CN104540922B - 在烃生产和运输中的金属硅化物 - Google Patents

在烃生产和运输中的金属硅化物 Download PDF

Info

Publication number
CN104540922B
CN104540922B CN201380044414.8A CN201380044414A CN104540922B CN 104540922 B CN104540922 B CN 104540922B CN 201380044414 A CN201380044414 A CN 201380044414A CN 104540922 B CN104540922 B CN 104540922B
Authority
CN
China
Prior art keywords
metal silicide
water
fluid
silication
well
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201380044414.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104540922A (zh
Inventor
P.H.克伦赖恩三世
J.S.小法尔孔
M.勒芬菲尔德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SIGNa Chemistry Inc
Original Assignee
SIGNa Chemistry Inc
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 SIGNa Chemistry Inc filed Critical SIGNa Chemistry Inc
Priority to CN201711249771.4A priority Critical patent/CN108086953A/zh
Publication of CN104540922A publication Critical patent/CN104540922A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104540922B publication Critical patent/CN104540922B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/12—Arrangements for supervising or controlling working operations for injecting a composition into the line
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B7/00—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass
    • B08B7/0064—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass by temperature changes
    • B08B7/0071—Cleaning by methods not provided for in a single other subclass or a single group in this subclass by temperature changes by heating
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B08—CLEANING
    • B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
    • B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto 
    • B08B9/02—Cleaning pipes or tubes or systems of pipes or tubes
    • B08B9/027—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages
    • B08B9/04—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes
    • B08B9/053—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes moved along the pipes by a fluid, e.g. by fluid pressure or by suction
    • B08B9/055—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes moved along the pipes by a fluid, e.g. by fluid pressure or by suction the cleaning devices conforming to, or being conformable to, substantially the same cross-section of the pipes, e.g. pigs or moles
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/64—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • 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
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
    • 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
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L58/00—Protection of pipes or pipe fittings against corrosion or incrustation
    • 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
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
    • E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
    • F16L2101/00—Uses or applications of pigs or moles
    • F16L2101/10—Treating the inside of pipes
    • F16L2101/12—Cleaning
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/34—Hydrogen distribution

Abstract

本发明提供水力压裂的方法，其使用金属硅化物以在井眼内产生显著的压力。所述方法包括将压裂流体和含水或反应流体注入所述井眼中以与所述压裂流体反应。所述压裂流体包含可能未被涂覆或被涂覆的金属硅化物和烃流体。所述反应流体包含水或溶剂。还提供除去在例如海底管线的管线中的累积物的方法，其使用金属硅化物以在所述管线内产生热和压力。所述方法包括注入有机段塞和含水段塞。所述有机段塞包含金属硅化物和烃流体。所述含水段塞包含水。或者，还提供纯化由水力压裂方法产生的回流水的方法，其包括将金属硅化物加到由水力压裂方法产生的所述回流水中。

