WO2010077175A1 - Method for forming an isolating plug - Google Patents

Method for forming an isolating plug Download PDF

Info

Publication number
WO2010077175A1
WO2010077175A1 PCT/RU2009/000654 RU2009000654W WO2010077175A1 WO 2010077175 A1 WO2010077175 A1 WO 2010077175A1 RU 2009000654 W RU2009000654 W RU 2009000654W WO 2010077175 A1 WO2010077175 A1 WO 2010077175A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
fibers
trap
forming
passage
flow
Prior art date
Application number
PCT/RU2009/000654
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Константин Игорьевич ПОПОВ
Вадим Камильевич ХЛЕСТКИН
Original Assignee
Шлюмберже Холдингс Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Шлюмберже Канада Лимитед
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Холдингс Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Б.В., Шлюмберже Канада Лимитед, Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед filed Critical Шлюмберже Холдингс Лимитед
Priority to US13/142,499 priority Critical patent/US20110315402A1/en
Publication of WO2010077175A1 publication Critical patent/WO2010077175A1/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping

Definitions

  • the invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods for isolating borehole zones and cracks, and can be used to plug cracks in the borehole zone when draining hydraulic fracturing fluid, as well as various kinds of cracks and branches in the casing.
  • Hydraulic fracturing is the main tool to increase well productivity by creating or expanding channels from the wellbore into the reservoir. This operation is essentially carried out by introducing hydraulic fracturing fluid into the wellbore crossing the underground field and applying pressure of the fracturing fluid to the formation thickness. To ensure an increase in oil and gas production, it is necessary to solve the problem of diverting hydraulic fracturing fluid and blocking well zones and cracks. To solve this problem, there are several methods, usually based on the addition of solids to solutions of hydraulic fracturing fluids.
  • the formation of the insulating plug begins with the formation of the initial plug (the so-called "breeding", from the English bridge - the bridge), which is nothing more than the accumulation of solid inclusions from the solution stably captured on the surface of the crack.
  • the fluid continues to flow through the stationary agglomerate of solid inclusions.
  • the solution is filtered with solid inclusions (suspensions), which leads to a gradual increase in the density of stopped solid particles and to a decrease in the permeability of the resulting structure and to a final stop of the flow.
  • solid inclusions suspensions
  • 7,318,481 describes form-memory foam used as an outflow agent; reversible plugging of a fracture or well by fracturing material is described in WO2007066254.
  • US Pat. No. 7,331,391 describes the use of water-soluble fibers (fiber) to control mud loss.
  • Patent RU 2330931 describes a device that performs the function of a temporary plug, consisting of a layer of fibers, an element for collecting fibers, mesh or perforated material (from fabric) and means for expanding the body in the well (spring-like or umbrella mechanism). Using this device allows you to simplify the placement of the packer in the well. A packer located in the wellbore accumulates fibers from an overlying area containing fibers, thereby forming an impermeable plug in the wellbore. This method has several limitations in use: the relative complexity of the design, a plug is formed in the wellbore, which makes it difficult or impossible to access the sections of the well located behind the packer (access to the end of the well).
  • a method for forming an insulating plug is proposed by placing in the place of formation of the plug a means preventing the passage of fluid, including placing upstream of the formation of the plug of the trap, preventing the passage of fibers and contributing to the formation of fiber aggregates, pumping liquid into the well with dispersed in it fibers, periodic opening of the trap, releasing aggregates of fibers and providing them with free ix to the place of formation of traffic jams.
  • the trap preventing the passage of fibers, can be made in the form of a grid that blocks the flow of liquid and is configured to remove during the injection of liquid.
  • the trap that impedes the passage of fibers can be a plate made with the possibility of rotation and located across the fluid flow, part of the circular sectors of which are provided with holes that allow fluid to pass through but retain fibers, and the remaining sectors are open.
