägungen gemacht werden. Gemäß Ausführungsformen der Erfindung sind die chemischen Lebensdauern im Bohrloch und im Bruch vorzugsweise nicht kürzer als 2–3 Stunden. Andererseits überschreiten ihre Lebensdauern vorzugsweise eine bestimmte Grenze nicht, um zu ermöglichen, Formationen mit äußerst geringer Entweichung zurückzuspulen. Dies deutet darauf hin, dass eine geeignete Auswahl des Versiegelertyps und der Additive wichtig ist.
Verschiedene abbaubare Materialien werden bei Ausführungsformen der Erfindung verwendet. Solche Materialien könnten theoretisch anorganische Fasern, beispielsweise aus Kalk oder Glas, umfassen, sind jedoch vorzugsweise Polymere oder Copolymere von von Monomer abgeleiteten Einheiten, wie z. B. Ester, Amide oder andere ähnliche Materialien. Wie hierin verwendet, kann auf Polymere hinsichtlich entweder der Monomere oder der umgesetzten Form der Monomere Bezug genommen werden und es ist selbstverständlich, dass die Bezugnahme auf das Monomer in der Patentbeschreibung und den Ansprüchen hinsichtlich der polymerisierten Form des Derivats, die sich aus der Polymerisation des Monomers ergibt, ausgelegt ist.
Die abbaubaren Polymere können an Nicht-Rückgrat-Stellen teilweise hydrolysiert sein. Beispiele umfassen Polyhydroxyalkanoate, Polyamide, Polycaprolactone, Polyhydroxybutyrate, Polyethylenterephthalate, Polybutylenterephthalate, Polyethylennaphthalenate, Polyvinylalkohole, Polyvinylacetat, teilweise hydrolysiertes Polyvinylacetat und Copolymere von diesen Materialien. Polymere oder Copolymere von Estern umfassen beispielsweise substituiertes und unsubstituiertes Lactid, Glycolid, Polymilchsäure und Polyglycolsäure. Polymere oder Copolymere von Amiden können beispielsweise Polyacrylamide, Polyamide wie z. B. Nylon 6,6; Nylon 6; KEVLAR und andere umfassen.
Materialien, die sich zum geeigneten Zeitpunkt unter den angetroffenen Bedingungen auflösen, werden auch verwendet, beispielsweise Polyole, die drei oder mehr Hydroxylgruppen enthalten. Polyole, die in der vorliegenden Erfindung nützlich sind, sind polymere Polyole, die beim Erhitzen, bei der Entsalzung oder einer Kombination davon solubilisierbar sind, und bestehen im Wesentlichen aus Hydroxyl-substituierten Kohlenstoffatomen in einer Polymerkette, die von benachbarten Hydroxyl-substituierten Kohlenstoffatomen durch mindestens ein Kohlenstoffatom in der Polymerkette beabstandet sind. Mit anderen Worten, die nützlichen Polyole sind vorzugsweise im Wesentlichen frei von benachbarten Hydroxyl-Substituenten. In einer Ausführungsform besitzen die Polyole ein gewichtsmittleres Molekulargewicht, das größer ist als 5.000 bis zu 500.000 oder mehr und von 10.000 bis 200.000 in einer anderen Ausführungsform. Die Polyole können, falls erwünscht, hydrophob modifiziert werden, um die Solubilisierung weiter zu hemmen oder zu verzögern, z. B. indem Hydrocarbyl-Substituenten wie z. B. Alkyl-, Aryl-, Alkaryl- oder Aralkyl-Anteile und/oder Seitenketten mit 2 bis 30 Kohlenstoffatomen eingeschlossen werden. Die Polyole können auch so modifiziert werden, dass sie Carbonsäure, Thiol, Paraffin, Silan, Schwefelsäure, Acetoacetylat, Polyethylenoxid, quaternäres Amin oder kationische Monomere umfassen. In einer Ausführungsform ist das Polyol ein substituierter oder unsubstituierter Polyvinylalkohol, der durch zumindest teilweise Hydrolyse eines Vorstufen-Polyvinylmaterials mit Estersubstituenten hergestellt werden kann.
Eine Anzahl von Laborexperimenten an der Erzeugung und am Testen von Fasernstopfen wurde durchgeführt. Das Testen zeigte, dass Stopfen mit 1 cm Durchmesser und 2 cm Länge 17,2 MPa (2500 psi) Druck für 2–4 Stunden bei 121°C (250°F) in Abhängigkeit von der Stopfenzusammensetzung standhalten können. 2 zeigt Lebensdauern von Faserstopfen, die aus Polymilchsäuren (PLA) mit verschiedenen Molekulargewichten bestehen. Die Faserstopfen mit höherem Molekulargewicht weisen unter den Testbedingungen, 121°C (250°F) und 6,9 MPa (1000 psi), längere Lebensdauern auf. Der Stopfen mit einem Polymer mit einem Molekulargewicht von 77.600 weist beispielsweise eine Lebensdauer von mehreren Stunden auf, während Stopfen, die aus Polymeren mit höherem Molekulargewicht bestehen, längere Lebensdauern (bis zu 6 Stunden) aufweisen.
Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung können verschiedene Arten von Chemikalien gepumpt werden, um die Zersetzung des abbaubaren Materials zu beschleunigen oder zu verzögern (siehe vorstehend). Beispiele von Verzögerungsmitteln können eine beliebige Art von hydrophobem Material (beispielsweise Kerosin, Öl, Diesel, Polymere, Tenside usw.) umfassen, die die Oberflächen der abbaubaren Materialien bedecken, um ihre Wechselwirkungen mit Wasser zu verlangsamen. Für beispielsweise Polyole wie z. B. teilweise hydrolysiertes Polyvinylacetat können beispielsweise Salze in das Fluid eingeschlossen werden; die hohe Ionenstärke verringert die Löslichkeit solcher Materialien. Beispiele von Beschleunigungsmitteln können beliebige Flüssigkeiten mit hohem oder niedrigem pH-Wert (beispielsweise kaustische oder Säurelösungen) umfassen, die die Zersetzung der abbaubaren Materialien beschleunigen.
Für PLA-Polymere ist der Hauptabbaumechanismus beispielsweise die Hydrolyse. Durch Zugeben eines hydrophoben Mittels zum Polymer (oder Stopfen) beispielsweise als Beschichtung werden die Raten der Hydrolyse verringert. Folglich werden die Lebensdauern der Polymere (daher die Lebensdauern der Stopfen) verlängert, wie in einer Untersuchung der Zersetzung von Stopfen, die aus Polymilchsäure mit einem Molekulargewicht von ~128.000 bestehen, gezeigt, wobei eine schnelle Erhöhung der Strömung durch die Stopfen in Gegenwart von Kerosin bei 121°C (250°F) bei 6,89 und 17,24 MPa (1000 und 2500 psi) bestand. Daher ist es möglich, die Lebensdauern von Stopfen zu steuern, um sie an die Zwecke der Arbeiten anzupassen.
Die abbaubaren Materialien werden typischerweise in hohen Konzentrationen verwendet, z. B. höher als 4,8, 6,0 oder 7,2 g/l (40, 50 oder 60 lbm/1.000 gal), um vorübergehende Stopfen oder Brücken zu bilden. Die niedrigeren Konzentrationen können verwendet werden, wenn die Faseraufschlämmung Wasser verlieren kann, was die Fasern konzentriert. Die maximalen Konzentrationen dieser Materialien, die verwendet werden können, können durch die Oberflächenanlage, die für die Zugabe und das Mischen zur Verfügung steht, begrenzt sein.
Einige Ausführungsformen der Erfindung verwenden abbaubare Faserstopfen, wie vorstehend beschrieben. Andere Ausführungsformen der Erfindung verwenden Stopfen, die aus abbaubaren Fasern und einem anderen Material, wie z. B. inerten Stützmitteln (einschließlich Sand) oder abbaubaren Absorptionsmitteln (wie z. B. Polyacrylsäure-co-acrylamid), gebildet sind. Der Einschluss eines Absorptionsmaterials kann helfen, die Poren innerhalb eines Stopfens zu füllen und ihn stärker zu machen.
Die Verwendung von geeigneten mit Harz beschichteten Stützmitteln (RCP) oder von Nicht-RCP-Stützmitteln mit kleiner Korngröße ergibt ziemlich zufrieden stellende Ergebnisse: RCP/Faser-Stopfen können einer Druckdifferenz von 17,2 MPa (2500 psi) bei 121°C (250°F) für mehrere Stunden standhalten, wie in 3 gezeigt. PLA-Fasern, die mit Kerosin vorbehandelt oder nicht vorbehandelt sind und mit RCP vermischt sind, erhalten unter den Handels bezeichnungen ACFRAC BLACK PLUS (40/70 mesh) und ACFRAC Pr6000 (20/40 mesh), waren geeignet. PLA-Faser mit Stützmittel mit einer multimodalen Partikelgrößenverteilung (PSD) war auch ein geeignetes Gemisch.
Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung werden abbaubare Materialien in Kombination mit Verfahren zum Erhöhen des Feststoffgehalts einer Aufschlämmung unter Verwendung der Partikelgrößenverteilungstechnologie verwendet. Mit einer geeignet gewählten multimodalen Verteilung von Partikelgrößen füllen kleinere Partikel die leeren Räume zwischen größeren, was zu einer Aufschlämmung führt, die weniger Wasser erfordert. Typische Verteilungen verwenden zwei oder drei unterschiedliche Partikelgrößenbereiche. Dies schafft eine Aufschlämmung mit verbesserten Strömungseigenschaften und ausgezeichneten Fixiereigenschaften wie z. B. Durchlässigkeit und Festigkeit. Folglich verwenden einige Ausführungsformen der Erfindung Stützmittel mit verschiedenen Größen anstelle von RCPs. Mit diesen Ausführungsformen können die Stützmittelzusammensetzungen optimiert werden, um eine ausreichende Leitfähigkeit der Stopfen zu erreichen, nachdem die Fasern zersetzt sind.
Mit dieser Methode (d. h. multimodale Partikelgrößenverteilung) können verschiedene Kombinationen von vorübergehenden Perforationsversiegelern mit ausgezeichneten Eigenschaften erreicht werden. Da abbaubare oder auflösbare Materialien wie z. B. Polymilchsäurefaser so ausgewählt werden können, dass sie mit Formationsfluiden kompatibel sind, und ihre Lebensdauern unter Tage leicht verändert werden können (z. B. durch Zugabe von Verzögerungsmitteln zum Verlängern ihrer Lebensdauern), ist diese Methode im DMAD-Verfahren sehr attraktiv.
Ein üblicher Fachmann kann erkennen, dass verschiedene Säurebruchverfahren bei den Ausführungsformen der Erfindung verwendet werden können, einschließlich Verfahren zum Erzeugen von Säure unter Tage (unter Verwendung einer emulgierten Säure, einer eingekapselten Säure oder einer festen Säurevorstufe). US 7,166,560 , Still, offenbart beispielsweise die Verwendung von festen Säurevorstufen, um eine gesteuerte Freisetzung von Säure durch Hydrolyse oder Auflösung zu schaffen. Die feste Säurevorstufe kann Lactid, Glycolid, Polymilch säure, Polyglycolsäure, ein Copolymer von Polyessigsäure und Polyglycolsäure oder ein Copolymer von Glycolsäure mit anderen Hydroxyl, Carbonsäure oder Hydroxycarbonsäure enthaltenden Anteilen, ein Copolymer von Milchsäure mit anderen Hydroxyl, Carbonsäure oder Hydroxycarbonsäure enthaltenden Anteilen oder ein Gemisch der vorangehenden sein. Die feste Säure kann mit einem zweiten Feststoff vermischt werden, der mit einer Säure reagiert, um die Rate der Auflösung und Hydrolyse der festen Säurevorstufe zu erhöhen.