Description

在烃生产和运输中的金属硅化物
本申请要求2012年6月25日提交的美国临时申请61/663,880号的提交日期的优先权，其在此通过引用结合到本文中。
发明领域
本发明涉及使用金属硅化物以在井眼中产生显著压力的新颖且改进的水力压裂操作。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
本发明还涉及通过金属硅化物的使用简化在水力压裂方法期间产生的回流水的处理/处置或再循环的方法。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
本发明还涉及使用金属硅化物除去在管线(例如，海底管线)中的沥青质和/或蜡质沉积物的累积物的新颖且改进的方法。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
发明背景
水力压裂
水力压裂是用于回收否则的话捕集或存在于地下地层的孔隙中的例如气体(例如，天然气)或液体(例如，油或石油)的烃流体的公知方法。在其最基本的水平下，水力压裂包括在岩石或地下地层中产生地裂(例如，裂缝、裂隙等)，其将允许烃流体朝向生产井流动。也就是说，地下岩层的水力压裂(有时称为碎裂)提供烃流体更容易地移动穿过致密低渗透率(微达西)地层(例如，页岩、某些粘土砂岩、石灰石等)到达生产井的途径。
一旦适当地钻出孔以提取烃流体(即，“井眼”)，压裂流体则在高压下注入井眼中以产生将增强捕获在地下地层中的烃流体的流动的地裂。这些压裂流体典型地包含支撑剂，支撑剂为固体材料，例如圆形砂粒、铝土矿或陶瓷，其用于在释放压裂压力之后“保持”新产生的地裂开放，从而捕获在地下地层中的烃流体可流动到预定的生产井。也就是说，这些“支撑的地裂”充当将较大比例的含有捕集的烃流体的地层的内部深度直接连接到生产井的途径。
或者，水力压裂还可包括在很高的压力下将预制垫(prepad)、垫(pad)和支撑剂段塞注入适当准备的井眼中。
在任一情形下，水力压裂的关键是施加高压以在地层的产油区(该区含有气体和/或液体)中产生地裂，随后将地裂用支撑剂材料填充以防止其在除去所施加的压力之后完全闭合。必须施加足够的压力以超过在产油区之上岩石地层的超载围限压力(overburdenconfining pressure)。
一旦产生了地裂，则接着注入冲洗流体以破胶并从井眼中驱扫残余材料，为烃生产作准备。结果，在水力压裂中常需要大量的新鲜或清洁的水。实际上，水管理在水力压裂操作期间是一个严肃的关注问题，具有多级压裂的单井可能需要数百万加仑的相对新鲜的水以在长水平侧枝中完成该操作。在干旱地区或由于其他现有公共和商业需要而缺乏水资源的任何地方，获取并运输足够的水可能是一项挑战并造成一个显著的成本因素。
另外，在完成水力压裂或增产操作之后，用过/回收的水(即，“回流”或“倒流”水)常含有大量的从地层中采集的总悬浮固体(TSS)和具有例如Ca、Mg、Fe、Al、Sr、Ba、Ra等多价阳离子的总溶解固体(TDS)以及残余量的最初加入以进行水力压裂过程的化学品。必须将该水处理和/或适当地处置，和/或充分清洁，从而可使其再循环以便用于在附近井上的后续增产工作。因而，水杂质含量也是水力压裂方法中的关注问题。
在致力于解决这些水关注问题的过程中，泡沫水力压裂在1970年代初得到商业认可并用于高达三分之一的当前压裂应用中。在泡沫水力压裂方法中，例如二氧化碳(CO2)和氮气(N2)的气体与适当的表面活性剂、聚合物和交联剂一起使用以产生稳定的高粘性泡沫，从而帮助将支撑剂运输到地裂中。高品质的泡沫(>60%)可帮助减少完成压裂操作所需要的水量。另外，使用泡沫还降低敏感性地层对水的暴露，该暴露可引起粘土溶胀或堵塞。泡沫有助于更快的回流并更容易地清洁地层和井眼，以为生产作准备。
然而，泡沫的问题在于它们是剪切稀化非牛顿流体，因此，泡沫化流体的粘度随着剪切速率显著下降。因此，与高液体喷射速率相关的高流体剪切速率可导致泡沫高度渗漏到现有裂缝和裂隙中，使得所述泡沫在使地裂蔓延到新区域方面不太有效。为此，泡沫通常仅限于非常致密的地层。常使用目数较高的砂粒来对此补偿，然而，这导致较低的最后生产率。并且，泡沫在使低浓度的支撑剂悬浮方面做得最好，因此压力一旦释放，就会产生较窄的支撑压裂。因而，与传统液体(“滑溜水(slickwater)”或凝胶化)水力压裂技术相比，泡沫水力压裂常产生较低的总生产率。
因此，仍然需要改进的水力压裂方法，其将减少所需要的水量并减少倒流杂质的量，同时维持高烃流体生产水平。
管线
随着时间的过去，已知沥青质沉积物和/或蜡质沉积物由于低温使得它们不易溶于天然烃流体中而在烃流体管线中积累。这些沉积物的累积物可导致烃流体的流速降低。在难以到达管线的情形下，这可使得这些沉积物的去除困难。
例如，海底管线是铺设在海底或海床上以将例如原油的烃流体从海上平台运输到陆上收集设施的管线。由于相对低的海底温度并且常采用未隔热的管道，所以存在包含在原油中的蜡质或沥青质材料会从溶液中沉淀出来并沉积在管线壁上的趋势。随着时间的过去，该积累物可减慢流速，降低操作效率，或甚至最后堵塞管线。海底管线在海/洋底部的定位使得很难除去或清除沥青质或蜡质沉积物的累积物。
用于清洁海底或常规管线的常规方法已经使用也称作“清管器(pig)”的管线干预小配件(或装置)来机械清洁管线。然而，清管器要求恒定直径的管线刚好比清管器本身大并且该管线不能含有会妨碍清管器移动穿过管线的任何机械性障碍或某些类型的阀门(例如，蝶形阀门或缩径球阀(reduced portball valve))。
因而，需要减少在海底或常规管线中的沥青质或蜡质沉积物的累积物的改进方法。
发明概述
已经发现，水力压裂现有技术的问题可通过使用金属硅化物解决。也就是说，使用金属硅化物可产生进行水力压裂操作、同时降低水耗和杂质所必需的显著压力。也可使用金属硅化物来产生热和碱性环境(特别是在使用碱金属硅化物时)，这进一步改进水力压裂操作。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在本发明的一个实施方案中，提供水力压裂的方法，包括将压裂流体注入井眼中，所述压裂流体包含至少10%支撑剂、至少5%金属硅化物和烃流体；和将包含水的含水流体注入所述井眼中，其中所述金属硅化物与所述水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在本发明的另一实施方案中，提供水力压裂的方法，包括将载有金属硅化物的压裂流体注入井眼中，所述载有金属硅化物的压裂流体包含至少20%金属硅化物和烃流体；将载有支撑剂的压裂流体注入所述井眼中，所述载有支撑剂的压裂流体包含至少10%支撑剂和烃流体；和将包含水的含水流体注入所述井眼中，其中所述金属硅化物与所述水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在本发明的另一实施方案中，提供水力压裂的方法，包括将载有金属硅化物的压裂流体注入井眼中，所述载有金属硅化物的压裂流体包含至少20%金属硅化物和烃流体；将包含烃流体的隔离物段塞注入所述井眼中；将载有支撑剂的压裂流体注入所述井眼中，所述载有支撑剂的压裂流体包含至少10%支撑剂和水；和将包含水的含水流体注入所述井眼中；其中所述隔离物段塞注入所述载有金属硅化物的压裂流体和所述载有支撑剂的压裂流体之间；且其中所述金属硅化物与所述水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在本发明的另一实施方案中，提供水力压裂的方法，包括将压裂流体注入井眼中，所述压裂流体包含至少10%支撑剂、至少5%金属硅化物组合物，所述金属硅化物组合物包含包封在水不溶性涂料中的金属硅化物和液体载剂；和将反应流体注入所述井眼中以除去在所述金属硅化物组合物上的所述水不溶性涂料并与所述金属硅化物反应，以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
同样已经发现，除去在管线(例如，海底管线)中的沥青质或蜡质的沉积物积累物的问题可通过使用例如碱金属硅化物的金属硅化物解决。也就是说，可使用金属硅化物组合物以产生在冷洋/海环境中所必需的大量热，从而熔融并再次溶解在管线中的沥青质或蜡质沉积物。也可使用金属硅化物来产生热和碱性环境(特别是在使用碱金属硅化物时)，这进一步改进水力管线流量复原。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在本发明的一个实施方案中，提供用于除去在管线(例如，海底管线)中的沥青质或蜡质沉积物的累积物的方法，其包括将有机段塞注入管线中，所述有机段塞包含至少10%金属硅化物和烃流体；将包含水的含水段塞注入所述管线中，其中所述金属硅化物与所述水在所述管线中反应以产生热和压力，从而除去沥青质或蜡质沉积物的累积物。所述金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
附图简述
图1显示所选择的产氢化学反应的氢气产生速率；
图2显示由所选择的产氢化学反应产生的累积压力；
图3显示以对数标度绘制的由所选择的产氢化学反应产生的累积压力；
图4显示根据本发明除去在海底管线中的沉积物的方法的一个实施方案，其中两种段塞混杂以在管线中隔一定距离产生热压反应区。
发明详述