  • the trap preventing the passage of fibers, can also be made in the form of an element placed across the flow of fluid and preventing its flow.
  • FIG. 1 shows a diagram of an implementation of a method of forming an insulating plug according to of the present invention
  • FIG. 2 - possible embodiments of a trap that impedes the passage of fibers.
  • the method of forming an insulating plug is as follows. Consider the flow of a solution containing fibers (suspension of fibers), for example, fracturing fluid (Fig. 1). The direction of flow is shown by arrow 3. At the initial moment, the fibers 1 are distributed evenly throughout the solution. In order to obtain bridging in a crack, the fiber concentration must be sufficiently high and its value should be determined from the flow parameters and the size of the crack (usually 10% (pounds per thousand tons) is the recommended fiber concentration for plugging the crack in a clay prod).
  • trap 2 is closed, which is permeable to liquid and not permeable to fibers, the process of filtering the fibers on the trap begins, while a clean (without fibers) liquid will continue to flow. Thus, a local increase in the concentration of fibers 1 will occur. Near the trap 2, the fibers will be organized into a denser three-dimensional network.
  • the optimal shape of the trap is a simple plate with a hole or a mesh, permeable to liquid and not permeable to fibers.
  • FIG. 2 Several possible implementations of such a device are shown in FIG. 2.
  • Option A - reclining mesh 2 at the end of the pipe 1, configured to periodically open and close to form fiber aggregates during the injection process.
  • Option B rotating trap 3, in which several sections (two in the figure) are open, and several are planes with holes. The rotation of the trap leads to the release of the produced aggregates into the suspension.
  • Option C - the trap is an element 4, which is periodically introduced and removed from the pipe. The fibers begin to accumulate on element 4, which leads to the formation of aggregates. After the formation of the aggregate of the desired size, the element is removed from the pipe, allowing the aggregate to continue flowing.
  • Option C was selected as a test experiment to test the method in the laboratory.
  • the element placed across the fluid flow and preventing its flow was made in the form of a plug and was inserted / removed through holes in the pipe through which the fiber suspension flowed.
  • Suspensions of various concentrations were pumped at different speeds through an aggregate generator.
  • the suspension was prepared from an aqueous guar gel and fibers from polylactic acid (Polu-Lactic Acid).
  • the guar concentration varied from 10 to 60 ppt (pounds per thousand tons), and the fiber concentration from 30 to 120 ppt (pounds per thousand tons).
  • the injection rate ranged from 50 ml / min to 250 ml / min. It was pumped 3.5 liters of suspension. As a result of aggregate generation, the probability of cork formation increased sharply.
  • the proposed method of forming an insulating plug provides the possibility of a local increase in the concentration of fibers in suspension by mechanical generation of fiber aggregates - "flocks".
  • the periodic process of temporary stopping of fibers dispersed in a liquid, accompanied by filtration of the carrier liquid through a fiber network provides aggregates with a given size and concentration of fibers (fibers).
  • the mechanical generation of flocks will play a decisive role in the process of cork formation.
  • individual fibers or small aggregates will not be able to form a plug in a crack and the artificial generation of aggregates with given sizes and fiber concentration in them becomes especially important.
  • a trap can be mounted in a casing anywhere in the well from the surface (wellhead) to a place located in the immediate proximity to the cork area; The trap can also be installed on the surface in underwater pipes after pumps and mixers.

Abstract

The method can be used in oil and gas production, in particular for sealing fractures in the area around a well when removing hydraulic fracturing liquid, and also for sealing other types of fractures and cracks in the casing. In order to produce an isolating plug, a trap is arranged upstream from the location at which the plug is formed, the trap preventing a passage of fibres and enabling the forming of fibre aggregates. Liquid with fibres dispersed therein is pumped into the well, and the trap is periodically opened, liberating the fibre aggregates and ensuring that said aggregates flow freely to the location at which the plug is formed.