Ferner können Ausführungsformen der Erfindung auch verwendet werden, um die Brüche oder das Bohrloch vorübergehend zu verstopfen, um die gewünschten Effekte zu erreichen oder um eine andere Arbeit durchzuführen. Verfahren der Erfindung können beispielsweise verwendet werden, um das Bohrloch nach dem Brechen vorübergehend einzuschließen, so dass sich die Brüche entspannen können. Für einen solchen Zweck ist die Dauer typischerweise kurz, beispielsweise etwa 0,5 Stunden. Ein zweckmäßiges abbaubares Material kann ausgewählt werden, um die gewünschte Dauer zu erreichen. Die abbaubaren Stopfen gemäß Ausführungsformen der Erfindung können auch als ”Abbruchkapseln” verwendet werden, um Perforationen oder Brüche vorübergehend zu verstopfen, beispielsweise 0,32 m³ (2 bbl) Wasser, enthaltend 2% VES (beispielsweise das nachstehend in den Beispielen beschriebene Konzentrat plus Additiv) plus 9,6 g/l (80 lbm/1.000 gal) von beispielsweise Polymilchsäurefaser plus 9,6 g/l (80 lbm/1.000 gal) von beispielsweise Polymilchsäurekugeln oder -pellets, beispielsweise 18–40 mesh. Dies ist effektiv ein Trägerfluid auf VES-Basis (vollständig nicht beschädigend) für eine vollständig auflösbare Entweichungssteuerkapsel auf Faserbasis.
Gemäß Ausführungsformen der Erfindung sind abbaubare Materialien vorzugsweise mit verschiedenen pH-Bruchfluiden und mit Salzlösungen, die verschiedene Konzentrationen von Salzen enthalten (wie z. B. Natriumchlorid NaCl, Kalziumchlorid CaCl₂, Natriumbromid NaBr, Kaliumchlorid KCl und anderen), kompatibel. Die abbaubaren Materialien sollten mit möglichst breiten Temperaturbereichen kompatibel sein. Es ist bevorzugt, dass die abbaubaren Materialien mit Temperaturen kompatibel sind, die größer sind als 0°C (32°F).
Abbaubare Materialien sollten mit gewogenen Salzlösungen oder Fertigstellungsfluiden ebenso kompatibel sein.
Die Verwendung von Fluiden auf Tensidbasis ist empfohlen, da geeignete VES-Fluide eine hohe Nullscherviskosität und eine effektivere Stützmittel- und Faseranordnung schaffen können und weniger Beschädigung als Fluide auf Polymerbasis verursachen. Wenn ein VES-Fluidsystem verwendet wird, um den Stopfen aus abbaubarem Material für die Umleitung zu liefern und wenn ein Tensidfluidsystem für die Reibungsverringerung beispielsweise beim Schlickwasserbruch auch verwendet wird, dann verbleibt ferner nach dem Abbau des Stopfens aus abbaubarem Material kein Polymer im System, das eine Beschädigung verursacht, die z. B. die Fluidströmung aus der Formation behindern könnte.
Obwohl die Beschreibung hierin den hydraulischen Bruch verwendet, um Ausführungsformen der Erfindung darzustellen, würde ein üblicher Fachmann erkennen, dass Verfahren der Erfindung in herkömmlichen gestützten Bruchbehandlungen unabhängig vom Verfahren der Verdickung des ausgewählten Fluids verwendet werden können, um die Stützmittel- und Fasertragekapazität bereitzustellen. Ein Fluid auf Polymerbasis oder Tensidbasis kann verwendet werden und die Verfahren und Zusammensetzungen der Erfindung können in anderen Arten des Brechens, einschließlich Schlickwasser- (oder Wasser-Frac-) und Säurebrechen, verwendet werden.
Von speziellem Interesse ist der Fall, in dem das gepumpte Fluid eine Schlickwasserbehandlung ist, wobei die Polymerkonzentration auf ein Minimum verringert wird, das erforderlich ist, um Pumpen mit hoher Rate mit minimalen Reibungsverlusten vorzusehen. In diesem Fall wird die durch das Polymer verursachte Beschädigung minimiert oder existiert nicht, aber die Konzentration des gepumpten Stützmittels wird dafür auch verringert. In einer Ausführungsform der Erfindung werden die abbaubaren Materialien in den späteren Stufen der Schlickwasserbehandlung gepumpt. In diesem Fall schafft die Verwendung eines viskoelastischen Tensidfluids viel bessere Stützmittel-Transporteigenschaften, während sie dennoch eine gewissermaßen oder vollständig polymerfreie Behandlung bleibt, die sicherstellt, dass der Bereich nahe dem Bohrloch mit einer hohen Stützmittelkonzentration fertig gestellt werden kann und folglich gut verbunden wird.
Geeignete Schlickwasserfluide auf Polymerbasis mit hohem Molekulargewicht umfassen Polymerreibungsverringerungsmittel, wie z. B. jene, die in Root, US-Pat. Nr. 3,254,719 , oder Philips & Hunter, US-Pat. Nr. 4,152,274 , beschrieben sind, die Fluide mit geringen Reibungsdrücken für Bohrlochwartungsanwendungen wie Brechen beschreiben, lineare (nicht vernetzte) natürliche Polysaccharide wie z. B. Guar und ähnliche Galactomannane und Derivate davon, wie z. B. Hydroxypropylguar, Carboxymethylhydroxypropylguar oder andere Heteropolysaccharide, wie z. B. Gellangummi, Diutangummi, Rhamsangummi und Derivate davon, die in US-Aktenzeichen 11/835,891, 8. August 2007, beschrieben sind, das Fluide mit geringen Reibungsdrücken für Bohrlochwartungsanwendungen beschreibt.
In einer weiteren Ausführungsform der Erfindung wird die Bruchbehandlung durch Pumpen einer polymerfreien Schlickwasserbehandlung auf Tensidbasis erreicht, wobei das Tensid mit niedriger Konzentration als Reibungsverringerungsmittel verwendet wird, während es dennoch bessere Stützmittel-Trageeigenschaften als äquivalente Widerstandsverringerungspolymerfluide auf Polymerbasis bereitstellt. Der Tensidtyp und die Konzentration können in den späteren Stufen geändert werden, um eine bessere Anordnung des Stützmittels und des abbaubaren Materials nahe den Perforationskanälen sicherzustellen. Diese Behandlung ermöglicht einen vollständig polymerfreien Bruch und ermöglicht, dass eine höhere Stützmittelkonzentration nicht nur im nahen Bohrlochbereich, sondern im ganzen Buch angeordnet wird. Folglich wird ein viel saubererer Bruch erhalten, wobei in einer beliebigen Stufe der Behandlung in den Bruchflächen keine Filterkuchenbildung möglich ist.
Geeignete Schlickwasserfluide umfassen polymerfreie Fluide, wie z. B. jene, die in US-Aktenzeichen 11/833449, 3. August 2007, beschrieben sind, das Fluide mit geringen Reibungsdrücken für Bohrlochwartungsanwendungen wie Stimulation (wie z. B. Brechen), Bohrlochausputzen und andere und Verfahren für ihre Verwendung beschreibt. Insbesondere beschreibt es Fluide auf Tensidbasis und Verfahren für ihre Verwendung zur Stimulation, zum Bohrlochausputzen und andere Anwendungen, die ein Tensid, ein Polymer mit niedrigem Molekulargewicht und wahlweise ein Gegenion umfassen. Die Fluide weisen hervorragende verbesserte viskose und Feststoffsuspensionseigenschaften gegenüber im Stand der Technik berichteten ähnlichen Fluiden bei niedrigen Tensidkonzentrationen (vorzugsweise geringer als etwa 0,5 Gewichtsprozent) auf.
Das Fluid von US-Aktenzeichen 11/833449, 3. August 2007, wird Suspensionsreibungsverringerungsmittel (SFR) genannt. Die SFR-Fluide umfassen ein Widerstandsverringerungstensid und ein Widerstandsverringerungsverstärkergemisch, das einen polymeren Widerstandsverringerungsverstärker und/oder einen monomeren Widerstandsverringerungsverstärker enthalten kann. Geeignete Tenside für die Verwendung als Widerstandsverringerungstenside der Erfindung umfassen kationische Tensidmoleküle, z. B. jene mit der Formel R₁R₂R₃R₄N⁽⁺⁾X^(–), und amphotere Tensidmoleküle mit der Formel R₁R₂R₃R₄N, wobei (A) R₁ ausgewählt ist aus: (1) einer gesättigten aliphatischen, einfach ungesättigten, zweifach ungesättigten oder mehrfach ungesättigten Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈ to C₂₄), und am meisten bevorzugt C₁₄ bis C₁₈; wie beispielsweise Hexadecyl -(CH₂)₁₅-CH₃; und (2) einer funktionalisierten Kohlenwasserstoffkette mit der Struktur R₁ = R₅-Y-R₆, wobei Y eine funktionale Gruppe ist, wie z. B. -O- (Ether), -NH- (Amin), -COO- (Ester), -CNH- (Amid), -[O-(CH₂)₂]_xO- (Polyethylenoxid), -[O-CH₂CH(CH₃)]_xO- (Polypropylenoxid), R₅ eine gesättigte aliphatische, einfach ungesättigte, zweifach ungesättigte oder mehrfach ungesättigte Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈ bis C₂₄), und am meisten bevorzugt C₁₄ bis C₂₂ ist, und R₆ eine Kohlenwasserstoffkette, C₁-C₆, bevorzugter -CH₂CH₂- oder -CH₂CH₂CH₂-, ist; (B) R₂ und R₃ ausgewählt sind aus: (1) einer Kohlenwasserstoffkette mit 1 bis 24 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise Methyl, -CH₃; (2) einer 2-Hydroxyethylkette (-CH₂-CH₂-OH); und (3) einer Hydroxy-endständigen Polyethylenoxid-Kette mit jeweiligen Längen x und y für R₂ bzw. R₃, derart ausgewählt, dass x + y < 20, 1 < x < 19 und 1 < y < 19, (-[CH₂CH₂-O]_n-H); (C) R₄ ausgewählt ist aus: (1) einer gesättigten Kohlenwasserstoffkette mit 1 bis 22 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise Methyl, -CH₃; (2) einer 2-Hydroxyethyl-Kette (-CH₂-CH₂-OH); (3) einem Wasserstoffatom, -H; und (4) für amphotere (hauptsächlich Aminoxid) Tenside einem Sauerstoffatom oder Stickstoffatom, wobei das Tensid keine positive Ladung trägt, und daher kein Anion X^(–) in der Struktur vorhanden ist; und (D) für kationische Tenside X^(–) ein Anion wie z. B. F^(–), Cl^(–), Br^(–), I^(–), NO₃ ^(–), SO₃H^(–), SO₄H^(–), CH₃COO^(–) (Acetat), CH₃SO₃ ^(–) (Methansulfonat), CF₃SO₃ ^(–) (Fluormethansulfonat), HO-CO-C₆H₄-COO^(–) (einwertiges Phthalat), CH₃OSO₃ ^(–) (Methansulfat), HO-C₆H₄COO^(–) (Salicylat), CH₃C₆H₄SO₃ ^(–) (Toluolsulfonat), HO-CH₂COO^(–) (Glycolat), HO-CH(CH₃)COO^(–) (Lactat) und andere einwertige Anionen ist.
Nützliche Tenside umfassen auch zwitterionische Tenside mit der allgemeinen Formel R₁N⁽⁺⁾R₂R₃R₄X^(–), wobei (A) R₁ ausgewählt ist aus: (1) einer gesättigten aliphatischen, einfach ungesättigten, zweifach ungesättigten oder mehrfach ungesättigten Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈ bis C₂₄), und bevorzugter C₁₄ bis C₂₂; wie z. B. Hexadecyl -(CH₂)₁₅-CH₃; und (2) einer funktionalisierten Kohlenwasserstoffkette mit der Struktur R₁ = R₅YR₆, wobei Y eine funktionale Gruppe wie z. B. -O- (Ether), -NH- (Amin), -COO- (Ester), -CNH- (Amid), -[O-(CH₂)₂]_xO- (Polyethylenoxid), -[O-CH₂CH(CH₃)]_xO- (Polypropylenoxid), ist, R₅ eine gesättigte aliphatische, einfach ungesättigte, zweifach ungesättigte oder mehrfach ungesättigte Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈ bis C₂₄), und bevorzugter C₁₄ bis C₂₂ ist und R₆ eine Kohlenwasserstoffkette, C₁-C₆, bevorzugter -CH₂CH₂- oder -CH₂CH₂CH₂-, ist; (B) R₂ und R₃ Kohlenwasserstoffketten mit 1 bis 24 Kohlenstoffatomen, vorzugsweise Methyl, -CH₃, sind; (C) R₄ eine Alkylkette C₁ bis C₆, bevorzugter -CH₂- oder -CH₂CH₂- ist; und (D) X^(–) Carboxylat -COO^(–) für Betaine oder eine Sulfonatgruppe, -SO₃ ^(–) für Sultaine ist.