基于金属硅化物的使用，提供新颖并改进的水力压裂方法。更具体地讲，将金属硅化物用于水力压裂方法中，以与水反应并产生显著的热和气体体积，从而在有限的空间中产生快速的增压，这将增强地下储烃地层的水力压裂并容许回收烃流体。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
另外，基于金属硅化物的使用，还提供用于除去沥青质或蜡质积累物的新颖并改进的方法。更具体地讲，使用金属硅化物来以受控方式传递热和压力以除去在海底管线中的材料积累物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
或者，还提供用于纯化由水力压裂方法产生的回流水的方法，其包括将金属硅化物加到由水力压裂方法产生的回流水中。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
金属硅化物
金属硅化物为硅与金属元素的二元化合物。在优选的实施方案中，在本发明中使用碱金属硅化物。可在本发明中使用的其他金属硅化物包括硅化铍(例如，Be2nSin)、硅化镁(例如，Mg2Si)、硅化钙(例如，CaSi2)、硅化锶(例如，SrSi2)、硅化钡(例如，BaSi2)、硅化镭(例如，Ra2Si)、硅化硼(例如，B6Si)或其混合物。
可在本发明中使用的碱金属硅化物包括所有碱金属硅化物。优选的碱金属硅化物为硅化锂(例如，Li12Si7、Li6Si2)、硅化钠(例如，Na4Si4、NanSiy)和硅化钾(例如，K4Si4、K4Si)及在Lefenfeld等的美国专利7,811,541(2010年10月12日授权)中描述的任何其他硅化物，该专利出于所有目的通过全文引用结合到本文中。其他有用的碱金属硅化物包括硅化铷(例如，Rb4Si)和硅化铯(例如，Cs4Si)。碱金属硅化物可通过在惰性气氛中混合碱金属与粉末硅并将所得混合物加热到低于约475℃的温度来制备。以此方式制备的所得碱金属硅化物不与干燥的O2反应。
在一个实施方案中，该碱金属硅化物为具有包含至少三个峰的粉末X-射线衍射图的硅化钠组合物，其中2θ角选自约18.2、28.5、29.5、33.7、41.2、47.4和56.2。在另一实施方案中，该碱金属硅化物为具有在约18ppm下的固态23Na魔角自旋(MAS)核磁共振(NMR)光谱峰的硅化钠组合物。
硅化钠和硅化钾代表在本发明中使用的优选碱金属硅化物。在本发明的一个实施方案中，该碱金属硅化物为优选具有1:1 Na:Si摩尔比的硅化钠或优选具有1:1 K:Si摩尔比的硅化钾。该钠形式由于其较低的原料成本而可为优选的，并且该钾形式可在地下地层中存在层状溶胀粘土(蒙脱石、绿土、斑脱土、伊利石等)的情况下为优选的，因为钾离子延迟粘土层的膨胀和所产生的溶胀，该溶胀可延迟生产。
可使用金属硅化物和碱金属硅化物的混合物以及两种或更多种碱金属硅化物的混合物。例如，可使用具有碱金属和/或其他金属的组合(例如，Ca和Na；Na和K；Ca、Na和K)的混合型碱金属硅化物。术语碱金属硅化物包括混合型碱金属硅化物。或者，还可使用非碱金属硅化物的混合物(例如，Be和Mg；Ca和Mg；Ca和Sr等)。
优选的碱金属硅化物自纽约的西格马化学有限公司(SiGNa Chemistry, Inc.)，纽约购得。它们通常为可在干燥空气中容易地操作的自由流动的颗粒或粉末。这些碱金属硅化物不与氧气反应并从大气中缓慢地吸水而不会着火。
该金属硅化物颗粒的粒度可为储层特异性的并且基于许多因素，包括储层物质的渗透率。该金属硅化物(无论涂覆还是未涂覆的)粒度可与支撑剂本身差不多相同(即，10-200目)。该金属硅化物的粒度将是反应速率和压力产生速率的因素。粒度越小，反应越快，并且越易于悬浮在烃载液中。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
支撑剂
支撑剂(即，支撑试剂)在水力压裂方法中是必要并且公知的。任何常规支撑剂都可用于本发明中，包括在2001年1月2日授权给Le等的美国专利6,169,058号中论述的那些，该专利在此通过全文引用结合到本文中来。这些支撑剂可为砂子或其他人造烧结铝矾土或其他陶瓷和/或玻璃材料，这些材料具有足够强度以在移除压裂压力之后保持地裂开放。砂子、烧结铝矾土及其他陶瓷和/或玻璃支撑剂也可用合成聚合物和树脂涂覆以改进强度和流动并使回流最少化。
支撑剂也可与其他材料组合使用来降低流体损耗并使支撑剂悬浮，例如，凝胶化或增稠的流体，包括黄原胶、瓜耳胶、衍生的瓜耳胶；纤维素类物质或衍生的纤维素类物质；和由包括以下各物的单体制成的各种离子和非离子聚合物体系：丙烯酰胺、丙烯酸、乙烯基吡咯烷酮、正乙烯基乙酰胺、亚甲基双丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、甲基丙烯酰胺基乙基三甲基铵、丙烯酰胺基甲基丙磺酸、马来酸、衣康酸、苯乙烯磺酸、乙烯基膦酸、丙烯酰胺的季铵盐衍生物、丙烯酸的季铵盐衍生物或其混合物。另外，可使用各种泡沫化流体方法(1995年4月4日Jennings等的美国专利5,402,846，在此通过引用结合到本文中)以及具有合适胶凝或沉淀剂的硅酸盐(1963年7月16日Kerver的美国专利3,097,694，在此通过引用结合到本文中)或胶体二氧化硅(2006年9月26日授权给Nelson等的美国专利7,111,683，在此通过引用结合到本文中)来产生具有支撑剂的水泥基质。
支撑剂以所有尺寸存在，并且可在170-20目的尺寸范围内。另外，支撑剂可用树脂涂覆以改进圆角、强度和渗透率并帮助防止回流。
氢气和热产生
已经发现金属硅化物可用于水力压裂并除去在海底管线中的累积物，因为它们与水非常快速地反应，产生显著量的氢气、热和金属硅酸盐副产物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。氢气的产生提供在地下地层中产生地裂所必须的过量压力。热的产生帮助提高在地下地层中烃流体的温度，从而降低烃流体的粘度(这将有助于其流动)。另外，硅酸盐的生产是环保的，并且碱性环境(特别是在使用碱金属硅化物时)有助于降低在烃流体和注入水之间的表面张力。该组合的性质使得金属硅化物很好备用于解决与例如粗油和伴生天然气沉积物的烃流体的可及性、生产和运输有关的许多挑战。
例如，硅化钠提供与水非常快速的化学反应，以释放氢气，这可在有限的空间中产生数千psi的压力。当使用Na4Si4时，该反应为：
Na4Si4(固) + 10H2O(液) → 10H2(气) + 2Na2Si2O5(固) + 热(1654 KJ/mol)
图1说明气体从粒状固体硅化钠(> 4750μm)、粉末细粒级(< 53μm)硅化钠的快速释放和产生氢气的几种其他化学方法。不管粒度是多少，硅化钠完全反应并且所有气体在大于化学计量之量的水存在下在约20秒内释放。最大氢气产生速率在约2秒内达到，其中大粒度硅化物样品产生9.49L/min/g的最大氢气产生速率，而细粒度样品产生11.7L/min/g的最大氢气产生速率。比较而言，Na金属单独或在NaOH溶液中的Al金属的最大氢气产生速率仅为硅化钠与水的氢气产生速率的约1/4。另外，使用Na金属或在NaOH中的Al金属的最大氢气产生率用20秒达到。
此外，已经观察到硅化钠在封闭环境中产生超过10,000psi (690巴)的压力。压力不限制在过量水中的反应。图2显示所选择的产氢化学方法的小规模压力积累。对于这些反应中的每一个，使用足够的固体反应物(< 0.5g)来产生0.014-0.016g的氢气或大致0.6巴的压力。图2显示硅化钠和金属钠两者都相当快速地反应，而在NaOH中的Al或者Si金属相对缓慢，这点通过估计的一半反应时间来证明。图3显示与图2相同的数据，但基于对数标度以更好地说明差别。图2和图3的汇总数据示于下表1中：
表1
用过量室温水生产H2的时间进程
如在图1-3中所示，例如碱金属硅化物的金属硅化物可用于水力压裂中，因为它们能够与水反应并在有限的空间中产生显著量的压力。引发用于水力压裂的裂开裂隙并使其蔓延需要大约0.3-2.0psi/英尺储层深度的高压。因此，在本发明的水力压裂方法中可使用金属硅化物以在井眼中产生至少1,000psig、或在井眼中产生1,000-20,000psig、或在井眼中产生5,000-20,000psig、或在井眼中产生10,000-20,000psig的压力。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
随着裂缝越来越深地穿透到地层中常存在显著的压降，并且泄漏可能是一个限制因素。这可限制出现地裂的架空程度。在延迟反应的情况下适当地施用例如硅化钠的金属硅化物直至接近蔓延地裂的顶端可克服这些压力和泄漏损失，从而快速地产生另外的能量和压力以更深入地将支撑剂推到地层中。
由于在与水反应时产生了显著压力，在水力压裂方法中使用金属硅化物可通过降低在进行水力压裂操作的表面处所需要的压力/能量的量或高成本泵送设备而节约开支。对于小规模水力压裂操作，特别如此，在这种情况下需要较小的压力来产生/改进烃流体的流动。例如，使用2,500磅硅化钠产生超过47,000立方英尺的在标准温度和压力下的气体，这相当于在10,000psi和200℃热下在井下产生111立方英尺气体。继而，这将相当于在标准温度压力下减少350,000加仑水或在井下减少830加仑水。根据理想气体定律(PV = nRT)，最终气体体积和对应的水减少与井下的最终压力和温度成比例。氢气为理想气体。