Description

СПОСОБ ФОРМИРОВАНИЯ ИЗОЛИРУЮЩЕЙ ПРОБКИ METHOD FOR FORMING AN INSULATING TUBE
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам изоляции прискважинных зон и трещин, и может быть использовано для закупорки трещин в прискважинной зоне при отводе гидроразрывной жидкости, а так же различного рода трещин и ответвлений в кейсинге.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to methods for isolating borehole zones and cracks, and can be used to plug cracks in the borehole zone when draining hydraulic fracturing fluid, as well as various kinds of cracks and branches in the casing.
Гидравлический разрыв является основным инструментом для повышения производительности скважины путем создания или расширения каналов от ствола скважины в продуктивный пласт. Эта операция по существу выполняется путем введения жидкости гидроразрыва в ствол скважины, пересекающей подземное месторождение, и воздействия разрывающей жидкости на толщу пластов давлением. Для обеспечения увеличения добычи нефти и газа необходимо решить проблему отвода жидкости гидроразрыва и закупорки прискваженных зон и трещин. Для решения этой задачи существуют несколько методов, обычно основанных на добавлении твердых включений в растворы гидроразрывных жидкостей. Формирование изолирующей пробки начинается с образования начальной пробки (так называемого «бpиджингa», от англ. bridgе - мост), которая является ничем иным, как стабильно захваченным на поверхности трещины скоплением твердых включений из раствора. В то же время, жидкость продолжает течение сквозь неподвижный агломерат твердых включений. Таким образом происходит фильтрация раствора с твердыми включениями (суспензии), что приводит к постепенному увеличению плотности остановленных твердых частиц и к уменьшению проницаемости полученной структуры и к окончательной остановки течения. Так, в патенте US 7036588 описано использование керамических частиц и крахмальных образований для контроля потери жидкости, в патенте US 7318481 описаны запоминающие форму пены, используемые в качестве агента для оттока; обратимая закупорка трещины или скважины посредством разрущающегося материала описана в заявке WO2007066254. В патенте US 7331391 описано применение водрастворимых волокон (файберов) для контроля потерь бурового раствора .Hydraulic fracturing is the main tool to increase well productivity by creating or expanding channels from the wellbore into the reservoir. This operation is essentially carried out by introducing hydraulic fracturing fluid into the wellbore crossing the underground field and applying pressure of the fracturing fluid to the formation thickness. To ensure an increase in oil and gas production, it is necessary to solve the problem of diverting hydraulic fracturing fluid and blocking well zones and cracks. To solve this problem, there are several methods, usually based on the addition of solids to solutions of hydraulic fracturing fluids. The formation of the insulating plug begins with the formation of the initial plug (the so-called "breeding", from the English bridge - the bridge), which is nothing more than the accumulation of solid inclusions from the solution stably captured on the surface of the crack. At the same time, the fluid continues to flow through the stationary agglomerate of solid inclusions. Thus, the solution is filtered with solid inclusions (suspensions), which leads to a gradual increase in the density of stopped solid particles and to a decrease in the permeability of the resulting structure and to a final stop of the flow. So, in patent US 7036588 described the use of ceramic particles and starch formations to control fluid loss, US Pat. No. 7,318,481 describes form-memory foam used as an outflow agent; reversible plugging of a fracture or well by fracturing material is described in WO2007066254. US Pat. No. 7,331,391 describes the use of water-soluble fibers (fiber) to control mud loss.
В патенте RU 2330931 описано устройство, выполняющее функцию временной пробки, состоящее из слоя волокон, элемента для сбора волокон, сетки или перфорированного материала (из ткани) и средства для расширения корпуса в скважине (пружиноподобный или зонтиковый механизм). Использование этого устройства позволяет упростить размещение пакера в скважине. Пакер, размещенный в стволе скважины, накапливает в себе волокна из вышележащей области, содержащей волокна, образуя тем самым непроницаемую пробку в стволе скважены. Данный метод имеет ряд ограничений в использовании: относительная сложность конструкции, пробка образуется в стволе скважены, что затрудняет или делает невозможным доступ к участкам скважины, находящимися за пакером (доступ к концу скважины).Patent RU 2330931 describes a device that performs the function of a temporary plug, consisting of a layer of fibers, an element for collecting fibers, mesh or perforated material (from fabric) and means for expanding the body in the well (spring-like or umbrella mechanism). Using this device allows you to simplify the placement of the packer in the well. A packer located in the wellbore accumulates fibers from an overlying area containing fibers, thereby forming an impermeable plug in the wellbore. This method has several limitations in use: the relative complexity of the design, a plug is formed in the wellbore, which makes it difficult or impossible to access the sections of the well located behind the packer (access to the end of the well).