Nützliche Tenside umfassen auch anionische Tenside mit der Formel R₁X^(–)M⁽⁺⁾, wobei (A) R₁ ausgewählt ist aus (1) einer gesättigten aliphatischen, einfach ungesättigten, zweifach ungesättigten oder mehrfach ungesättigten Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈-C₂₄), oder einer einfach substituierten Phenylgruppe (wie z. B. Nonylphenyl, -C₉H₁₉C₆H₄, oder Octylphenyl, -C₈H₁₇C₆H₄) und (2) einer funktionalisierten Kohlenwasserstoffkette mit der Struktur R₁ = R₂Y, wobei Y eine funktionale Gruppe ist, wie z. B. -[O-(CH₂)₂]_xO- (Polyethylenoxid), oder -[O-CH₂CH(CH₃)]_xO- (Polypropylenoxid), und R₂ eine gesättigte aliphatische, einfach ungesättigte, zweifach ungesättigte oder mehrfach ungesättigte Kohlenwasserstoffkette mit 8 bis 24 Kohlenstoffatomen, (C₈-C₂₄), oder eine einfach substituierte Phenylgruppe (wie z. B. Nonylphenyl, -C₉H₁₉C₆H₄, oder Octylphenyl, -C₈H₁₇C₆H₄) ist; (B) X^(–) eine negativ geladene Gruppe ist, wie z. B. COO^(–); oder SO₃ ^(–); und (C) M⁽⁺⁾ ein einwertiges Kation (wie z. B. Li⁽⁺⁾, Na⁽⁺⁾, K⁽⁺⁾, Rb⁽⁺⁾ und NH₄ ⁽⁺⁾) ist.
Beispiele von Tensiden, die in SFR-Fluiden der Erfindung verwendet werden können, umfassen auch diejenigen amphoteren Tenside, wie z. B. Aminoxid-Tenside mit der allgemeinen Formel R₁R₂R₃NO, wie z. B. Hexadecyldimethylaminoxid; Tetradecyldimethylaminoxid; Lauryldimethylaminoxid; Octadecyldimethylaminoxid; und dergleichen, für die einige Beispiele unter den Handelsnamen Aromox B-W 500, Aromox DMC, Aromox DM16, Aromox 14D-W 970, Aromox DMHT, Aromox T/12 DEG, Aromox APTA-T und Aromox C/13W, alle von AKZO, erworben werden können.
Nützliche ”polymere Widerstandsverringerungsverstärker” umfassen Polymere mit relativ niedrigem Molekulargewicht, die allein nicht in der Lage sind, irgendeine Widerstandsverringerungsaktivität in wässerigen Fluiden zu schaffen, die jedoch, wenn sie in Gegenwart von einem oder mehreren Widerstandsverringerungstensid(en) verwendet werden, stark die Leistung des Tensids verstärken, die Widerstandsverringerung erhöhen, die Fluidviskosität mit niedriger Scherrate erhöhen und folglich eine bessere Partikeltransportfähigkeit bereitstellen.
Nützliche Beispiele für die Kombination mit kationischen und zwitterionischen Widerstandsverringerungstensiden umfassen Polymere, die unter den Handelsbezeichnungen Daxad^® 16L und Daxad^® 17 erhältlich sind. Daxad^® 17 ist ein festes Material, das ein Polykondensationsprodukt von Natriumnaphthalinsulfonat mit Formaldehyd ist, mit einem Molekulargewicht von etwa 2000–3000 Da. Daxad^® 16L ist eine 50%ige wässerige Lösung von Daxad^® 17. Daher weisen beide Produkte dasselbe Molekulargewicht auf. Copolymere, die durch Formaldehydkondensation von Naphthalinsulfonat mit anderen Monomeren wie z. B. Phenol, alkylierten Phenolen, Bisphenolen mit verschiedenen Strukturen, wie z. B. Bisphenol F (Formaldehyd) oder Bisphenol A (Aceton) usw., erhalten werden, können auch verwendet werden, ob sie durch Säure- oder Basenkatalyse erhalten werden. Copolymere, die durch Melaminkondensation von Naphthalinsulfonat mit anderen Monomeren wie z. B. Phenol, alkylierten Phenolen, Bisphenolen mit verschiedenen Strukturen, wie z. B. Bisphenol F (Formaldehyd) oder Bisphenol A (Aceton) und dergleichen, erhalten werden, und Lignosulfonate können auch als polymere Widerstandsverringerungsverstärker verwendet werden.
Andere Sulfonat enthaltende Nicht-Widerstandsverringerungspolymere mit niedrigem Molekulargewicht, die verwendet werden können, umfassen Vinylbenzolsulfonat und AMPS-Copolymere. Polycarbonate, Epoxidharze und andere Polymere, die mit einem Sulfonat, Carboxylat, Phosphat oder einer Sulfatgruppe funktionalisiert wurden, um sie wasserlöslich zu machen, sind auch nützlich. Die Sulfonatgruppe in irgendeinem der vorstehend aufgelisteten Sulfonatpolymer-Beispiele kann durch andere anionische Strukturen wie z. B. Carboxylate, Phosphate oder Sulfate ersetzt werden. Die Wirkung der Polymermassigkeit, des linearen oder verzweigten Charakters des Polymers, der Anwesenheit oder Abwesenheit und des Grades der internen Vernetzung und die beständige Länge des Polymers haben eine Auswirkung auf die vom ausgewählten Oligomer oder Polymer bereitgestellte Widerstandsverringerungsverstärkung und sollten gemäß den hierin beschriebenen Verfahren getestet werden.
Als polymere Widerstandsverringerungseinheiten sind negativ geladene Polysaccharide mit niedrigem Molekulargewicht auch nützlich, wie z. B. Carboxymethylcellulose, Carboxymethylguar, Carboxymethylhydroxypropylguar und dergleichen sowie wasserlösliche Maleinsäureanhydrid-Copolymere mit niedrigem Molekulargewicht, wie z. B. unter der Handelsbezeichnung Daxad^® 31 erhältlich, oder Natriummethacrylat-Polymere und -Copolymere wie z. B. unter der Handelsbezeichnung Daxad^® 30 erhältlich, Ammoniummethacrylat-Polymere und -Copolymere, wie z. B. unter der Handelsbezeichnung Daxad^® 32 erhältlich, können auch verwendet werden.
Andere Polymere mit niedrigem Molekulargewicht, die allein nicht in der Lage sind, irgendeine Widerstandsverringerungsaktivität in wässerigen Lösungen bereitzustellen, die jedoch in Gegenwart von einem oder mehreren zwitterionischen oder amphoteren Widerstandsverringerungstensid(en) die Leistung des Tensids stark verbessern, die Widerstandsverringerung erhöhen, die Fluidviskosität mit niedriger Scherrate erhöhen und folglich eine bessere Partikeltransportfähigkeit bereitstellen, umfassen nicht-ionische Polymere, wie z. B. teilweise hydrolysierte Polyvinylacetat-Copolymere, Polyvinylalkohol und Copolymere, Polyethylenoxid und Copolymere, Polypropylenoxid und Copolymere. Besonders geeignete Beispiele von solchen Polymeren umfassen ein Polyvinylalkohol-Copolymer, das unter dem Handelsnamen Alcotex^® WD100 vertrieben wird. Andere Beispiele von solchen Polymeren umfassen diejenigen wasserlöslichen Polyampholite mit niedrigem Molekulargewicht, die sowohl positive als auch negative Ladungen enthalten, die durch Copolymerisation von mindestens einem kationischen Monomer und einem anionischen Monomer erhalten werden, und wahlweise andere geladene oder nicht geladene Monomere.
Nützliche monomere Widerstandsverringerungsverstärker umfassen bestimmte ungeladene organische Verbindungen, wie z. B. Harnstoff und Harnstoffderivate, und bestimmte geladene organische Verbindungen (auch Gegenionen genannt), wie z. B. das Salicylation, die helfen können, die Widerstandsverringerungseigenschaften eines gegebenen Tensids entweder in Gegenwart oder Abwesenheit von polymeren Widerstandsverringerungsverstärkern zu verstärken. Harnstoff und von Harnstoff abgeleitete Verbindungen, wie z. B. N,N-Dimethylharnstoff, N,N'-Dimethylharnstoff oder N,N-Diethylharnstoff und dergleichen, sind als monomere Widerstandsverringerungsverstärker in SFR-Fluiden nützlich.
Organische ionische Verbindungen wie z. B. Natriumsalicylat können auch als monomere Widerstandsverringerungsverstärker für eine Vielfalt von Widerstandsverringerungstensiden und Tensidgemischen verwendet werden. Andere nützliche ionische Verbindungen umfassen Natriumpara-toluolsulfonat, Natriumxylolsulfonat, Natriumnaphthalinsulfonat, Natriumphthalat, Natriumcitrat, Natrium-EDTA, Natriummethansulfonat, Natriumperfluormethansulfonat, Natriummalonat, Natriumfumarat, Natriumadipat usw. Andere Anionen, die verwendet werden können, umfassen Chelatbildner, wie z. B. EDTA-Salze, chlorierte Salicylate, alkylierte Salicylate, chlorierte Phthalate, alkylierte Phthalate, Alkylsulfonate, Alkylsulfate, Alkylarylsulfonate, Alkylarylsulfate, ethoxylierte Alkylsulfonate, ethoxylierte Alkylsulfate, ethoxylierte Alkylarylsulfonate oder ethoxylierte Alkylarylsulfate. Salze von Abietinsäure (auch als Harzsäure oder Sylvinsäure, C₁₉H₂₉COOH, bekannt) können auch verwendet werden, ebenso wie andere ähnliche Materialien, wie z. B. Fulvosäuresalze. Kalium- oder Ammoniumsalze von diesen Anionen sind wirksam, ebenso wie andere Salze von einfachen Kationen.
Eine bevorzugte Ausführungsform der Erfindung ist die Verwendung eines Fluids zum Liefern des Stopfens aus abbaubarem Material, das ein viskoelastisches Tensid, das aus zwitterionischen, amphoteren und kationischen Tensiden und Gemischen von diesen Tensiden ausgewählt ist, und einen Rheologieverbesserer in einer Konzentration, die ausreicht, um die Scherwiederherstellungszeit des Fluids zu verkürzen, enthält, wobei der Rheologieverbesserer aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus einem amphiphilen Polymer, beispielsweise einem Homopolymer oder Copolymer, besteht, das mindestens einen Teil, der aus einem teilweise hydrolysierten Polyvinylester oder teilweise hydrolysierten Polyacrylat besteht, oder Sulfonat enthaltende Polymere enthält. Der Rheologieverbesserer kann auch die Viskosität des Fluids erhöhen.
In einer bevorzugteren Ausführungsform kann das viskoelastische Tensidsystem ein zwitterionisches Tensid, beispielsweise ein Tensid oder Gemisch von Tensiden mit der Formel: RCONH-(CH₂)_a(CH₂CH₂O)_m(CH₂)_b-N⁺(CH₃)₂-(CH₂)_a'(CH₂CH₂O)_m'(CH₂)_b'COO^– enthalten, wobei R eine Alkylgruppe ist, die etwa 17 bis etwa 23 Kohlenstoffatome enthält, die verzweigt oder geradkettig sein kann und die gesättigt oder ungesättigt sein kann; a, b, a' und b' jeweils 0 bis 10 sind und m und m' jeweils 0 bis 13 sind, a und b jeweils 1 oder 2 sind, wenn m nicht 0 ist, und (a + b) 2 bis 10 ist, wenn m 0 ist; a' und b' jeweils 1 oder 2 sind, wenn m' nicht 0 ist, und (a' + b') 1 bis 5 ist, wenn m' 0 ist; (m + m') 0 bis 14 ist; und CH₂CH₂O auch OCH₂CH₂ sein kann. Das zwitterionische Tensid kann die Betainstruktur:
aufweisen, wobei R eine Hydrocarbylgruppe ist, die verzweigt oder geradkettig, aromatisch, aliphatisch oder olefinisch sein kann und etwa 14 bis etwa 26 Kohlenstoffatome aufweist und ein Amin enthalten kann; n = etwa 2 bis etwa 4; und p = 1 bis etwa 5, und Gemische von diesen Verbindungen. Das Betain kann Oleylamidopropylbetain oder Erucylamidopropylbetain sein und kann ein Cotensid enthalten.
