E - Fixed Constructions – 21 – B
Patent
E - Fixed Constructions
21
B
E21B 43/267 (2006.01) C09K 8/524 (2006.01) C09K 8/68 (2006.01) C09K 8/80 (2006.01) C09K 8/76 (2006.01)
Patent
CA 2600251
Methods for treating a formation penetrated by a wellbore which improves fluid loss control during treatment. In some aspects, the treatments include preparing an aqueous fluid including one or more water inert polymers and an optional viscosifier, injecting the aqueous fluid into the wellbore at a pressure equal to or greater than the formation's fracture initiation pressure, and thereafter injecting into the wellbore a proppant laden fluid at a pressure equal to or greater than the formation's fracture initiation pressure. The water inert polymer may be a polymer such as an emulsion polymer or a latex polymer. Some methods of the invention use a fluid which may have a normalized leak off coefficient (C w/sqrt(K)) equal to or less than about 0.0022, 0.0014, or 0.0010. A conventional fluid loss additive may or may not be used in conjunction with the treatment fluid and/or the proppant laden fluid. The water inert polymer may or may not substantially enter formation pores. In another aspect, methods for reducing matrix damage to a formation during a treatment operation include preparing an aqueous treatment fluid formed of at least one water inert polymer, and injecting the fluid at a pressure equal or greater than the formation's fracture initiation pressure.
Méthodes pour traiter une formation dans laquelle on a foré un puits, qui améliore le contrôle de la perte de fluide pendant le traitement. Dans certains de ses aspects, les traitements comprennent la préparation d'un fluide aqueux comprenant un ou plusieurs polymères inertes dans l'eau et, éventuellement, un améliorant de la viscosité, l'injection de ce fluide aqueux dans le puits à une pression égale ou supérieure à la pression d'amorçage de la fracturation de la formation, puis l'injection dans le puits d'un fluide de soutènement à une pression égale ou supérieure à celle de la pression d'amorçage de la fracturation. Le polymère inerte dans l'eau peut être un polymère tel qu'un polymère en émulsion ou un polymère latex. Pour certaines méthodes de la présente invention, on utilise un fluide qui peut avoir un coefficient de fuite normalisé (Cw/sqrt(K)) égal ou inférieur à environ 0,0022, 0,0014 ou 0,0010. Un additif de perte de circulation classique peut éventuellement être utilisé en conjonction avec le fluide de traitement et/ou le fluide de soutènement. Le polymère inerte dans l'eau peut pénétrer ou non de manière substantielle dans les pores de la formation. Dans un autre aspect de la présente invention, des méthodes pour réduire les dommages causés au milieu de la formation pendant une opération de traitement comprennent la préparation d'un fluide de traitement aqueux comprenant au moins un polymère inerte dans l'eau et l'injection de ce fluide à une pression égale ou supérieure à la pression d'amorçage de la fracturation de la formation.
Abad Carlos
Dessinges Marie Noelle
Hutchins Richard D.
Nelson Erik
Schlumberger Canada Limited
Smart & Biggar
LandOfFree
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Profile ID: LFCA-PAI-O-2081480