Для успешного образования пробки из волокон требуется их высокая концентрация. Такой подход сталкивается с рядом трудностей: экономические затраты, связанные с производством/закупкой большего количества волокон и их транспортировкой, а также затраты, связанные с увеличениями мощностей оборудования для закачки. В то же время работа с высокой концентрацией волокон может вывести из строя оборудование (насосы, миксеры и тд). Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении эффективной изоляции трещин в прискважинной зоне с одновременным снижением концентрации волокон и предотвращением засорения насосов и иного оборудования.For the successful formation of a cork from fibers, their high concentration is required. This approach encounters a number of difficulties: the economic costs associated with the production / purchase of more fibers and their transportation, as well as the costs associated with increasing the capacity of the equipment for injection. At the same time, work with a high concentration of fibers can damage equipment (pumps, mixers, etc.). The technical result achieved during the implementation of the invention is to provide effective isolation of cracks in the borehole zone while reducing the concentration of fibers and preventing clogging of pumps and other equipment.
Для достижения указанного технического результата предлагается способ формирования изолирующей пробки посредством размещения в месте формирования пробки средства, препятствующего прохождению жидкости, включающий размещение выше по течению относительно места формирования пробки ловушки, препятствующей прохождению волокон и способствующей образованию агрегатов волокон, закачку в скважину жидкости с диспергированными в ней волокнами, периодическое открытие ловушки, высвобождающее агрегаты волокон и обеспечивающее их свободное течение к месту формирования пробки.To achieve the specified technical result, a method for forming an insulating plug is proposed by placing in the place of formation of the plug a means preventing the passage of fluid, including placing upstream of the formation of the plug of the trap, preventing the passage of fibers and contributing to the formation of fiber aggregates, pumping liquid into the well with dispersed in it fibers, periodic opening of the trap, releasing aggregates of fibers and providing them with free ix to the place of formation of traffic jams.
Ловушка, препятствующая прохождению волокон, может быть выполнена в виде сетки, перекрывающей течение жидкости и выполненной с возможностью удаления в процессе закачки жидкости.The trap, preventing the passage of fibers, can be made in the form of a grid that blocks the flow of liquid and is configured to remove during the injection of liquid.
Ловушка, препятствующая прохождению волокон, может представлять собой пластину, выполненную с возможностью вращения и расположенную поперек течения жидкости, часть круговых секторов которой снабжена отверстиями, пропускающими жидкость, но задерживающими волокна, а остальные сектора открыты.The trap that impedes the passage of fibers can be a plate made with the possibility of rotation and located across the fluid flow, part of the circular sectors of which are provided with holes that allow fluid to pass through but retain fibers, and the remaining sectors are open.
Ловушка, препятствующая прохождению волокон, может быть также выполнена в виде элемента, размещенного поперек течения жидкости и препятствующего ее течению.The trap, preventing the passage of fibers, can also be made in the form of an element placed across the flow of fluid and preventing its flow.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема реализации способа формирования изолирующей пробки согласно настоящему изобретению, на фиг. 2 - возможные варианты выполнения ловушки, препятствующей прохождению волокон.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 shows a diagram of an implementation of a method of forming an insulating plug according to of the present invention, in FIG. 2 - possible embodiments of a trap that impedes the passage of fibers.