Das viskoelastische Tensidsystem kann ein kationisches Tensid, beispielsweise ein Tensid oder Gemisch von Tensiden mit der Struktur: R₁N⁺(R₂)(R₃)(R₄)X^– enthalten, wobei R₁ etwa 14 bis etwa 26 Kohlenstoffatome aufweist und verzweigt oder geradkettig, aromatisch, gesättigt oder ungesättigt sein kann und ein Carbonyl, ein Amid, ein Retroamid, ein Imid, einen Harnstoff oder ein Amin umfassen kann; R₂, R₃ und R₄ jeweils unabhängig Wasserstoff oder eine aliphatische C₁- bis etwa C₆-Gruppe sind, die dieselbe oder verschieden, verzweigt oder geradkettig, gesättigt oder ungesättigt sein können, und von denen eines oder mehrere als eines mit einer Gruppe substituiert sein kann, die die R₂-, R₃- und R₄-Gruppe hydrophiler macht; die R₂-, R₃- und R₄-Gruppen in eine heterocyclische 5- oder 6-gliedrige Ringstruktur eingeschlossen sein können, die das Stickstoffatom umfasst; die R₂-, R₃- und R₄-Gruppen dieselben oder verschieden sein können; R₁, R₂, R₃ und/oder R₄ ein oder mehrere Ethylenoxid- und/oder Propylenoxideinheiten enthalten können; und X^– ein Anion ist; und Gemische von diesen Verbindungen. Als weiteres Beispiel enthält R₁ etwa 18 bis etwa 22 Kohlenstoffatome und kann ein Carbonyl, ein Amid oder ein Amin enthalten; R₂, R₃ und R₄ enthalten 1 bis etwa 3 Kohlenstoffatome und X^– ist ein Halogenid. Als weiteres Beispiel umfasst R₁ etwa 18 bis etwa 22 Kohlenstoffatome und kann ein Carbonyl, ein Amid oder ein Amin umfassen, und R₂, R₃ und sind zueinander dieselben und umfassen 1 bis etwa 3 Kohlenstoffatome. Das kationische viskoelastische Tensidsystem enthält gegebenenfalls Amine, Alkohole, Glycole, organische Salze, Chelatbildner, Lösungsmittel, gegenseitige Lösungsmittel, organische Säuren, organische Säuresalze, anorganische Salze, Oligomere, Polymere, Copolymere und Gemische der Materialien, die in einer Konzentration zwischen etwa 0,01 und etwa 10 Prozent, beispielsweise in einer Konzentration zwischen etwa 0,01 und etwa 1 Prozent, vorhanden sind. Das amphotere Tensid kann beispielsweise ein Aminoxid, beispielsweise ein Amidoaminoxid, sein.
Der Rheologieverbesserer kann im Fluid in einer Konzentration von etwa 0,0005% bis etwa 0,2%, beispielsweise in einer Konzentration von etwa 0,001% bis etwa 0,05% vorliegen. Der Rheologieverbesserer enthält als ein Beispiel ein teilweise hydrolysiertes Polyvinylacetat mit einer Prozenthydrolyse zwischen etwa 10% und etwa 95%. Das Molekulargewicht ist beispielsweise etwa 500 bis etwa 100.000.000. Andere Ester können verwendet werden, beispielsweise C₂- bis C₅-Ester (d. h. die teilweise hydrolysierten Ethyl-zu-Pentyl-Ester von Polyvinylalkohol). Als weiteres Beispiel enthält der Rheologieverbesserer teilweise hydrolysiertes Polyvinylacetat mit einer Prozenthydrolyse zwischen etwa 30% und etwa 88% und das Molekulargewicht ist beispielsweise etwa 500 bis etwa 1.000.000.000.
Der Rheologieverbesserer kann auch teilweise hydrolysierte Polyacrylate oder teilweise hydrolysierte Polymethacrylate oder dergleichen enthalten, beispielsweise, jedoch nicht begrenzt auf teilweise hydrolysiertes Polymethylacrylat, teilweise hydrolysiertes Polyethylacrylat, teilweise hydrolysiertes Polybutylacrylat, teilweise hydrolysiertes Polymethylmethacrylat und Gemische von diesen Polymeren. Der Rheologieverbesserer kann auch Sulfonat enthaltende Polymere enthalten.
Der amphiphile Polymer- oder Copolymer-Rheologieverbesserer kann linear, verzweigt sein oder eine Kamm-, dendritische, Bürsten, Pfropf-, Stern- oder sternverzweigte Form aufweisen. Er kann andere sich wiederholende Einheiten als Vinylester, Vinylacrylate und die entsprechenden hydrolysierten Gruppen enthalten. Die anderen sich wiederholenden Einheiten sind beispielsweise Polyethylenoxid/Polyethylenglycol oder Polypropylenoxid/Polypropylenglycol. Die Copolymere können zufällige, abwechselnde oder Blockcopolymere sein.
Das Verfahren der Erfindung kann in einstufigen oder mehrstufigen Behandlungen verwendet werden, wie z. B. als nicht begrenzende Beispiele: Brechen, Matrixbehandlungen, Quetschbehandlungen und Wassersteuerbehandlungen. Die Verwendung der Faserumleitung in irgendeinem Fluid kann sich auf einen breiten Bereich von Anwendungen auswirken. Obwohl die Verfahren der Erfindung beim Brechen, bei der Wiederaufwältigung oder bei anderen Arten von Arbeiten verwendet werden können, verwendet die folgende Beschreibung der Deutlichkeit halber das hydraulische Brechen als Beispiel, um die Ausführungsformen der Erfindung zu erläutern. Es wird als Beispiel auch angenommen, dass das aufeinander folgende Brechen am Boden eines vertikalen Bohrlochs oder am distalen Ende eines horizontalen Bohrlochs beginnt und in Richtung des Bohrlochkopfs fortschreitet. Andere Abläufe sind natürlich in Abhängigkeit vom Spannungsprofil möglich. Ein üblicher Fachmann kann erkennen, dass dies den Schutzbereich der Erfindung nicht auf das hydraulische Brechen begrenzen soll. Stattdessen können die Verfahren der Erfindung auch bei anderen Arbeiten, wie z. B. beim vorübergehenden Verstopfen von Brüchen oder Bohrlöchern, verwendet werden.
Einige Ausführungsformen der Erfindung beziehen sich auf das vorübergehende Blockieren von bereits erzeugten Brüchen, so dass andere Zonen gebrochen werden können. Wie auf das mehrstufige Brechen angewendet, kann am Abschlussende einer Bruchbehandlung ein abbaubares oder auflösbares Material gepumpt werden, um einen vollendeten Bruch vorübergehend zu verstopfen. Der vorübergehende Stopfen verriegelt die Stützmittel in einem Bruch, was sie unbeweglich macht und eine beträchtliche Spannungserhöhung und Umleitung in niedrigeren Zonen mittels einer signifikanten Nettodruckerhöhung auf Grund der hohen Wahrscheinlichkeit einer Stützmittelüberbrückung mit den abbaubaren Materialien bewirkt. Gemäß einem alternativen Verfahren der Erfindung wird ein abbaubares Material, das eine vorübergehende Dichtung erzeugen kann, nach den Stützmittelstufen gepumpt, um den Bruch durch Abdichten der Perforationen vorübergehend abzudichten. In einer anderen Alternative wird der Stopfen im Bohrloch gebildet, um die Perforationen abzudichten, die zum Bruch führen. In noch einer weiteren Ausführungsform wird ein Stopfen an mehr als einer dieser Stellen gebildet.
Mit diesem System wird der Bruch geschützt und aufeinander folgende Bruchbehandlungen, gewöhnlich das Loch weiter aufwärts, können ohne den Bedarf für einen langwierigen Seilarbeitseingriff durchgeführt werden, da nur eine Perforation erforderlich ist, um eine anschließende Brechbehandlung einzuleiten. Das abbaubare Material löst sich mit der Zeit auf und gibt den Bruch frei. Das abbaubare Material kann verschiedene Eigenschaften, Formen und Gehalte aufweisen. Der Materialzerfall oder die Materialzersetzung kann chemisch, durch Temperatur oder mechanisch angetrieben werden. Diese Verfahren können mit einer beliebigen geeigneten Anlage, die auf dem Fachgebiet bekannt ist, durchgeführt werden, einschließlich einer gewendelten Rohrleitung (CT), die in den Bohrlöchern zum Strahlbohren von neuen Perforationen installiert wurde. Diese Verfahren der Erfindung sind zu den ISDT ähnlich, die derzeit an Land in Nordamerika verwendet werden. Die durch abbaubares Material unterstützte Umleitung (DMAD) gemäß den Ausführungsformen der Erfindung kann jedoch eine viel höhere und zuverlässigere Spannungsumleitung schaffen.
Beim mehrstufigen Brechen mit Spannungsumleitung sollte die Spannung den Durchbruchdruck und die Nettodruckerhöhung während der nachfolgenden Stufen übersteigen. Die Spannung oder der Druck für die Umleitung zu nach folgenden Bruchstufen kann sich aus mindestens vier Mechanismen ergeben: (1) normale Erhöhungen der Spannung mit der Tiefe; (2) Rohrreibung; (3) vorübergehende Überladung durch das Brechen (Nettodruck); und (4) erhöhte Spannung an Stützmitteln. Diese können von einem anderen Mechanismus der Spannungsumleitung unterschieden werden, der bei irgendeiner Aufgabe unter Verwendung von Polymer als Verdickungsmittel in der Konzentration des Polymergels auf Grund von Fluidverlust auftritt, dies wird jedoch nicht weiter erörtert.
Eine lokale Formationsspannung kann durch eine Überlastungsspannung, thermische Spannung und tektonische Belastungen entstehen. Die übliche Abschätzung für die Bruchdruckerhöhung ist 14 kPa/m (0,62 psi/ft). Dies deutet darauf hin, dass identische Gesteine mit einem normalen Druckgradienten 4,27 MPa (620 psi) Umlenkleistung pro 304,8 m (1000 ft) Abstand aufweisen. In der Realität ist jedoch die Bruchdruckverteilung nicht vollständig homogen: sie ist üblicherweise eine Funktion der Lithologie und des Porendrucks der fraglichen Schichten und variiert nicht linear mit der Tiefe. Daher muss häufig zusätzliche Energie zum System hinzugefügt werden, um sicherzustellen, dass das ISD-Verfahren konsistent arbeiten würde.
Reibungsdruckverluste sind Rohrreibungsverluste, die hauptsächlich in Röhren (Verrohrung oder Rohrleitung) von der Oberfläche auftreten, bis das Fluid den hydraulischen Bruch erreicht. Je höher die Druckverluste sind, desto weniger Druck wird von entweder der Oberfläche oder einem Einspritzpunkt über einem Referenzpunkt übertragen. Folglich kann der Reibungsdruck den Erfolg des Verfahrens der Umleitung von induzierter Spannung durch Verringern der Menge an Druck, die ansonsten zum erneuten Brechen von vorherigen Bruchzonen führen könnte, erleichtern. Selbst bei hohen Durchflussraten mit hoher Reibung ist jedoch die Reibungsdruckumleitung bestenfalls, z. B. für sehr viskose Fluide, gewöhnlich nicht höher als 22,6 kPa/m (1 psi/ft). Ein jüngerer Trend besteht darin, eine niedrige Polymerbeladung für Bruchfluide zu verwenden. Solche Bruchfluide weisen eine niedrige Viskosität und einen niedrigen Rohrreibungsdruck auf. Folglich würde der Rohrreibungsdruck bei einer typischen ISDT-Bruchaufgabe keine wichtige Rolle spielen. Es ist zu beachten, dass bei dem Verfahren mit begrenztem Eintritt die begrenzte Anzahl von Perforationen einen künstlichen Reibungsdruck nicht auf Grund des Fluids, sondern vielmehr auf Grund der begrenzten Anzahl von Perforationen erzeugt.