水力压裂方法
本发明的水力压裂方法包括将压裂流体(在支撑剂之前、伴随着支撑剂或在支撑剂之后，该压裂流体包含金属硅化物)注入井眼中，且随后将反应流体(包含水)注入该井眼中，以在该井眼中产生至少1,000psig的压力。或者，本发明的水力压裂方法将在该井眼中产生1,000-20,000psig的压力，或在该井眼中产生5,000-20,000psig的压力，或在该井眼中产生10,000-20,000psig的压力。因而，该水力压裂方法可在支撑剂负载之前或与支撑剂负载混合或在支撑剂负载之后在任何地方采用几百到几千磅的金属硅化物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。例如，该水力压裂方法可在支撑剂负载之前或与支撑剂负载混合或在支撑剂负载之后使用200-5,000(或500-5,000或500-4,000或500-3,000或500-2,000或1,000-2,000)磅碱金属硅化物。
虽然硅化物反应可在压裂区的各种区域(即，井眼和地层)中发生并在整个压裂区中产生压力，但在井眼中测量根据本发明的所得压力增加。所得压力增加递增到从地表施加的任何压力以引发地裂并使其蔓延。测量在井眼中的压力可使用本领域中已知用于测量在地下地层中的压力的任何方法如常用且公知的钢缆或钻杆技术进行。通过金属硅化物与水的反应产生的压力将为高于天然储层压力(例如，底部孔压力)的压力。例如，例如在页岩气地层中的天然储层压力因为该地层非常致密且具有低渗透率而典型地低，而在具有活性气帽和水驱的液态烃储层中的压力可能相当高。
可使用本发明中的水力压裂方法的许多其他实施方案，并且这些实施方案可根据金属硅化物是被涂覆的还是未被涂覆的和/或金属硅化物与支撑剂一起、在支撑剂之前或在支撑剂之后注入井眼中而不同。
本发明中的水力压裂方法的又一实施方案也可根据希望金属硅化物与水在何地和在何时发生反应而不同。例如，可推迟金属硅化物与水的化学反应，直至将反应物置于地层深处，在这种情况下该反应可克服由地层施加的压降限制。金属硅化物可随后通过与水接触而反应。这可通过在支撑剂负载之前或与支撑剂负载混合注入金属硅化物负载来实现。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
其他实施方案可采用在引入井中期间隔离金属硅化物以防止其过早地与水反应的方法。例如，可使用双管注入，其中一个管载有水，另一管为载有硅化钠的非反应性轻质烃(例如，矿物油、柴油燃料等)。随后随着流体混合在出口端开始混合和反应。
与支撑剂混合的未涂覆的金属硅化物
在该实施方案中，水力压裂方法包括将压裂流体(包含支撑剂、金属硅化物和烃流体)注入井眼中，和将含水流体(包含水)注入该井眼中，其中该金属硅化物将与该水反应以在该井眼中产生至少1,000psig的压力。或者，本发明的水力压裂方法将在该井眼中产生1,000-20,000psig的压力，或在该井眼中产生5,000-20,000psig的压力，或在该井眼中产生10,000-20,000psig的压力。该含水流体可在该压裂流体之前或之后注入。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
该压裂流体可包含至少10%支撑剂、至少5%金属硅化物和余量的烃流体(有或没有添加剂)。或者，该压裂流体可包含10-30%支撑剂、或10-20%支撑剂、或20-30%支撑剂，同时还包含以下物质中的任一种：5-20%金属硅化物、或10-20%金属硅化物或15-20%金属硅化物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
该烃流体可能包含或可能不含本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。另外，该烃流体可根据是否需要发泡而含有各种表面活性剂或增稠剂，以增强所产生的氢气的发泡能力。
该含水流体包含水，并且还可含有本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。例如，该含水流体还可含有表面活性剂和增稠剂以同时促进泡沫稳定。
在该实施方案中，可使用通过金属硅化物与水的反应产生的压力以产生地裂或使地裂蔓延并将支撑剂更深入地推进到地裂中。与具有不同目的的其他实施方案相比较，这样的目的将使用中等浓度的金属硅化物。
与支撑剂隔开的未涂覆的金属硅化物
在该实施方案中，水力压裂方法包括将载有金属硅化物的压裂流体(包含金属硅化物和烃流体)注入井眼中；将载有支撑剂的压裂流体(包含支撑剂和烃流体)注入该井眼中；和将含水流体(包含水)注入该井眼中，其中金属硅化物与水反应以在井眼中产生至少1,000psig的压力。或者，本发明的水力压裂方法将在井眼中产生1,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生5,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生10,000-20,000psig的压力。该载有金属硅化物的压裂流体可在载有支撑剂的压裂流体之前或之后注入。在载有金属硅化物的压裂流体中和在载有支撑剂的压裂流体中的烃流体可相同或不同。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在另一供选的实施方案中，水力压裂方法包括将载有金属硅化物的压裂流体(包含金属硅化物和烃流体)注入井眼中；注入包含烃流体的隔离物段塞；将载有支撑剂的压裂流体(包含支撑剂和水)注入该井眼中；和将含水流体(包含水)注入该井眼中，其中隔离物段塞注入载有金属硅化物的压裂流体和该载有支撑剂的压裂流体之间，其中金属硅化物与水反应以在井眼中产生至少1,000psig的压力。或者，本发明的水力压裂方法将在井眼中产生1,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生5,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生10,000-20,000psig的压力。载有金属硅化物的压裂流体可在载有支撑剂的压裂流体之前或之后注入。烃隔离物段塞在载有金属硅化物的压裂流体和载有支撑剂的压裂流体之间使用，以防止反应，直至进入地裂一定的距离。烃隔离物段塞可含有与载有金属硅化物的压裂流体相同或不同的烃流体。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
载有金属硅化物的压裂流体可包含至少20%金属硅化物和余量的烃流体(有或没有添加剂)。或者，该载有金属硅化物的压裂流体可包含20-50%、或20-40%、20-30%、30-50%、30-40%、或40-50%金属硅化物。金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。烃流体可能包含或可能不含本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。例如，烃流体可根据是否需要发泡而含有各种表面活性剂或增稠剂，以增强所产生的氢气的发泡能力。
该载有支撑剂的压裂流体可包含至少10%支撑剂。或者，该载有支撑剂的流体可包含10-30%、10-20%或20-30%支撑剂。该烃流体(或水)可能包含或可能不含本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。例如，该烃流体可根据是否需要发泡而含有各种表面活性剂或增稠剂，以增强所产生的氢气的发泡能力。
该含水流体包含水，并且还可含有本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。例如，该反应流体还可含有表面活性剂和增稠剂，以同时促进泡沫稳定。
判断是在支撑剂之前还是之后注入金属硅化物可取决于操作的目的。例如，在支撑剂之前使用较大量的硅化物可使地裂更好地延伸和蔓延。或者，在支撑剂之后使用硅化物可将支撑剂更好地推进到地裂中。
涂覆的金属硅化物
在又一实施方案中，该金属硅化物可用水不溶性或缓慢溶解的涂料涂覆(即，包封)，以免过早地与水反应，或为了将金属硅化物与水(代替烃流体)一起注入井眼中。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。此外，可设计涂料来延迟或控制金属硅化物与水的反应，直至金属硅化物到达在井眼或地层内的特定场所，在此处其与水反应可提供最大的压力/热益处。
或者，可将金属硅化物包封在材料(例如，石蜡或微晶性质的各种热溶性蜡、或蜂蜡或可降解的聚合物涂料)中，这将防止与水反应，直至提供激活剂。一旦达到或超过特定的温度，石蜡微晶和蜂蜡就会根据分子量分布而熔融。因此，可设计适当选择的蜡质涂料以在放置在储层温度下或通过水蒸汽/热水的压挤液(chaser)段塞来熔融，该压挤液段塞会使蜡熔融并与硅化钠反应。类似地，可设计聚合物涂料，其经由适当溶剂或储层流体溶解。这样的溶剂可作为压挤液流体注入到涂覆的硅化物负载中并设计用来在地层深处混合并溶解涂料，从而允许反应，释放热和气体。优选蜡，因为一部分注入的硅化物固体的初始反应将提供足以随后熔融蜡并以快速方式释放所有剩余材料的热。