Способ формирования изолирующей пробки осуществляется следующим образом. Рассмотрим течение раствора, содержащего волокна (суспензию файберов), например, гидроразрывной жидкости (фиг.l). Направление течения показано стрелкой 3. В начальный момент волокна 1 распределены равномерно по раствору. Для того, чтобы получить бриджинг в трещине, концентрация волокон должна быть достаточно велика и ее величина определяеться из параметров течения и размера трещины (обычно ЮОррt - (фунтов на тысячу тонн) - рекомендуемая концентрация волокон для закупорки трещины в глинистой проде). При закрытии ловушки 2, которая является проницаемой для жидкости и не проницаемой для волокон, начинается процес фильтрации волокон на ловушке, при этом чистая (без волокон) жидкость будет протекать дальше. Таким образом произойдет локальное увеличение концентрации волокон 1. Вблизи ловушки 2 волокна будут организовываться в более плотную трехмерную сетку .The method of forming an insulating plug is as follows. Consider the flow of a solution containing fibers (suspension of fibers), for example, fracturing fluid (Fig. 1). The direction of flow is shown by arrow 3. At the initial moment, the fibers 1 are distributed evenly throughout the solution. In order to obtain bridging in a crack, the fiber concentration must be sufficiently high and its value should be determined from the flow parameters and the size of the crack (usually 10% (pounds per thousand tons) is the recommended fiber concentration for plugging the crack in a clay prod). When trap 2 is closed, which is permeable to liquid and not permeable to fibers, the process of filtering the fibers on the trap begins, while a clean (without fibers) liquid will continue to flow. Thus, a local increase in the concentration of fibers 1 will occur. Near the trap 2, the fibers will be organized into a denser three-dimensional network.
Далее, если открыть ловушку 2 и позволить образовавшейся сетке течь, то она продолжит свое движение в качестве отдельного агрегата 4, в котором локальная концентрация будет значительно превосходить изначальную концентрацию в суспензии. Размер и плотность сгенерированных агрегатов 4 будут при этом определяться временем, на которое была закрыта ловушка и скоростью течения суспензии. То есть время нахождения ловушки в закрытом состоянии должно продбираться из условий поставленной задачи (скоростей течения, начальной концентрации волокон и их размеров, размеров трещин, которые необходимо закупорить). Периодическое повторение подобных процессов позволяет получить последовательность агрегатов волокон, движущихся вместе с жидкостью и позволяющих увеличить вероятность бриджинга.Further, if you open trap 2 and allow the resulting network to flow, then it will continue to move as a separate aggregate 4, in which the local concentration will significantly exceed the initial concentration in the suspension. The size and density of the generated aggregates 4 will be determined in this case by the time for which the trap was closed and the flow rate of the suspension. That is, the time the trap is in the closed state must be selected from the conditions of the task (flow rates, initial concentration of fibers and their sizes, sizes of cracks that need to be clogged). Periodic repetition of such processes allows get a sequence of aggregates of fibers moving with the liquid and allowing to increase the probability of bridging.
Оптимальная форма ловушки — это простая пластинка с дыркой или сетка, проницаемая для жидкости и не проницаемая для волокон. Несколько возможных реализаций подобного устройства показаны на фиг. 2. Вариант А - откидывающаяся сетка 2 на конце трубы 1, выполненная с возможностью периодического открытия и закрытия для формирования агрегатов волокон в процессе закачки. Вариант В - вращающая ловушка 3, в которой несколько секций (две на рисунке) открыты, а несколько представляют из себя плоскости с отверстиями. Вращение ловушки приводит к выпуску произведенных агрегатов в суспензию. Вариант С - ловушка представляет из себя элемент 4, который периодически вводят и выводят из трубы. Волокна начинают аккумулировать на элементе 4, что приводит к образовании агрегатов. После образования агрегата нужного размера элемент извлекают из трубы, позволяя агрегату продолжить течение.The optimal shape of the trap is a simple plate with a hole or a mesh, permeable to liquid and not permeable to fibers. Several possible implementations of such a device are shown in FIG. 2. Option A - reclining mesh 2 at the end of the pipe 1, configured to periodically open and close to form fiber aggregates during the injection process. Option B - rotating trap 3, in which several sections (two in the figure) are open, and several are planes with holes. The rotation of the trap leads to the release of the produced aggregates into the suspension. Option C - the trap is an element 4, which is periodically introduced and removed from the pipe. The fibers begin to accumulate on element 4, which leads to the formation of aggregates. After the formation of the aggregate of the desired size, the element is removed from the pipe, allowing the aggregate to continue flowing.