Die Bruchüberladung ergibt sich aus dem Bedarf, den Durchbruchdruck zu überwinden, um den Bruchprozess einzuleiten. Durchbruchdrücke sind typischerweise 5–10% höher als der Bruchausdehnungsdruck, der etwa derselbe wie die Verschlussspannung ist. Typische Werte für Bruchdifferenzgradienten sind 2,26–4,53 kPa/m (0,1–0,2 psi/ft) in einer Tiefe um 3048 m (10.000 ft). Dies impliziert, dass es lohnenswert ist, einen beträchtlichen Nettoüberdruck im ersten (unteren) Bruch zu haben, um den Durchbruchdruck der oberen Zone zu überwinden. Um nützlich zu sein, sollte jedoch der Überladungsdruck im ersten Bruch nicht über Rückströmung entlastet werden.
4 zeigt ein Diagramm von Überdrücken, die typischerweise erforderlich sind, um eine Formation zu brechen, in verschiedenen Tiefen, z. B. die Kurve 24 für 1524 m (5000 ft); die Kurve 26 für 1829 m (6000 ft); und die Kurve 28 für 2134 m (7000 ft). In diesem Diagramm wird angenommen, dass der Bruchgradient 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft) ist, wohingegen der Durchbruchdruckgradient 17 kPa/m (0,75 psi/ft) ist. Aus 2 ist offensichtlich, dass je tiefer die Nutzzonen liegen, desto höher die erforderlichen Überdrücke für einen gegebenen Abstand zwischen Nutzsand sind. Wenn beispielsweise der erste Bruch in 2286 m (7500 ft) und der nächste in 2134 m (7000 ft) erzeugt wurde, ist der erforderliche Überdruck im ersten Bruch ungefähr 2551 kPa (370 psi) (siehe Kurve 28). In dichten Gasformationen kann der erforderliche Überdruck nicht niedriger als 13,8 MPa (2.000 psi) in Tiefen, die höher sind als 3048 m (10.000 ft), sein. Diese Daten nehmen alle eine identische Lithologie und identische Porendrücke an; Veränderungen an irgendeinem von diesen könnten sich auf die Kurven auswirken.
Wenn das Pumpen nach dem Brechen stoppt, schließen sich die Brüche am Stützmittel, das in die Brüche eingetreten ist. Die übliche Industriepraxis zum Abschätzen der Verschlussspannung am Stützmittel besteht darin, den Strömungsgrundlochdruck von der abgeschätzten lokalen Spannung des gebrochenen Nutzintervalls zu subtrahieren. Es wurde jedoch gezeigt, dass die Verschlussspannung am Stützmittel auf Grund des Einflusses der Grenzschichten signifikant höher sein kann als erwartet. Siehe Schubarth et al., "Understanding Proppant Closure Stress", SPE 37489, SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, OK, USA, 9.–11. März 1997. Normalerweise breitet sich ein Bruch nicht innerhalb des Zielsandes aus, der das untere und das obere Schiefergestein begrenzt, wo die Verschlussspannung höher ist. Die Spannungsdifferenz zwischen dem Sand in der Nutzzone und dem Sand an den Grenzen kann zwischen 3,44 und 17,2 MPa (500 und 2500 psi) variieren. Die Dicke eines Nutzintervalls kann von 6,1 bis 61 m (20 bis 200 ft) variieren. Auf der Basis dieser Werte wurde gezeigt, dass der Verschlussüberdruck von 2,1 MPa (300 psi) für einen 61 m (200 ft) dicken Nutzsand bis 10,34 MPa (1500 psi) für einen 6,1 m (20 ft) dicken Nutzsand unter der Annahme einer lokalen Druckdifferenz von 10,34 MPa (1500 psi) an den Sand-Schiefer-Grenzen variieren kann, wie in 5 zu sehen. Die übermäßige Spannung an den Sand-Schiefer-Grenzen kann eine negative Auswirkung auf die Bruchleitfähigkeit haben, aber sie hat eine positive Auswirkung auf die Spannungsumleitung. Es sollte beachtet werden, dass dieser Mechanismus weitgehend von den Mechanismen 1–3 der vorstehend aufgelisteten vier Mechanismen unabhängig ist, da der Bruchverschluss nicht auftritt, bis sich die Bruchüberladung durch Entweichung oder Rückströmung vollständig aufgelöst hat. Daher kann dieser Mechanismus separat von den anderen drei Mechanismen betrachtet werden.
Die Wechselwirkung zwischen den ersten drei Umleitmechanismen kann durch Analysieren derselben in Formeln besser verstanden werden. Zuerst soll angenommen werden, dass: (1) der erste Nutzsand gebrochen wird und eine vorübergehende Überladung von Δ₁ psi aufweist; (2) die Überladung in der ersten Stufe Δ₁ ausreicht, um die zweite Stufe umzuleiten; (3) eine normale Spannungserhöhung mit der Tiefe von 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft) besteht; und (4) der Reibungsdruck des Bruchfluids 11,3 kPa/m (500 psi/1000 ft) ist. Mit diesen Annahmen können die beeinflussenden Gleichungen für die erste bzw. die zweite Zone geschrieben werden als: ps + pHS1 – pfr1 ≤ σmin1 + Δ1 (1) ps + pHS2 – pfr2 – σmin2 = Δ2 (2)wobei p_s der Oberflächendruck ist, p_HSi der hydrostatische Druck für die i-te Zone ist, p_fri der i-te Reibungsdruck ist, σ_mini die i-te lokale Spannung ist und Δ₂ der Nettodruck in der zweiten Zone ist.
Wenn Gl. (2) in Gl. (1) eingesetzt wird, wird folgendes erhalten: Δ2 – pHS2 + Pfr2 + σmin2 + pHS1 – pfr1 ≤ σmin1 + Δ1 (3)oder Δ2 + ΔpHS ≤ Δ1 + Δpfr + Δσmin (4)wobei Δp p₁–p₂ bedeutet. Die rechte Seite von Gl. (4) beschreibt die zwangsläufigen Isolationsmechanismen oder die induzierten Spannungen, während der linke Teil der erforderliche Überdruck ist. Mit den vorstehend aufgelisteten Annahmen gilt Δp_HS = 11,3 kPa/m (50 psi/100 ft), Δp_fr = 11,3 kPa/m (50 psi/100 ft) und Δσ_min = 14,7 kPa/m (65 psi/100 ft). Durch Einsetzen dieser Zahlen in Gl. (4) wird für einen Abstand von 152,4 m (500 ft) folgendes erhalten: Δ1 ≥ Δ2 – 325 psi (2.24 kPa) (5)
Gl. (5) gibt an, dass, wenn der Nettodruck im ersten Bruch vollständig entlastet wird (auf Grund von Rückströmung oder Entweichung), dann ein Überdruck von 2,24 kPa (325 psi) besteht, um die nächste Stufe umzuleiten. In wenig durchlässigen harten Gesteinen kann ein typischer Wert für den Nettodruck zwischen 6,9 und 13,8 MPa (1000 und 2000 psi) variieren. Dies bedeutet, dass die ISD-Sicherheitstoleranz im Fall der Rückströmung der ersten Stufe leicht überschritten werden kann.
Die obige Beschreibung stellt dar, dass, obwohl ISD-Verfahren eine effektive Umleitung in bestimmten Formationen schaffen können, diese Verfahren in anderen Formationen nicht funktionieren können. Mangels der Messung der lokalen Spannung von jeder zu brechenden Nutzzone besteht leider keine zuverlässige Weise zum Vorhersagen, welche Formationen für ISD-Verfahren geeignet sind.
Ausführungsformen der Erfindung schaffen Umleitungsverfahren, die zuverlässiger sind als herkömmliche ISD, indem abbaubare Materialien hinzugefügt werden, um die Nettospannung der Nutzzone, die gerade gebrochen wurde, zu verstärken. Gemäß Ausführungsformen der Erfindung können, um einen größeren Nettodruck im ersten Bruch zu erzielen, hohe Konzentrationen von speziellen abbaubaren Materialien an den Abschlussenden von Bruchbehandlungen verwendet werden. Die abbaubaren Materialien können Fasern, Pulver oder beliebige andere Formen sein. Labor- und Einsatzgebietexperimente haben gezeigt, dass bei hohen Konzentrationen von Fasern die Stützmittel-Faser-Aufschlämmung überbrücken kann. Folglich kann die Aufgabe ausscheiden. Dies führt zu einer signifikanten Erhöhung des Nettodrucks und zu einer guten Anordnung des Stützmittels nahe dem Bohrloch. Eine solche Prozedur kann ”Abschlussausscheidung” genannt werden. Untersuchungen haben auch gezeigt, dass die Faserüberbrückung ein kompliziertes Phänomen ist, das eine spezielle Modellierung erfordert, um eine solche Aufgabe korrekt zu entwerfen. US 6,837,309 , Boney, offenbart Verfahren und Zusammensetzungen, die dazu ausgelegt sind, Spitzenausscheidungen zu verursachen.
Wenn andererseits die erste Bruchüberladung vorüber ist (z. B. auf Grund von Entweichung oder Rückströmung), wird der vierte Mechanismus der vorstehend aufgelisteten (d. h. die inkrementale Spannung an Stützmitteln) aktiviert. 3 zeigt, dass die inkrementale Spannung an Stützmitteln die vorstehend beschriebenen Überladungsdrücke erfolgreich ersetzen kann, wenn mehrere dünne Nutzzonen gleichzeitig in der ersten Stufe des Bruchs gebrochen werden. Die obige Beschreibung zeigt, dass in dichten Gasformationen zwei Optionen bestehen, um eine ausreichende Spannung für die Umleitung sicherzustellen: (a) Aufrechterhalten eines hohen Nettoüberladungsdrucks im ersten Nutzsand, d. h. Verhindern oder Minimieren der Rückströmung; oder (b) Verlassen auf die hohe inkrementale Spannung am Stützmittel, d. h. unmittelbare Rückströmung nach der ersten Stufe. Die zweite Option (Verlassen auf die inkrementale Spannung an Stützmitteln) wäre vorteilhaft, wenn mehrere dünne Nutzzonen mit beträchtlicher lokaler Spannungsdifferenz zwischen Sand und Schiefergestein gebrochen werden.
Die obige Beschreibung zeigt auch, dass hohe Konzentrationen von abbaubarem Material am Abschlussende einer Behandlung verwendet werden können, um: (a) Stützmittel aufrechtzuerhalten, d. h. die Absetzrate während und nach den Behandlungen zu verringern und die Stützmittelrückströmung zu verringern; und (b) einen größeren Nettoüberladungsdruck in den vorangehenden Stufen sicherzustellen.
Ferner zeigt die obige Beschreibung auch, dass geeignete Entwurfs- und Laborexperimente erwünscht sind, um sicherzustellen, dass die DMAD-Verfahren gemäß Ausführungsformen der Erfindung korrekt arbeiten. Zusätzlich zu Entwurfs- und Laborexperimenten kann eine Modellierung auch verwendet werden, um korrekte Parameter für DMAD zu entwerfen. Verschiedene Formationsmodellierungsverfahren stehen für das hydraulische Brechen zur Verfügung, wie z. B. FracCADE Stimulator^TM von Schlumberger und die in US 6,876,959 offenbarten Verfahren. Eine andere erhältliche Software umfasst beispielsweise pseudodreidimensionale (P3D) Simulatoren für den hydraulischen Bruch und planare dreidimensionale (PL3D) hydraulische Simulatoren (einschließlich GOHFER^TM von Stim-Lab und Marathon Oil Co.). Die Ausführungsformen der Erfindung sind nicht auf irgendein spezielles Modellierungsverfahren begrenzt.
Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung wird die Modellierung verwendet, um die Umleitung der induzierten Spannung für die interessierende Formation zu simulieren. Dann werden die Arten und Mengen von zu verwendenden Fluiden und die Dauern und Pumpraten für die Bruchaufgabe dementsprechend ausgewählt. Ausführungsformen der Erfindung schaffen effiziente Verfahren zum Umleiten von Spannung/Drücken für das stufenweise Brechen. Ein üblicher Fachmann würde erkennen, dass diese Verfahren in einer beliebigen Art von Bohrloch angewendet werden können, einschließlich vertikaler, schräger oder horizontaler Bohrlöcher und eines offenen oder verkleideten Lochs.