可用于涂覆/包封金属硅化物的另外的热控制熔融的蜡或可结晶或热塑性聚合物包括在2001年5月1日授权给Dwight K. Hoffman的美国专利6,224,793中公开的那些，该专利通过引用结合到本文中。例如，有用的热塑性或可结晶聚合物可具有约40℃-约250℃、或40℃-200℃、或50℃-100℃的转变点即熔点。有用的热塑性聚合物包括苯乙烯类物质、苯乙烯丙烯腈、低分子量氯化聚乙烯、可溶性纤维素类物质、丙烯酸类物质，例如基于甲基丙烯酸甲酯或环脂族丙烯酸酯的那些。有用的结晶聚合物包括聚烯烃、聚酯、聚酰胺、苯氧基热塑性塑料、聚乳酸、聚醚、聚亚烷基二醇或侧链可结晶聚合物、聚乙烯、聚丙烯、聚醚、聚乙二醇、苯氧基热塑性塑料、聚乳酸或侧链可结晶聚合物。
也可针对特定的储层温度设计并定制这样的涂覆/包封材料，从而在达到在储层深度的温度时自然地触发软化和涂料分解。换句话说，该水不溶性涂料可设计成具有刚好高于天然储层温度的熔点，从而在射入在足够温度下的流体之后触发分解。一些注入的金属硅化物一旦开始与水反应，产生的热则将接着降解剩余的蜡质涂料并释放剩余的硅化物，从而与水反应。
可用于涂覆/包封金属硅化物的涂料的其他实例包括可生物降解的塑料(例如，可被微生物分解的塑料)，例如，氢化式生物降解塑料(HBP)或氧化式生物降解塑料(OBP)。聚酯涂料是HBP的一个实例，其具有可水解的酯键。OBP型涂料的实例包括塑料，例如聚乙烯(PE)、聚丙烯(PP)和聚苯乙烯(PS)，其还含有少量的过渡金属，例如铁、锰、钴或镍，以加速塑料的生物降解。OBP为长期保护形式，因为降解速率比HBP小约10倍。储层具有许多原位微生物或可注入的特定的非本地的微生物，从而促进涂料降解。这些微生物可通过加入营养素和/或氧气而激发，从而降解涂料。
另外，各种塑料涂料可在与例如醇、丙酮、汽油、轻烃级分或本领域中已知用于溶解涂料的任何其他常规溶剂的溶剂接触而软化或溶胀。这些溶剂可以天然粗物质存在或可在涂覆的硅化物应用之后注入以释放并提高与水的反应
因而，在一个实施方案中，水力压裂方法包括将压裂流体(包含支撑剂、包含包封在水不溶性涂料中的金属硅化物的金属硅化物组合物和载液)注入井眼中，和将反应流体注入井眼中以除去在该金属硅化物组合物上的水不溶性涂料并与该金属硅化物反应以在该井眼中产生至少1,000psig的压力。或者，本发明的水力压裂方法将在井眼中产生1,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生5,000-20,000psig的压力，或在井眼中产生10,000-20,000psig的压力。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
该压裂流体可包含至少10%支撑剂、至少5%金属硅化物组合物和余量的载液(有或没有添加剂)。或者，该压裂流体可包含10-30%支撑剂、或10-20%支撑剂、或20-30%支撑剂，同时还包含以下物质中的任一种：5-20%金属硅化物组合物、或10-20%金属硅化物组合物、或15-20%金属硅化物组合物。该金属硅化物组合物由包封在例如蜡质涂料或本领域已知的任何聚合物涂料如聚苯乙烯、聚丙烯、聚乙烯和在前面段落中讨论的那些的水不溶性涂料中的金属硅化物构成。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。该载液可为水，或在本领域中已知的任何烃流体，且可能包含或可能不含供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂，根据是否需要发泡而包括各种表面活性剂或增稠剂，以增强所产生的氢气的发泡能力。
如果该水不溶性涂料为蜡质涂料，则该反应流体包含热水或水蒸汽，并且具有大于该水溶性涂料的熔点的温度。或者，如果天然地层温度大于水不溶性涂料的熔点，则该反应流体可具有小于该水溶性涂料的熔点，因为一些蜡质涂料一旦由于较高的天然地层温度而熔融，金属硅化物就将开始与水反应以产生热并使在剩余金属硅化物上的蜡质涂料熔融。
或者，如果该水不溶性涂料为可降解的聚合物涂料，则该反应流体包含将溶解该水不溶性涂料的溶剂。例如，该可降解的聚合物涂料可为各种聚氨酯且该溶剂可为甲苯、其他芳族烃或酮。
该反应流体还可含有本领域已知的任何常规添加剂，例如，供水力压裂方法使用的减摩剂、瓜耳胶、聚合物、交联剂、表面活性剂、杀生物剂、破乳剂和乳化剂。例如，该反应流体还可含有表面活性剂和增稠剂，以提高泡沫稳定。
表面活性剂
本发明的任何压裂流体和/或反应流体还可含有表面活性剂，例如各种离子(例如α-烯烃磺酸或乙氧基化醇磺酸盐)或非离子皂(例如，各种糖衍生物酯)和聚合物如瓜耳胶或黄原胶，以用所得氢气形成稳定的粘性泡沫，类似于CO2和N2如何用于泡沫水力压裂中。因此，碱金属硅化物和水之间的延迟/控制反应中包括表面活性剂和聚合物的水力压裂方法中，泡沫将深入地裂就地形成，以提供改进和深入的支撑剂运输，同时充当靠近井眼的增稠液体以避免泄漏。因此，正如先前的泡沫水力压裂方法，在本发明的水力压裂方法中使用表面活性剂可通过用所得氢气替代一部分所需要的水来帮助降低耗水量。
隔离物段塞
在本发明的另一方法中，该硅化钠可分散在非反应性有机载液中并通过没有硅化物的短有机隔离物段塞与随后的水段塞隔开。该有机隔离物段塞可具有在压裂过程期间足以在地层中的期望深度处产生分散接触的大小。非反应性有机流体可包含任何廉价易得的油，例如矿物油或柴油燃料或甚至脱水的天然储层烃。与该非反应性流体无关，硅化物与水的该快速反应产生显著的氢气和热，以克服表面设备的压降限制并由此扩展地层的地裂。该快速反应随硅化物粒度而变，颗粒越小，用于与水接触和反应的表面积越大。并且，当金属硅化物为碱金属硅化物时，所得最终产物为碱比为2.0的碱金属硅酸盐，其可扩展压裂流体的润滑性。碱流体具有将有助于压裂的平滑或光滑的触感。
硅酸盐副产物
如上讨论，金属硅化物的反应产生热、氢气和金属硅酸盐。这两种反应最终产物(氢气或金属硅酸盐)是环保的，这有助于解决在世界的许多地区的环境关注问题。
另外，例如二硅酸钠的所得金属硅酸盐副产物可为高浓度的增粘剂(即，赋予粘度和悬浮性质)以帮助支撑剂运输和流体损耗减少。即使在低浓度下，金属硅酸盐副产物也可用硼酸盐或包括以下的其他合适的胶凝剂凝胶化：强酸：盐酸、硫酸、硝酸；弱酸：乙酸、甲酸、丙酸；铵盐和氟硅化物；醛：甲醛、乙二醛、苯甲醛；多元醇：乙二醇、糊精、丙三醇；淀粉和糖；或沉淀剂，包括氯化物、碳酸氢盐、碳酸盐、氢氧化物、硫酸盐、磷酸盐或硝酸盐的钙、镁、铝的各种多价阳离子盐；以及波特兰和微细水泥和火山灰及天然材料，例如飞灰、粘土、硫、石膏，以帮助凝结支撑剂床并降低回流。可使用这些及其他凝胶剂/技术，例如在VytautasUsaitis, Master' s Thesis: Laboratory Evaluation of Sodium Silicate for ZonalIsolation (硅酸钠用于区域性隔离的实验室评价), Faculty of Science andTechnology, University of Stavanger, 2011年6月30日(通过引用结合到本文中)和P.H. Krumine及S.D. Boyce, Profile Modification and Water Control With SilicaGel-Based Systems (采用基于二氧化硅凝胶的体系的特性改变和水控制), Society ofPetroleum Engineers SPE 13578 (1985) (通过引用结合到本文中)中公开的那些。并且，可使用各种有机硬化剂，其包括乙酸乙酯、二元酯、甘油一乙酸酯、甘油三乙酸酯、terraset、碳酸亚丙酯、二乙酸等。
存在本领域已知的许多添加剂和技术以使金属硅酸盐在井眼中凝胶化，例如，在以下文献中公开的那些：Hower和J. Ramos, "Selective Plugging of Injection Wellsby In Situ Reactions (通过原位反应对注入井进行选择性堵塞)," 754-G号API论文(1955)；R.F. Rensvold, H.J. Ayres和W.C. Carlisle, "Completion of Wells toImprove Water-Oil Ratios (完井以改善水-油比率)," 在1975 California RegionalMeeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, Ventura, CA中提交的SPE5379号论文，(1975)；John. K. Borchardt, "In-situ gelation of silicates indrilling, well completion and oil production (硅酸盐在钻井、完井和产油中的原位凝胶化)," Colloids and Surfaces, 63 (1992) 189；Ralph Edmund Harris, IanDonald McKay的美国专利7,926,567 (2011年4月19日授权)，其全部通过引用结合到本文中。
这些凝胶可基于例如硅酸盐浓度和胶凝剂类型、pH、温度、水硬度和油相存在的工艺参数而为弹性或刚性的。这些硅酸盐凝胶在40℉-350℉的温度下有效，且胶凝时间可为几秒到超过400小时。