Вариант С был выбран в качестве пробного эксперимента для проверки способа в лабораторных условиях. Элемент, размещаемый поперек течения жидкости и препятствующий ее течению, был изготовлен в форме вилки и вставлялся/вынимался через отверстия в трубе, по которой текла суспензия волокон. Суспензии различных концентраций качались с различными скоростями через генератор агрегатов. Суспензия была приготовлена из водного геля гуара и волокон из полимолочной кислоты (Роlу-Lасtiс Асid).Option C was selected as a test experiment to test the method in the laboratory. The element placed across the fluid flow and preventing its flow was made in the form of a plug and was inserted / removed through holes in the pipe through which the fiber suspension flowed. Suspensions of various concentrations were pumped at different speeds through an aggregate generator. The suspension was prepared from an aqueous guar gel and fibers from polylactic acid (Polu-Lactic Acid).
Концентрация гуара варьировалась от 10 до 60 ppt(фyнтoв на тысячу тон) , а концентрация волокон от 30 до 120 ppt(фyнтoв на тысячу тон) . Скорость закачки варьировалась в пределах от 50 мл/мин 250 мл/мин. Было прокачено 3.5 литра суспензии. В результате генерации агрегатов вероятность образования пробки резко возрастала.The guar concentration varied from 10 to 60 ppt (pounds per thousand tons), and the fiber concentration from 30 to 120 ppt (pounds per thousand tons). The injection rate ranged from 50 ml / min to 250 ml / min. It was pumped 3.5 liters of suspension. As a result of aggregate generation, the probability of cork formation increased sharply.
Таким образом, предлагаемый способ формирования изолирующей пробки обеспечивает возможность локального увеличения концентрации волокон в суспензии путем механической генерации агрегатов волокон - «флoкoв». Периодический процесс временной остановки диспергированных в жидкости волокон, сопровождающейся фильтрацией несущей жидкости через сетку волокон, обеспечивает получение агрегатов с заданным размером и концентрацией волокон (файберов). В зависимости от начальной концентрации файберов и скорости течение суспензии механическая генерация флоков будет играть определяющую роль в процессе образования пробки. В случае низкой концентрации волокон и/или большой скорости течения суспензии, отдельные волокна или маленькие агрегаты не смогут образовать пробку в трещине и искусственная генерация агрегатов с заданными размерами и концентрацией волокон в них становится особенно важной.Thus, the proposed method of forming an insulating plug provides the possibility of a local increase in the concentration of fibers in suspension by mechanical generation of fiber aggregates - "flocks". The periodic process of temporary stopping of fibers dispersed in a liquid, accompanied by filtration of the carrier liquid through a fiber network, provides aggregates with a given size and concentration of fibers (fibers). Depending on the initial concentration of the fibers and the flow rate of the suspension, the mechanical generation of flocks will play a decisive role in the process of cork formation. In the case of a low fiber concentration and / or a high suspension flow rate, individual fibers or small aggregates will not be able to form a plug in a crack and the artificial generation of aggregates with given sizes and fiber concentration in them becomes especially important.
Использование представленной технологии позволяет получать пробку при низкой начальной концентрации волокон (концентрация на поверхности, при рассмотрении образования пробки в трещине) из-за наличия механически сгенерированных агрегатов. Подобная генерация может выполняться на любом этапе (в любом месте) течения суспензии, а использования разлагаемых или не разлагаемых волокон позволяет получать либо постоянную, либо временную пробку. Ловушка (генератор агрегатов) может быть вмонтирована в кейсинг в любом месте скважины от поверхности (устье скважины) до места, находящегося в непосредственной близости от области образования пробки; ловушка тажке может быть установлена на поверхности в подводных трубах после насосов и миксеров. Using the presented technology allows one to obtain a cork at a low initial concentration of fibers (concentration on the surface, when considering the formation of a cork in a crack) due to the presence of mechanically generated aggregates. Such generation can be performed at any stage (anywhere) of the suspension flow, and the use of degradable or non-degradable fibers allows you to get either a permanent or temporary plug. A trap (aggregate generator) can be mounted in a casing anywhere in the well from the surface (wellhead) to a place located in the immediate proximity to the cork area; The trap can also be installed on the surface in underwater pipes after pumps and mixers.