Die Dichtungsmechanismen mit abbaubarem Material sollen genauer betrachtet werden. Es wird angenommen, dass: (1) der erste Nutzsand gebrochen wird und eine vorübergehende Überladung von Δ₁ psi aufweist; (2) die Dichtungsfähigkeit des Materials p_MS = 6,9 MPa (1000 psi) ist; (3) die induzierte Spannung genügt, um die anschließende Stufe umzuleiten; (4) eine normale Spannungserhöhung mit der Tiefe von 14,7 kPa/m (0,65 psi/ft) besteht; (5) der Bruchfluidreibungsdruck 11,3 kPa/m (500 psi/1000 ft) ist; und (6) die hydrostatische Druckdifferenz 3,45 MPa (500 psi) ist.
Mit diesen Annahmen kann die beeinflussende Ungleichung (4) umgeschrieben werden als: Δ2 + ΔpHS ≤ Δ1 + Δpfr + Δσmin + pMS (6)
Für einen Stufenabstand von 500 ft ergibt dies Δ1 ≥ Δ2 – 9,1 MPa (1325 psi) (7)
Unter Berücksichtigung, dass der Versiegeler keine Rückströmung vorsieht, d. h. das meiste der Überladung Δ₁ im ersten Bruch bleibt, wird es klar, dass der Versiegeler aus abbaubarem Material ein ausgezeichnetes Umleitungswerkzeug sein kann, das einen Überdruck bis zu oder höher als 13,8 MPa (2000 psi) bereitstellt.
Aus der obigen Beschreibung ist ersichtlich, dass eine gute Kenntnis über die Formations- und Lagerstättenfluideigenschaften wichtig ist, um die DMAD-Verfahren für mehrere Bruchbehandlungen zweckmäßig zu verwenden. Die folgenden Parameter sind bei der Optimierung einer DMAD-Aufgabe wichtig zu berücksichtigen: lokales Spannungsprofil; lokale Spannungsdifferenz zwischen Nutzsand und Schiefergestein; Lagerstättenfluidzusammensetzung und ihre Kompatibilität mit abbaubarem Material; und Stützmittelaufrechterhaltung im Bruch. Einige von diesen Parametern können von Messungen unter Tage erhältlich sein, während andere nicht erhältlich sein können. Wie vorstehend angegeben, können die Ausführungsformen der Erfindung ein Modellierungsverfahren verwenden, um die DMAD-Aufgabe zu optimieren. Beliebige Parameter, die nicht zur Verfügung stehen, können unter Verwendung eines auf dem Fachgebiet bekannten geeigneten Modellierungsverfahrens optimiert werden.
Wie in der obigen Beschreibung dargestellt, verwenden die Ausführungsformen der Erfindung abbaubare Materialien, um eine Perforation, einen Bruch oder ein Bohrloch vorübergehend zu blockieren, so dass die Arbeit in anderen Zonen durchgeführt werden kann. Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung wird am Abschlussende einer Bruchbehandlung ein abbaubares Material mit einer hohen Konzentration gepumpt, um einen vollendeten Bruch vorübergehend zu verstopfen und das Stützmittel in einem Bruch zu verriegeln, was es unbeweglich macht und eine beträchtliche Spannungserhöhung und Umleitung von niedrigeren Zonen mittels einer signifikanten Nettodruckerhöhung auf Grund einer höheren Wahrscheinlichkeit einer Stützmittelüberbrückung verursacht. Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung wird ein abbaubares Material, das eine vorübergehende Dichtung erzeugen kann, nach den Stützmittelstufen gepumpt, um die Perforationen, die zum Bruch gehören, vorübergehend abzudichten oder das Bohrloch benachbart zu diesen Perforationen vorübergehend abzudichten. Mit diesem System wird der Bruch geschützt und eine anschließende Bruchbehandlung weiter das Loch hinauf kann ohne den Bedarf für einen langwierigen Seilarbeitseingriff durchgeführt werden, da nur eine Perforation erforderlich ist, um eine nachfolgende Behandlung einzuleiten.
Abbaubare Materialien lösen sich mit der Zeit auf und geben den Bruch frei. Die abbaubaren Materialien können eine Vielfalt von Eigenschaften, Formen und Zusammensetzungen aufweisen. Der Materialzerfall oder die Materialzersetzung kann chemisch, durch Temperatur oder mechanisch angetrieben werden. Die Verfahren der Erfindung können mit einer beliebigen geeigneten Anlage, die in der Industrie verwendet wird, durchgeführt werden, wie z. B. einer gewendelten Rohrleitung, die im Bohrloch bereit zum Strahlbohren von neuen Perforationen installiert wird. Obwohl die Verfahren der Erfindung zum ISDT konzeptionell ähnlich sind, garantieren die DMAD-Verfahren der Erfindung eine viel höhere und zuverlässigere Spannungsumleitung.
6 zeigt eine schematische Darstellung eines Verfahrens gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung. Gemäß diesem Verfahren wird ein abbaubares Material/eine Chemikalie am Abschlussende der früheren Stützmittelstufe 50 hinzugefügt, um eine Stützmittelüberbrückung 52 mit dem anfänglichen Spannungsprofil 53 zu induzieren. Die Zugabe des Materials erhöht die Wahrscheinlichkeit für eine Stützmittelüberbrückung im Bruch 50, der in der früheren Nutzzone 54 erzeugt wurde, erheblich. Sobald die Stützmittelüberbrückung stattfindet, werden die Stützmittel in den Brücken verriegelt, was eine Rückströmung verhindert und hilft, die Überladungsspannung 56 in der Nutzzone 54 (rechts als Strichlinien-Druckprofil gezeigt) beizubehalten. Die Stützmittelüberbrückung kann auch eine Ausscheidung nahe dem Bohrloch induzieren, die wiederum die Bruchüberladung in der Nutzzone 54 beträchtlich erhöhen kann. Die Überladungsspannung in der Nutzzone 54 leitet die Bruchfluide um, um zu helfen, einen anschließenden Bruch 56 in der nächsten Nutzzone 58 zu bilden.
7A und 7B zeigen eine weitere Ausführungsform eines Verfahrens gemäß der Erfindung. In diesem Verfahren wird ein abbaubares Material mit hoher Konzentration nach der früheren Stützmittelstufe 60 gepumpt. Das abbaubare Material verstopft zusammen mit dem Stützmittel die Perforationen 62 in der Bohrlochverrohrung 64 benachbart zur Nutzzone 66, was einen vorübergehenden Stopfen 68, wie am besten in 7B zu sehen, für die Umleitung des neuen Bruchs 70 zur anschließenden Nutzzone 72 erzeugt. Die vorübergehende Abdichtung oder der vorübergehende Stopfen, der aus einem abbaubaren Material gebildet wird, kann über 17,2 MPa (2500 psi) Druckdifferenz bei 121°C (250°F) für mehrere Stunden in Abhängigkeit von den Formationsbedingungen standhalten (siehe 2 und 3). In bevorzugten Ausführungsformen besteht die Dichtung oder der Stopfen nur aus einem oder mehreren abbaubaren Materialien. Da jedoch ein Risiko für Überpumpen des Stützmittels in den Bruch existieren kann, kann es in einigen Fällen lohnenswert sein, durch Hinzufügen einer speziellen Chemikalie oder eines speziellen Materials (eines eine Überbrückung induzierenden Materials, wie z. B. Glasfasern) am Ende der Stützmittelstufen eine Endausscheidung zu induzieren.
8 und 9 zeigen ein weiteres Verfahren gemäß einer Ausführungsform der Erfindung. Gemäß diesem Verfahren kann ein vorübergehender Faserbrückenstopfen 74 aus einem abbaubaren Material im Hauptdurchgang des Bohrlochs 76 gebildet werden. Dieses Verfahren erweitert die Abdichtung in das Bohrloch 76, um sicherzustellen, dass ein vorangehender Bruch 78 in einer früheren Nutzzone 80 vor einem erneuten Brechen (erneuten Öffnen eines existierenden Bruchs) während der Bildung des anschließenden Bruchs 82 in der späteren Nutzzone 84 geschützt wird. Ähnlich zu dem in 7A und 7B dargestellten Verfahren kann eine Endausscheidung induziert werden. Obwohl eine gewisse Menge an Sand in den Perforationen und im Bohrloch 76 existieren könnte, ist auf Grund der Induzierung einer Endausscheidung die Menge an Sand im Bohrloch 76 viel geringer als unter Verwendung des Sandstopfenverfahrens.
Alle Kombinationen und Permutationen des teilweisen oder vollständigen Verstopfens von Bohrlöchern, Perforationen und Brüchen sind Ausführungsformen der Erfindung. In der in 8 und 9 gezeigten Ausführungsform kann beispielsweise ein abbaubares Material zusammen mit dem Stützmittel am Abschlussende einer Bruchbehandlung gepumpt werden, um einen zusammengesetzten Stützmittel-Faser-Stopfen in den Perforationen und/oder im Bohrloch zu erzeugen. Keine induzierte Endausscheidung ist erforderlich. In diesem Fall kann die beste Stufenumleitung erreicht werden. Die abbaubaren Materialien sollten derart ausgewählt werden, dass sie für mehrere Stunden im Bohrloch überleben. Ein möglicher Nachteil der Ausführungsform ist die Sanderzeugung von dem Material im Bohrloch während der Rückströmung, wenn das Dichtungsmaterial verschwunden ist.
Wie vorstehend angegeben, werden die Verfahren der Erfindung, die vorübergehende Brücken oder Dichtungen in den Perforationen, im Bruch (in den Brüchen), im Bohrloch oder irgendeiner Kombination von diesen bilden, für das anschließende Brechen oder für andere unter Tage durchzuführende Arbeiten verwendet. Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung kann, nachdem die vorübergehende Dichtung gebildet ist, das Bohrloch verschiedenen Behandlungen anstelle des anschließenden Brechens unterzogen werden. Das Bohrloch kann beispielsweise repariert werden (Säurebehandlungen) oder die Installation einer elektrischen Tauchpumpe (ESP) kann durchgeführt werden. Das Verstopfungsmittel kann so ausgewählt werden, dass es ausreichend lang besteht, um die Formation über den erwarteten Zeitraum der anschließenden Arbeit unter Tage zu schützen.
Gemäß einigen Ausführungsformen der Erfindung wird daher ein Bruch mit einem abbaubaren Material vorübergehend abgedichtet oder blockiert. Das abbaubare Material wird verwendet, um den Bruch vorübergehend vor einer Wiederaufwältigungsfluidbeschädigung nach der Aufgabe zu schützen oder um die Anlage unter Tage vorübergehend vor einer Bruchrückströmungsbeschädigung zu schützen. Die Auswahl der abbaubaren Materialien hängt von der erwarteten Beschädigung, den Grundlochbedingungen und den für den Schutz erforderlichen Dauern ab.
Die Zugabe der abbaubaren Materialien gemäß Ausführungsformen der Erfindung kann mit einer existierenden Anlage ausgeführt werden. Ein üblicher Fachmann würde erkennen, dass verschiedene Verfahren, die im Einsatzgebiet verwendet werden, für die Verwendung mit den Verfahren der Erfindung angepasst werden können. Die abbaubaren Materialien können beispielsweise mit Stützmitteln in Mischern vermischt werden. Die Zugabe der Chemikalien (abbaubaren Materialien oder anderer Additive) kann mittels einer modifizierten Zuführungseinrichtung oder einer Flushförderausrüstung bewerkstelligt werden. Alternativ ist es auch möglich, die abbaubaren Materialien mittels einer gewendelten Rohrleitung im Bohrloch anzuordnen. Ebenso ist es auch möglich, die gewendelte Rohrleitung für das Einspritzen (die Zugabe) von Verzögerungs- oder Beschleunigungsmitteln zu verwenden. Es ist auch möglich, die abbaubaren Materialien über eine gewendelte Rohrleitung oder eine Rohrleitung anzuordnen, während gleichzeitig der Ring zwischen der gewendelten Rohrleitung und der Verrohrung durchbrochen wird. Die abbaubaren Materialien können sich mit Stützmittel mischen oder einfach dem Stützmittel in der Verrohrung folgen, um die Überbrückung zu bewirken.