大量研究表明了硅酸盐例如Ca、Mg、Fe、Al、Cr、Ba、Sr、Ra等多价阳离子反应并使其沉淀以降低它们在溶液中的活性。在一个实施例中，发现新鲜水源和回流增产水(stiulation water)含有以下各物：
表2
并且还为试验准备了新鲜水和再循环回流水的50/50混合物。在将2g硅化物加到100ml该回流水中后，观察到形成大量的固体沉淀物，在滤去时达到超过3g固体并根据硅酸盐是否为限制性因素而使多价阳离子减少至少74%-100%。在回流水和新鲜水的50/50混合物中观察到更高程度的减少，其不受硅酸盐限制。因此，即使在低浓度下在压裂流体中来自碱金属硅化物的反应的硅酸盐的存在将延迟这些离子进入溶液中并显著减少这些离子在回流水中的存在。例如，本发明的方法可导致在该回流水中的多价阳离子减少大于70%，或导致在该回流水中的多价阳离子减少75-100%或80-90%。因此，碱金属硅酸盐副产物的产生将简化一旦产生的回流水的处理/处置或再循环回到地表。
或者，还提供用于纯化由水力压裂方法产生的回流水的方法，其包括将金属硅化物加到由水力压裂方法产生的回流水中。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。该金属硅化物的加入量可足以使在回流水中的多价阳离子的浓度减少大于70%或使多价阳离子的浓度减少75-100%或80-90%。
其他水力压裂方法
在另一实施例中，小规模增产实施方案需要最小的高压地表泵送设备，类似或较大量的金属硅化物可沉积在待压裂的适当套了管、射了孔并准备好的垂直井的基础区域(低于生产区)。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。例如，使用低于井眼、填充有在烃流体中硅化钠颗粒(约1.7g/cc)的12英寸管道和35英尺基础将提供大约2500磅的装料。在该硅化物装料之上，可将支撑剂置于井的生产区中，在此井套管已经预先射了孔。在其上是设计用来经受住地层深度的预期压力的封隔器。随后需要的是引入水以开始反应。可将水(表面活性剂和聚合物溶液)直接引入基础区域中以驱替轻质烃，其将产生快速反应和压力积累。或者，水(表面活性剂和聚合物溶液)可引入基础区域之上并允许涓滴，驱替轻质烃以提供更为渐进并受控的压力积累。随着硅化物反应进行到以放出氢气，支撑剂负载将被流化并被气体和泡沫冲入压裂的地层中。该方法将仅受生产区以下的基础区域的量和大小限制，但将需要最小的地表设备(与常规增产任务相比较)来装料并引发反应。
另外，金属硅化物可用于多级压裂方法中。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。与多级水力压裂相关的水平钻孔技术已经开辟了许多先前不经济的富烃地层用于工业生产。例如，定向钻井允许长长的水平侧枝(高达几英里)钻到富烃产区，以经由单井提供到储层的较大横截面的通道，这使得地表干扰和基础设施最少化。这些长侧枝是多级压裂应用的候选，其中井侧枝的短区段被射孔，经封隔器隔开并随着注入管柱从井中分级移除而分别地压裂。因此，基于本文中的教导，本领域技术人员将了解，碱金属硅化物也可通过采用本发明的水力压裂方法的各种实施方案中的任一个而用于多级压裂操作中。
另外，本领域技术人员还将基于本文的指导了解，金属硅化物与水的快速反应机制也可用于受控的脉冲压裂方法(1988年1月12日的美国专利4,718,490，Uhri，通过引用结合到本文中)中，以在压裂方法中经由氢气的定时/受控释放在特定的点产生次生地裂。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
已经这样描述了本发明的基本概念，本领域技术人员将显而易见上文详述的公开内容仅作为实例、而不是限制而提供。虽然本文没有明确陈述，但将存在各种改变、改进和修改并且这些是本领域技术人员所期望的。这些改变、改进和修改将在此提出并且在本发明的精神和范围内。
蜡质或沥青质沉积物在海底管和/或其他管线中的分散
金属硅化物还可用于除去在例如海底管线、井眼或远程管线或其中存在蜡质或沥青质积累物的任何其他管线的管状或管线结构中的蜡质或沥青质积累物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。例如，蜡和沥青质级分可从溶液中沉淀到其中存在温降或处于更冷温度(例如小于40℉、20-40℉、30-40℉等)的管线中或其中可能难以到达的管线的场所。在本发明的方法中，可使用从金属硅化物与水的反应产生的热以将蜡和沥青质熔融/溶解回到溶液中。
因而，本发明的基本方法将是交替地注入金属硅化物分散在例如烃流体的有机载液中的段塞和随后的水段塞以随着这两种段塞经由在管线中的分散流动开始混杂而反应并释放热。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。该有机载液可选自各种轻质烃以进一步帮助溶解沥青质，或者可采用天然粗产物。如果距离和所需要的反应延迟是显著的，则可在水和载有金属硅化物的段塞之间采用纯烃的隔离物段塞以减慢分散混合，由此延迟反应和热释放。
除了热之外，金属硅化物与水的反应还释放氢气并产生碱性环境(特别是在使用碱金属硅化物时)，从而有助于除去这些沉积物。该碱性环境促进了蜡质沉积物中的任何酸性组分的皂化和乳化，从而有助于释放和运输。氢气产生压力，以帮助迫使热流体穿过管线，到达阻塞处(constriction)。热、压力、停留时间、所产生的氢气都不足以提高沥青质沉积物的显著氢化。热和氢气的释放量将取决于有机载液中金属硅化物的负载，而在载液中的分散和反应速率取决于金属硅化物的粒度。
在一个实施方案中，用于除去管线(例如，海底管线)中的蜡质或沥青质沉积物的累积物的方法包括将有机段塞(包含金属硅化物和烃流体)注入该管线中，将含水段塞(包含水)注入该管线中，其中所述金属硅化物与所述水在所述管线中反应以产生热和压力，从而除去(任何量的)沥青质或蜡质沉积物的累积物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。可首先注入该有机段塞或该含水段塞。该实施方案的图示示于图4中。
或者，用于除去管线(例如，海底管线)中的蜡质或沥青质沉积物的方法包括在交替基础上向该管线中注入有机段塞(包含金属硅化物和烃流体)和含水段塞(包含水)，其中该水将与在该管线中的金属硅化物反应以产生热和压力，从而除去(任何量)的沥青质或蜡质沉积物的累积物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。
在又一实施方案中，除去管线(例如，海底管线)中的蜡质或沥青质沉积物的方法包括向该管线中注入有机段塞(包含金属硅化物和烃流体)，注入隔离物段塞(包含烃流体)，注入含水段塞(包含水)，其中所述金属硅化物与所述水在所述管线中反应以产生热和压力，从而除去(任何量的)沥青质或蜡质沉积物的累积物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。该含水段塞可在该有机段塞之前或之后注入。该隔离物段塞在该含水段塞和该有机段塞之间注入。换句话说，哪种段塞的顺序(含水vs.有机)并不重要，因为它们被隔离物段塞隔开。该隔离物段塞的长度将决定碱金属硅化物和水将怎样快速地(在管线中的哪个点处)混杂以反应并释放热，从而溶解并逐出沉积物，由此使传输中的热损耗最少化。该实施方案特别可用于其中通过管壁的海底热损耗显著的条件下，原因是其可能在需要的点处释放热并在传输期间并避免热损耗。
该有机段塞可包含至少10%金属硅化物，或10-40%、20-40%、30-40%、10-20%、10-30%或20-30%金属硅化物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。例如，采用高达10磅硅化钠/段塞、负载20-40%具有约100微米平均粒度的碱金属硅化物将产生大致35,000BTU的热和200立方英尺的气体。
该含水段塞可仅为水，或者其可含有本领域已知的任何常规添加剂。该隔离物段塞可仅为烃，或者其可含有本领域已知有助于溶解蜡和沥青质部分的任何常规添加剂。
另外，发泡剂可包含在任何段塞中以进一步帮助冲洗蜡质堵塞物到陆上设施。
此外，还可使用清管器来分离，或者将清管器用于载有金属硅化物的有机段塞和含水段塞之间。也就是说，在任何上述实施方案中，在注入含有金属硅化物的有机段塞之后(和在注入含水段塞之前)，可将通孔插入管道中并使其沿管道流下，直至其击打由于沥青质或蜡质积累物引起的障碍物。该金属硅化物可为碱金属硅化物或另一金属硅化物。该清管器可结合释压阀，以便由于障碍物造成的任何压力增加都将在清管器流过之后释放在段塞中的水并开始与在其前面的金属硅化物反应，由此溶解蜡质/沥青质积累物并冲洗清洁管道。该清管器因此可恢复流动以在管道系统的陆上出口处收回。这样的清管器可包括各种机械工具如钢丝刷，以在碱金属硅化物/水反应在其前面发生之后进一步清洁管道。
已经这样描述了本发明的基本概念，本领域的技术人员将显而易见上文详述的公开内容仅作为实例、而不是限制而提供。虽然本文没有明确陈述，但将存在各种改变、改进和修改并且这些是本领域的技术人员所期望的。这些改变、改进和修改将在此提出并且在本发明的精神和范围内。