Claims

Формула изобретения Claim
1. Способ формирования изолирующей пробки, включающий накопление в месте формирования пробки средства, препятствующего прохождению жидкости, отличающийся тем, что выше по течению относительно места формирования пробки размещают ловушку, препятствующую прохождению волокон и способствующую образованию агрегатов волокон, закачивают в скважину жидкость с диспергированными в ней волокнами, периодически ловушку открывают, высвобождая агрегаты волокон и обеспечивая их свободное течение к месту формирования пробки.1. The method of forming an insulating plug, including the accumulation at the place of formation of the plug means preventing the passage of fluid, characterized in that upstream of the place of formation of the plug place a trap that prevents the passage of fibers and contributes to the formation of aggregates of fibers, pumped into the well liquid dispersed in it fibers, periodically open the trap, releasing aggregates of fibers and ensuring their free flow to the place of formation of the cork.
2. Способ формирования изолирующей пробки по п.l, отличающийся тем, что ловушка, препятствующая прохождению волокон, выполнена в виде сетки, перекрывающей течение жидкости и выполненной с возможностью удаления в процессе закачки жидкости.2. The method of forming an insulating plug according to claim 1, characterized in that the trap that impedes the passage of fibers is made in the form of a grid that blocks the flow of liquid and is configured to remove liquid during the injection.
3. Способ формирования изолирующей пробки по п.l, отличающийся тем, что ловушка, препятствующая прохождению волокон, выполнена в виде пластины, расположенной поперек течения жидкости и выполненной с возможностью вращения, часть круговых секторов которой снабжена отверстиями, пропускающими жидкость, но задерживающими волокна, а остальные сектора открыты.3. The method of forming an insulating plug according to claim 1, characterized in that the trap preventing the passage of fibers is made in the form of a plate located transversely to the fluid flow and made for rotation, part of the circular sectors of which is provided with holes that allow fluid to pass through but retain fibers, and the remaining sectors are open.
4. Способ формирования изолирующей пробки по п.l, отличающийся тем, что ловушка, препятствующая прохождению волокон, выполнена в виде элемента, размещаемого поперек течения жидкости и препятствующего ее течению.4. The method of forming an insulating plug according to claim 1, characterized in that the trap that impedes the passage of fibers is made in the form of an element placed across the fluid flow and prevents its flow.
5. Способ формирования изолирующей пробки по п.l, отличающийся тем, что в качестве жидкости используют гидроразрывную жидкость. 5. The method of forming an insulating plug according to claim 1, characterized in that hydraulic fluid is used as a fluid.
PCT/RU2009/000654 2008-12-29 2009-11-27 Method for forming an isolating plug WO2010077175A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/142,499 US20110315402A1 (en) 2008-12-29 2009-11-27 Method for forming an isolating plug

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008152088 2008-12-29
RU2008152088/03A RU2393331C9 (en) 2008-12-29 2008-12-29 Insulating plug formation method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010077175A1 true WO2010077175A1 (en) 2010-07-08