Die Verfahren der Erfindung können auch mit Verfahren zur Verwendung von Fasern kombiniert werden, um den Transport von Stützmittel beispielsweise in Schlickwasserbehandlungen zu unterstützen, wie beispielsweise in US 7,275,596 beschrieben. Die Verfahren können auch in Behandlungen, in denen Fasern auch in von Stützmitteln freien Fluiden wie z. B. in den Polstern von Bruchbehandlungen verwendet werden, oder bei der Verhinderung eines Fluidverlusts in natürliche Brüche, wie beispielsweise in US 2006-0042797 beschrieben, verwendet werden. Vorzugsweise wird dieselbe Faser in allen Stufen dieser Kombinationsbehandlungen verwendet. Als Beispiel wird dieselbe abbaubare Faser im Polster einer Bruchbehandlungsstufe und/oder im Hauptbruchfluid der Stufe, um den Stützmitteltransport zu unterstützen, und am Ende der Stufe für die durch abbaubares Material unterstützte Umleitung verwendet.
Es sollte beachtet werden, dass die Pumprate am Ende einer Bruchstufe verringert werden kann, um die Aussonderung von beispielsweise Fasern und Stützmittel beim hydraulischen Brechen oder von Fasern beim Säurebrechen zu fördern. Es sollte auch beachtet werden, dass der erste Bruch im schwächsten Teil der Formation angeordnet wird, der sich am Bohrlochkopfende, am fernen Ende oder irgendwo dazwischen befinden könnte, und die Schichten in einer beliebigen Abfolge gebrochen werden könnten. Wenn sich ein oder mehrere Stopfen vielmehr im Bohrloch als in den Brüchen befinden, würde dies die Entfernung von einem oder mehreren Stopfen während der Behandlung erfordern.
In zusätzlichen Ausführungsformen werden die Bruchfluide und die den Stopfen bildenden abbaubaren Materialien der Erfindung in verkleidete Lochfertigstellungen durch Perforationen, die in der Verrohrung geöffnet sind, in ausgewählten Intervallen und zu ausgewählten Zeitpunkten gepumpt (durch herkömmliche Perforationen, wie z. B. die unter Verwendung einer Wendelrohrleitung oder von Seilarbeitsperforationswerkzeugen erhaltenen). Die Bohrlöcher können vertikal, schräg oder horizontal sein.
In einer weiteren Ausführungsform werden die Bruchfluide und die den Stopfen bildenden abbaubaren Materialien der Erfindung in verkleidete Lochfertigstellungen über den Zement durch Schlitze, die sich in der Verrohrung befinden, in ausgewählten Intervallen und zu ausgewählten Zeitpunkten gepumpt. In einer weiteren Ausführungsform werden die Bruchfluide und die den Stopfen bildenden abbaubaren Materialien der Erfindung in Fertigstellungen von unverschalten Löchern über den Bohrschlammkuchen in Intervallen gepumpt, die durch die Formationsspannung gesteuert werden.
Beispiele
Beispiel 1 (Polymeres Reibungsverringerungsfluid): Eine polymere Reibungsverringerungsformulierung (Fluid 1) zur Verwendung in einer Bohrlochbehandlung gemäß der Erfindung wurde durch Pumpen von 1 Liter pro Kubikmeter (1/m³) (1 Gallone pro tausend Gallonen, gpt) eines polymeren Reibungsverringerungskonzentrats in einen Durchflussstrom von Wasser hergestellt. Das polymere Reibungsverringerungsmittel war eine Formulierung, die 28 Gewichtsprozent eines Polyacrylamidderivat-Reibungsverringerungsmittels, 30 Gewichtsprozent Erdöldestillate, 3,5 Gewichtsprozent ethoxylierten Alkohol und 38,5 Gewichtsprozent Wasser enthielt.
Beispiel 2 (VES-Bruchfluid): Ein Bruchfluid eines viskoelastischen Tensids (Fluid 2) zur Verwendung in einer Bohrlochbehandlung der Erfindung wurde durch Pumpen von 25 l/m³ (25 gpt) eines Tensidkonzentrats, das von Rhodia, Inc., Cranbury, New Jersey, USA, erhalten wurde, und 0,5 Gewichtsprozent eines teilweise hydrolysierten Polyvinylacetatderivat-Konzentrats ALCOTEX WD200 (erhalten von Synthomer Limited, Harlow, Essex, Großbritannien) in einen Durchflussstrom von Wasser hergestellt. Die Tensidkonzentration enthielt ungefähr 40 Gewichtsprozent aktives Erucylamidopropylbetain und etwa 1 Gewichtsprozent eines Kondensationsprodukts eines Natriumpolynaphthalinsulfonats, wobei der Rest im Wesentlichen Wasser, Natriumchlorid und Isopropanol war. Das Polyvinylacetatderivat enthielt ungefähr 20 Gewichtsprozent eines Copolymers, das Polyvinylacetat enthielt, das zu ungefähr 42–45 Prozent hydrolysiert war, mit einem mittleren Molekulargewicht von etwa 25000 und enthaltend weniger als 2 Gewichtsprozent Methanol.
Beispiel 3 (SFR-Fluid): Eine Suspensionsreibungsverringerungsformulierung (Fluid 3) zur Verwendung in einer Bohrlochbehandlung gemäß der Erfindung wurde durch Pumpen von 4,25 l/m³ (4,25 gpt) eines Cetyltrimethylammoniumchlorid-Konzentrats, erhalten als ARQUAD^® 16–50 von Akzo Nobel Surface Chemistry in Stenungsund, Schweden, und 3,2 kg/m³ Natriumsalicylat in einen Durchflussstrom von Wasser hergestellt.

Beispiel 4 (Aufschlämmungsformulierungen): Eine Reihe von Aufschlämmungsformulierungen wurde durch Zugeben von verschiedenen Mengen von Stützmittel und abbaubarer Faser zu den Formulierungen von Beispielen 1 bis 3 hergestellt, wie in nachstehender Tabelle 1 dargelegt. Das Stützmittel war Jordan-Sand mit 20/40 mesh. Die Faser war eine Polymilchsäurefaser mit 5–9 mm, die von Fit Fiber Innovation Technology, Inc. (Johnson City, TN) erhalten wurde, mit einer Dichte von 1,25, einem Schmelzpunkt von 165°C (329°F), einer Zähigkeit von 2,5–5 g/Denier und einer Bruchdehnung von 50–60%. Tabelle 1: Aufschlämmungsformulierungen für Einpumpbohrlochbehandlung

Aufschlämmung	Fluidformulierung	Stützmittel (kg/l)	Faser (kg/l)
1	1	0,000	0,000
2	1	0,060	0,000
3	1	0,090	0,000
4	1	0,120	0,000
5	1	0,150	0,000
6	1	0,180	0,000
7	2	0,240	3,600
8	2	0,360	4,200
9	2	0,480	4,800
10	3	0,000	0,000
11	3	0,060	0,000
12	3	0,090	0,000
13	3	0,120	0,000
14	3	0,150	0,000
15	3	0,180	0,000

Beispiel 5 (Bohrlochbehandlungsplan): Ein Pump- und Fluidformulierungsplan für eine Bohrlochbehandlung gemäß der Erfindung wurde für die Fluide 1 und 2 (Aufschlämmungen 1 bis 9) entwickelt und ist in Tabelle 2 aufgelistet. Tabelle 2. Bohrlochbehandlungsplan

Pumpschritt	Aufschlämmung	Pumprate (m³/min)	Fluidvolumen (m³)	Pumpzeit (mm.)
1	1	5,56	45,4	8,2
2	2	5,56	41,6	7,7
3	3	5,56	37,8	7
4	4	5,56	53,0	10
5	5	5,56	53,0	10,1
6	6	5,56	45,4	8,7
7	7	5,56	7,6	1,5
8	8	5,56	7,6	1,5
9	9	5,56	7,6	1,5
10	1	5,56	12,2	2,4
Überspülung	1	5,56	0,8	0,14

Beispiel 6 (Allgemeine Bohrlochbehandlungsprozedur): Ein Bohrlochbehandlungsverfahren der Erfindung wurde für eine Formation unter Verwendung des Bohrlochbehandlungsplans von Beispiel 5 entwickelt. Die Prozedur umfasste die folgenden Schritte: (1) Perforieren, um eine Formation mit dem Bohrloch in Verbindung zu bringen; (2) Durchführen eines herkömmlichen Stufenraten- und Abwärtstestens, um den Bruchausbreitungsdruck und Bruchverschlussdruck zu bestimmen; (3) Pumpen von Schlickwasseraufschlämmungsstufen mit einem Reibungsverringerungsmittel (Pumpschritte 1–6 von Tabelle 2); (4) Pumpen von VES-Stufen (Pumpschritte 7–9 von Tabelle 2); (5) Spülen und Überspülen des Bruchs (Pumpschritt 10 und Überspülen von Tabelle 2); und (6) Wiederholen dieser DMAD-Schritte nach Bedarf für jede neue Nutzzone. Um den Isolationswirkungsgrad der Faserstopfen zu prüfen oder zu bestätigen, kann ein Temperaturprotokoll durchgeführt werden. Wenn der Druckabfall niedrig ist, besteht eine ausreichende Isolation zwischen den Stufen und der nächste DMAD-Zyklus der Perforation, der Bruchausbreitung und der Bildung eines gefestigten Faserstopfens kann vor sich gehen. Wenn jedoch der Druckabfall hoch ist, was auf eine schlechte Isolation zwischen den Stufen hinweist, kann eine Abbruchkapsel gepumpt werden, um die Entweichung mit der Matrixrate zu steuern, z. B. 0,3 m³ eines VES-Fluids mit abbaubarer Faser und abbaubaren sphärischen Feststoffen. Wenn die Kapsel auf Faserbasis die Entweichung erfolgreich steuert, kann der DMAD-Bruchzyklus normal vor sich gehen. Wenn jedoch die Faserkapsel nicht erfolgreich ist, kann, falls erwünscht, ein mechanischer oder ein anderer herkömmlicher Brückenstopfen im Bohrloch angeordnet werden, um die vorherigen Bruchstufen zu isolieren und einen neuen DMAD-Zyklus zu starten.
Beispiel 7 (Tatsächliche Bohrlochbehandlungsprozedur): Eine Reihe von 11 Behandlungen oder Stufen gemäß den Schritten in Beispielen 5 und 6 wurde in einem dichten Gasbohrloch 100 durchgeführt, das in 10 dargestellt ist, die ein Schaubild ist, das die Position der Perforationen und Stopfen für jede Stufe zeigt. Die erste Stufe 102 (2949–3947 m (9676–9997 ft)) wurde als Teststufe gebrochen, um die Bildung auf die Brucheigenschaften und auf die Leistungseigenschaften der Faseraufschlämmung zu beobachten. Dann wurde ein mechanischer Brückenstopfen 104 gesetzt und die zweite Stufe 106 (2684–2703 m (8807–8867 ft)) wurde gebrochen und ein Temperaturprotokoll gab das Versagen des Faserstopfens an. Die dritte Stufe 108 (2618–2669 m (8588–8755 ft)) wurde dann gebrochen, gefolgt von der vierten Stufe 110 (2515–2598 m (8252–8523 ft)). Das in 11 gezeigte Temperaturprotokoll wurde während des Pumpens der vierten Stufe 110 aufgenommen und nur ein geringer Fluideintritt durch die Perforationen der dritten Stufe 108 während des Brechens von Stufe 4 deutete auf einen gefestigten Faserstopfen 112 hin, der die dritte Stufe 108 effektiv isolierte, wieder mit Bezug auf die schematische Darstellung von 10.