Claims (14)

1.水力压裂的方法，包括：
将压裂流体注入井眼中，
所述压裂流体包含
至少10%支撑剂，
至少5%金属硅化物，和
烃流体；和
将包含水的含水流体注入所述井眼中，
其中所述金属硅化物与所述水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。
2.权利要求1的方法，其中所述金属硅化物为碱金属硅化物。
3.权利要求1的方法，其中所述金属硅化物为硅化铍、硅化镁、硅化钙、硅化锶、硅化钡、硅化镭、硅化硼或其混合物。
4.水力压裂的方法，包括：
将载有金属硅化物的压裂流体注入井眼中，
所述载有金属硅化物的压裂流体包含
至少20%金属硅化物，和
烃流体；
将载有支撑剂的压裂流体注入所述井眼中，
所述载有支撑剂的压裂流体包含
至少10%支撑剂和
烃流体；和
将包含水的含水流体注入所述井眼中，
其中所述金属硅化物与所述水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。
5.权利要求4的方法，其中所述金属硅化物为碱金属硅化物。
6.权利要求4的方法，其中所述金属硅化物为硅化铍、硅化镁、硅化钙、硅化锶、硅化钡、硅化镭、硅化硼或其混合物。
7.水力压裂的方法，包括：
将载有金属硅化物的压裂流体注入井眼中，
所述载有金属硅化物的压裂流体包含
至少20%金属硅化物，和
烃流体；
将隔离物段塞注入所述井眼中，所述隔离物段塞包含烃流体；
将载有支撑剂的压裂流体注入所述井眼中，
所述载有支撑剂的压裂流体包含
至少10%支撑剂和
水；和
将包含水的含水流体注入所述井眼中，
其中所述隔离物段塞注入所述载有金属硅化物的压裂流体和所述载有支撑剂的压裂流体之间，且
其中所述金属硅化物与水反应以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。
8.权利要求7的方法，其中所述金属硅化物为碱金属硅化物。
9.权利要求7的方法，其中所述金属硅化物为硅化铍、硅化镁、硅化钙、硅化锶、硅化钡、硅化镭、硅化硼或其混合物。
10.水力压裂的方法，包括：
将压裂流体注入井眼中，
所述压裂流体包含
至少10%支撑剂、
至少5%金属硅化物组合物，所述金属硅化物组合物包含包封在水不溶性涂料中的金属硅化物，和
液体载剂；和
将反应流体注入所述井眼中以除去在所述金属硅化物组合物上的所述水不溶性涂料并与所述金属硅化物反应，以在所述井眼中产生至少1,000psig的压力。
11.权利要求10的方法，其中所述金属硅化物为碱金属硅化物。
12.权利要求10的方法，其中所述金属硅化物为硅化铍、硅化镁、硅化钙、硅化锶、硅化钡、硅化镭、硅化硼或其混合物。
13.权利要求10的方法，其中
所述水不溶性涂料为蜡质涂料，且
所述反应流体包含水或水蒸汽，并且具有大于所述水不溶性涂料的熔点的温度。
14.权利要求10的方法，其中
所述水不溶性涂料为可降解的聚合物涂料，且
所述反应流体包含将溶解所述水不溶性涂料的溶剂。
CN201380044414.8A 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物 Expired - Fee Related CN104540922B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201711249771.4A CN108086953A (zh) 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261663880P 2012-06-25 2012-06-25
US61/663880 2012-06-25
PCT/US2013/047665 WO2014004542A2 (en) 2012-06-25 2013-06-25 Use of metal silicides in hydrocarbon production and transportation