Family

ID=42309992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2009/000654 WO2010077175A1 (en) 2008-12-29 2009-11-27 Method for forming an isolating plug

Country Status (3)

Country Link
US (1) US20110315402A1 (en)
RU (1) RU2393331C9 (en)
WO (1) WO2010077175A1 (en)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2330931C2 (en) * 2006-09-22 2008-08-10 Schlumberger Technology B.V. Device functioning as packer or temporal stopgap
WO2017111640A1 (en) * 2015-12-21 2017-06-29 Schlumberger Technology Corporation Pre-processed fiber flocks and methods of use thereof

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU717284A1 (en) * 1975-09-09 1980-02-25 Alekhin S Drilling mud-expandable structure
US5501275A (en) * 1993-04-05 1996-03-26 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Control of particulate flowback in subterranean wells
RU2330931C2 (en) * 2006-09-22 2008-08-10 Schlumberger Technology B.V. Device functioning as packer or temporal stopgap

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1609153A (en) * 1924-09-02 1926-11-30 Eagle Picher Lead Company Oil-well plug
US1631419A (en) * 1926-06-04 1927-06-07 Myron M Kinley Apparatus for plugging wells
US6672384B2 (en) * 2002-01-31 2004-01-06 Weatherford/Lamb, Inc. Plug-dropping container for releasing a plug into a wellbore
US7380600B2 (en) * 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU717284A1 (en) * 1975-09-09 1980-02-25 Alekhin S Drilling mud-expandable structure
US5501275A (en) * 1993-04-05 1996-03-26 Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation Control of particulate flowback in subterranean wells
RU2330931C2 (en) * 2006-09-22 2008-08-10 Schlumberger Technology B.V. Device functioning as packer or temporal stopgap

Also Published As

Publication number Publication date
US20110315402A1 (en) 2011-12-29
RU2393331C9 (en) 2010-12-27
RU2393331C1 (en) 2010-06-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10767442B2 (en) Flow control in subterranean wells
RU2432454C2 (en) Method of stabilisation of loose beds for prevention of sand carry-over
RU2640618C2 (en) Method for treatment of well with removal by means of material capable of decomposing
US6626241B2 (en) Method of frac packing through existing gravel packed screens
RU2162934C2 (en) Process of gravel packing of opened interval of underground stratum
US6761218B2 (en) Methods and apparatus for improving performance of gravel packing systems
US20100006293A1 (en) Fracturing method for subterranean reservoirs
CA2570378A1 (en) One trip well apparatus with sand control
EA013276B1 (en) Method and apparatus for fiber-based diversion
RU97115104A (en) METHOD OF GRAVEL PACKING OF OPEN INTERMEDIATE UNDERGROUND
EP2198119A1 (en) Fluid control apparatus and methods for production and injection wells
CN102812205A (en) Method and materials for proppant fracturing with telescoping flow conduit technology
WO2005056978A1 (en) Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore
NO20172060A1 (en) Downhole structures including soluble glass
AU2015263771B9 (en) Shale gas extraction
WO2010077175A1 (en) Method for forming an isolating plug
RU2146759C1 (en) Method for creation of gravel filter in well
RU2135760C1 (en) Process of treatment of oil pool
RU2452854C2 (en) Method of directed hydraulic fracturing of reservoir
CN106812478B (en) Tubing string and completion method
CN101514621B (en) Sand prevention in multiple regions without a drill
RU73694U1 (en) WELL FILTER FOR SUBMERSIBLE ELECTRIC DRIVE PUMP
AU2019219723B2 (en) Flow control in subterranean wells
Shah et al. Comparative assessment of mechanical and chemical fluid diversion techniques during hydraulic fracturing in horizontal wells
RU2212532C2 (en) Method of isolation of gas showings in oil wells of gas-oil deposits

Legal Events

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

Ref document number: 09836449

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13142499

Country of ref document: US

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 09836449

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1