Nach der Anordnung des mechanischen Brückenstopfens 114 wurden die fünfte bis elfte Stufe 116, 118, 120, 122, 124, 126, 128 in 2400–2497 m (7874–8191 ft), 2314–2375 m (7592–7791 ft), 2234–2302 m (7330–7553 ft), 2145–2207 m (7038–7241 ft), 2079–2126 m (6820–6975 ft), 1992–2063 m (6536–6770 ft) bzw. 1922–1972 m (6305–6469 ft) gebrochen. Die gefestigten Faserstopfen wurden nach jeder Stufe gebildet. Zwei verschiedene Indikatoren wurden in der achten und der neunten Stufe 122, 124 eingespritzt. 12 zeigt die Verteilung der Indikatoren, die darauf hinweist, dass nur ein minimaler Eintritt des Fluids der neunten Stufe 124 in den Perforationen der achten Stufe 122 zu sehen war und dass die anderen Stufen effektiv isoliert waren.

Beispiel 8 (Bohrlochbehandlungsplan mit SFR-Fluid): Ein alternativer Pump- und Fluidformulierungsplan für eine Bohrlochbehandlung gemäß der Erfindung wurde für die Fluide 2 und 3 (Aufschlämmungen 7 bis 15) unter Verwendung des SFR-Fluids in den anfänglichen Stufen entwickelt und ist in Tabelle 3 aufgelistet. Tabelle 3. Bohrlochbehandlungsplan mit SFR-Fluid

Pumpschritt	Aufschlämmung	Pumprate (m³/min)	Fluidvolumen (m³)	Pumpzeit (min.)
1	10	5,56	45,4	8,2
2	11	5,56	41,6	7,7
3	12	5,56	37,8	7
4	13	5,56	53,0	10
5	14	5,56	53,0	10,1
6	15	5,56	45,4	8,7
7	7	5,56	7,6	1,5
8	8	5,56	7,6	1,5
9	9	5,56	7,6	1,5
10	10	5,56	12,2	2,4

Es sollte selbstverständlich sein, dass in dieser ganzen Patentbeschreibung, wenn wir einen Konzentrations- oder Mengenbereich als nützlich oder geeignet oder dergleichen auflisten oder beschreiben, wir beabsichtigen, dass jede einzelne Konzentration innerhalb des Bereichs, einschließlich der Endpunkte, als angegeben betrachtet werden soll. Ferner sollte jeder Zahlenwert einmal als durch den Begriff ”etwa” modifiziert gelesen werden (wenn nicht bereits ausdrücklich so modifiziert) und dann wieder als nicht so modifiziert gelesen werden, wenn nicht im Zusammenhang anders angegeben. ”Ein Bereich von 1 bis 10” soll beispielsweise als jede einzelne mögliche Zahl entlang des Kontinuums zwischen etwa 1 und etwa 10 angebend gelesen werden. Mit anderen Worten, wenn wir einen bestimmten Bereich ausdrücken, selbst wenn wir explizit nur einige spezielle Datenpunkte innerhalb des Bereichs oder sogar keine Datenpunkte innerhalb des Bereichs identifizieren oder darauf Bezug nehmen, soll es selbstverständlich sein, dass die Erfinder erkennen und verstehen, dass alle einzelnen Datenpunkte innerhalb des Bereichs als angegeben betrachtet werden sollen, und dass die Erfinder im Besitz des ganzen Bereichs und aller Punkte innerhalb des Bereichs sind.
Obwohl die Erfindung mit Bezug auf eine begrenzte Anzahl von Ausführungsformen beschrieben wurde, werden Fachleute mit Nutzen aus dieser Offenbarung erkennen, dass andere Ausführungsformen entwickelt werden können, die nicht vom Schutzbereich der Erfindung, wie hierin offenbart, abweichen. Folglich sollte der Schutzbereich der Erfindung nur durch die beigefügten Ansprüche begrenzt sein.
Zusammenfassung
Ein Verfahren zur mit abbaubarem Material unterstützten Umleitung (DMAD) für die Bohrlochbehandlung, DMAD-Behandlungsfluide und entfernbare Stopfen für DMAD in Arbeiten unter Tage. Eine Aufschlämmung von festem, abbaubarem Material wird in das Bohrloch eingespritzt, ein Stopfen des abbaubaren Materials wird gebildet, eine Arbeit unter Tage wird um die Stopfenumleitung durchgeführt und der Stopfen wird dann für die Entfernung zersetzt. Die Zersetzungsauslösungen können Temperatur oder chemische Reaktanten mit wahlweisen Beschleunigern oder Verzögerern, um den gewünschten Zeitpunkt für die Stopfenentfernung zu schaffen, sein. Beim DMAD-Brechen einer mehrschichtigen Formation isoliert der Stopfen einen vollendeten Bruch, während zusätzliche Schichten nacheinander gebrochen und verstopft werden, und dann werden die Stopfen für die Rückströmung von den gebrochenen Schichten entfernt. In DMAD-Fluiden kann eine wässerige Aufschlämmung eine Feststoffphase mit einem abbaubaren Material und eine Fluidphase mit einem viskoelastischen Tensid aufweisen. Die Feststoffphase kann ein Gemisch von Fasern und eines Partikelmaterials sein.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

- US 6380138 [0009]
- US 2006-0283591 [0012]
- US 7166560 [0055]
- US 3254719 [0062]
- US 4152274 [0062]
- US 6837309 [0095]
- US 6876959 [0098]
- US 7275596 [0114]
- US 2006-0042797 [0114]

Zitierte Nicht-Patentliteratur

- Schubarth et al., ”Understanding Proppant Closure Stress”, SPE 37489, SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, OK, USA, 9.–11. März 1997 [0090]

Claims

Verfahren zur mit abbaubarem Material unterstützten Umleitung (DMAD) zur Bohrlochbehandlung, das die folgenden Schritte umfasst: a) Einspritzen einer wässerigen Aufschlämmung in ein Bohrloch, das eine Formation durchdringt, wobei eine Feststoffphase der Aufschlämmung ein unlösliches abbaubares Material umfasst; b) Festigen des abbaubaren Materials, um einen Stopfen in einer Perforation, einem Bruch, einem Bohrloch oder einer Kombination davon im Bohrloch zu bilden; c) Durchführen einer Arbeit unter Tage im Bohrloch, während das abbaubare Material die Umleitung von der verstopften Perforation, vom verstopften Bruch, vom verstopften Bohrloch oder einer Kombination davon unterstützt, wobei die Arbeit unter Tage aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus dem hydraulischen Brechen, der Säurebehandlung, der Bohrlochreparatur, der Installation einer Anlage unter Tage und Kombinationen davon besteht; und d) Abbauen des gefestigten abbaubaren Materials, um den Stopfen zu entfernen und die Durchlässigkeit für die Perforation, den Bruch, das Bohrloch oder die Kombination davon wiederherzustellen.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 1, wobei das abbaubare Material ein Polymer von von Monomer abgeleiteten Einheiten umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt sind, die aus Ester, aromatischen Säuren, Amiden und Kombinationen davon besteht.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 1, wobei das abbaubare Material aus der Gruppe ausgewählt ist, die aus folgendem besteht: Polymeren und Copolymeren von Lactid und Glycolid; Polyethylenterephthalat (PET); Polybutylenterephthalat (PBT); Polyethylennaphthalenat (PEN); teilweise hydrolysiertem Polyvinylacetat; Polyacrylamid, Polymethacrylamid und Derivaten davon; und Kombinationen und Gemischen davon.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, wobei das abbaubare Material in der Aufschlämmung in einer Konzentration von mindestens 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), vorzugsweise mindestens 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal) vorliegt.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, wobei die Festigung das Induzieren einer Aussonderung der Feststoffphase umfasst.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, wobei die Feststoffphase eine Faser umfasst.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 6, wobei die Feststoffphase ein Gemisch der Faser und eines Partikelmaterials umfasst.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Faser das abbaubare Material umfasst und das Partikelmaterial ein inertes Stützmittel umfasst.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Faser und das Partikelmaterial das abbaubare Material umfassen.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, wobei der Abbau durch eine Temperaturänderung, durch eine chemische Reaktion zwischen dem abbaubaren Material und einem anderen Reaktanten oder durch eine Kombination davon ausgelöst wird.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, wobei der Abbau die Auflösung des abbaubaren Materials umfasst.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, wobei eine Fluidphase der Aufschlämmung ein viskoelastisches Tensid, ein Cotensid, einen Rheologiemodifikator, eine wässerige Salzlösung oder eine Kombination oder ein Gemisch davon umfasst.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, das ferner den folgenden Schritt umfasst: Einspritzen eines Bohrlochbehandlungsfluids in ein Bohrloch, das eine mehrschichtige Formation durchdringt, um einen hydraulischen Bruch in einer Schicht der Formation auszubreiten; wobei Schritt (b) das Bilden des Stopfens im hydraulischen Bruch umfasst, um den hydraulischen Bruch vom Bohrloch zu isolieren; und wobei Schritt (c) die Umleitung vom vorherigen hydraulischen Bruch durch den Stopfen und das Einspritzen von Bohrlochbehandlungsfluid in das Bohrloch umfasst, um einen anschließenden hydraulischen Bruch in einer anderen Schicht der Formation auszubreiten.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 13, das ferner das aufeinander folgende Wiederholen der Schritte (b) und (c) ein oder mehrere Male für die Umleitung von den vorherigen hydraulischen Brüchen und die Ausbreitung eines anschließenden hydraulischen Bruchs (von anschließenden hydraulischen Brüchen) in einer anderen Schicht (anderen Schichten) umfasst, wobei die Stopfen danach in Schritt (d) durch Abbauen des abbaubaren Materials entfernt werden.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13 oder 14, wobei ein Bohrlochbehandlungsfluid-Durchgang im Bohrloch zwischen den Formationsschichten für den anschließenden hydraulischen Bruch offen gehalten wird, wobei der vorherige Bruch durch den Stopfen vom Bohrloch isoliert wird.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13, 14 oder 15, das ferner den Schritt der Perforation vor der Bruchausbreitung in den Schritten (a) und (c) umfasst.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13–16, wobei die Aufschlämmungseinspritzung eine Endstufe des Schritts des hydraulischen Brechens umfasst.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13–17, das ferner das Pumpen von einer oder mehreren Stufen eines von Stützmittel freien wässerigen Fluids und von einer oder mehreren Stufen von mit Stützmittel beladenem wässerigen Fluid umfasst.
DMAD-Verfahren nach Anspruch 18, wobei das wässerige Fluid ein Schlickwasserfluid mit niedriger Viskosität ist, das aus einem polymeren Reibungsverringerungsfluid, einem Reibungsverringerungsfluid auf Tensidbasis oder Gemischen davon ausgewählt ist.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13–19, wobei die Entfernung des Stopfens durch eine Spülung unterstützt wird.
DMAD-Verfahren nach einem der Ansprüche 13–20, umfassend das Halten des Drucks im Bohrloch benachbart zum Stopfen oberhalb des Formationsdrucks des isolierten Bruchs.
Bohrlochbehandlungsfluid für die Behandlung eines Bohrlochs mit durch abbaubares Material unterstützter Umleitung (DMAD) mit einer wässerigen Aufschlämmung, die umfasst: ein unlösliches abbaubares Material in Faserform, wobei das abbaubare Material ein Polymer von von Monomer abgeleiteten Einheiten umfasst, die aus der Gruppe ausgewählt sind, die aus Ester, aromatischen Säuren, Amiden und Kombinationen davon besteht, und wobei das abbaubare Material in der Aufschlämmung in einer Konzentration von mindestens 4,8 g/l (40 lbm/1.000 gal), vorzugsweise mindestens 7,2 g/l (60 lbm/1.000 gal) vorliegt; ein Partikelmaterial; und eine Fluidphase der Aufschlämmung mit einem viskoelastischen Tensid, einem Cotensid, einem Rheologiemodifikator, einer wässerigen Salzlösung oder einer Kombination oder einem Gemisch davon.
Bohrlochbehandlungsfluid nach Anspruch 22, wobei die Fasern aus der Gruppe ausgewählt sind, die aus folgendem besteht: Polymeren und Copolymeren von Lactid und Glycolid; Polyethylenterephthalat (PET); Polybutylenterephthalat (PBT); Polyethylennaphthalenat (PEN); teilweise hydrolysiertem Polyvinylacetat; Polyacrylamid, Polymethacrylamid und Derivaten davon; und Kombinationen und Gemischen davon.
Bohrlochbehandlungsfluid nach entweder Anspruch 22 oder Anspruch 23, wobei das Partikelmaterial ein inertes Stützmittel mit einer Verteilung von Größen umfasst.