Related Child Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201711249771.4A Division CN108086953A (zh) 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104540922A CN104540922A (zh) 2015-04-22
CN104540922B true CN104540922B (zh) 2017-12-29

Family

ID=49773435

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201711249771.4A Pending CN108086953A (zh) 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物
CN201380044414.8A Expired - Fee Related CN104540922B (zh) 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201711249771.4A Pending CN108086953A (zh) 2012-06-25 2013-06-25 在烃生产和运输中的金属硅化物

Country Status (7)

Country Link
US (3) US9677392B2 (zh)
CN (2) CN108086953A (zh)
AU (2) AU2013280543B2 (zh)
CA (1) CA2877132A1 (zh)
GB (2) GB2518567B (zh)
MX (1) MX2014015945A (zh)
WO (1) WO2014004542A2 (zh)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014110168A1 (en) * 2013-01-08 2014-07-17 Conocophillips Company Heat scavenging method for thermal recovery processes
US10240443B2 (en) * 2013-10-17 2019-03-26 Signa Chemistry, Inc. Alkali metal silicides for high temperature wettability improvement in carbonate reservoirs
US20160053164A1 (en) * 2014-08-22 2016-02-25 Baker Hughes Incorporated Hydraulic fracturing applications employing microenergetic particles
US10711564B2 (en) 2016-10-28 2020-07-14 Halliburton Energy Services, Inc. Use of degradable metal alloy waste particulates in well treatment fluids
US10584274B2 (en) * 2017-06-19 2020-03-10 Saudi Arabian Oil Company In-situ generation of glass-like materials inside subterranean formation
WO2019055077A1 (en) * 2017-09-12 2019-03-21 Terves Inc. METHOD FOR ENSURING THE DISSOLUTION OF DEGRADABLE TOOLS
US20200030859A1 (en) * 2018-07-25 2020-01-30 Chevron U.S.A. Inc. Dissolvable pipeline pig and methods for using
WO2020139386A1 (en) 2018-12-28 2020-07-02 Halliburton Energy Services, Inc. Instrumented fracturing target for data capture of simulated well
US11091688B2 (en) * 2019-02-14 2021-08-17 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon well deliquification using alkali metal silicides
US10961433B2 (en) 2019-02-14 2021-03-30 Saudi Arabian Oil Company Hydrocarbon well deliquification using dry ice
WO2021161187A1 (en) * 2020-02-10 2021-08-19 Chevron U.S.A. Inc. Process for removal of contaminants from offshore oil and gas pipelines
US11931779B2 (en) 2021-02-11 2024-03-19 Saudi Arabian Oil Company Smart scraper

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005123586A2 (en) * 2004-06-14 2005-12-29 Signa Chemistry Llc Silicide compositions containing alkali metals and methods of making the same
CN101395340A (zh) * 2006-03-03 2009-03-25 盖斯弗莱克能源服务有限公司 液化石油气压裂系统
CN102287177A (zh) * 2011-08-19 2011-12-21 秦勇 一种地下煤炭气化的方法
WO2012174255A1 (en) * 2011-06-14 2012-12-20 Signa Chemistry, Inc. Enhanced crude oil recovery using metal silicides

Family Cites Families (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3097694A (en) 1959-04-29 1963-07-16 Jersey Prod Res Co Hydraulic fracturing process
DE1571607A1 (de) 1965-05-11 1970-12-23 Kurz Dr Fredrik Wilhelm Anton Binde-oder Impraegnierungsmittel auf Basis von Wasserglas
GB1193952A (en) 1966-06-02 1970-06-03 British Cast Iron Res Ass Foundry Moulding Materials
US3482636A (en) 1967-04-06 1969-12-09 Dow Chemical Co Method of lessening the inhibitory effects to fluid flow due to the presence of solid organic substances in a subterranean formation
US3804643A (en) 1969-05-27 1974-04-16 Mitsubishi Heavy Ind Ltd Process for producing casting molds using a dry flowable blended sand
US3690376A (en) 1970-08-20 1972-09-12 Robert W Zwicky Oil recovery using steam-chemical drive fluids
US4020027A (en) 1976-06-14 1977-04-26 The British Cast Iron Research Association Foundry moulding materials
US4085799A (en) * 1976-11-18 1978-04-25 Texaco Inc. Oil recovery process by in situ emulsification
US4147615A (en) 1977-04-12 1979-04-03 Leas Arnold M Hot sand-coal-cracking to hydrodistillate fuels
US4755230A (en) * 1985-01-15 1988-07-05 Baker Oil Tools, Inc. Method of and composition for removing paraffin deposits from hydrocarbon transmission conduits
US4718490A (en) 1986-12-24 1988-01-12 Mobil Oil Corporation Creation of multiple sequential hydraulic fractures via hydraulic fracturing combined with controlled pulse fracturing
US5063967A (en) 1989-12-06 1991-11-12 Stephens Patrick J Pumpable cement grout
US5083615A (en) 1990-01-26 1992-01-28 The Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College Aluminum alkyls used to create multiple fractures
US5343941A (en) 1992-12-03 1994-09-06 Raybon Michael L Apparatus for treating oil and gas wells
BR9301171A (pt) * 1993-03-15 1994-10-18 Petroleo Brasileiro Sa Processo termo-químico de desparafinação de dutos condutores de hidrocarbonetos
US5402846A (en) 1993-11-15 1995-04-04 Mobil Oil Corporation Unique method of hydraulic fracturing
BR9701336A (pt) * 1997-03-19 1998-11-17 Petroleo Brasileiro Sa Ativadores de ação retardada para sistema gerador de nitrogênio
US6169058B1 (en) 1997-06-05 2001-01-02 Bj Services Company Compositions and methods for hydraulic fracturing
EP1077763B1 (en) 1998-04-27 2004-02-11 The Dow Chemical Company Encapsulated active materials und process of preparation
US6929865B2 (en) 2000-10-24 2005-08-16 James J. Myrick Steel reinforced concrete systems
CN1184150C (zh) * 2000-11-02 2005-01-12 中国科学院生态环境研究中心 油田酸化废酸液处理方法
US6991036B2 (en) 2001-04-24 2006-01-31 Shell Oil Company Thermal processing of a relatively permeable formation
US6929070B2 (en) * 2001-12-21 2005-08-16 Schlumberger Technology Corporation Compositions and methods for treating a subterranean formation
US20030141064A1 (en) * 2002-01-31 2003-07-31 Roberson James David Method and apparatus for fracing earth formations surrounding a wellbore
MXPA06005834A (es) 2003-11-24 2007-01-26 Michael Lefenfeld Composiciones de gel de silice que contienen metales alcalinos y aleaciones de metal alcalino.
US7111683B2 (en) 2004-06-14 2006-09-26 Schlumberger Technology Corporation Formation consolidation process
GB0508732D0 (en) 2005-04-29 2005-06-08 Cleansorb Ltd Method for controlled gelation of silicates
KR20080045683A (ko) * 2005-08-03 2008-05-23 더 유니버시티 오브 알라바마 수소 원료로서의 실란 화합물
US20080069961A1 (en) * 2006-09-14 2008-03-20 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and compositions for thermally treating a conduit used for hydrocarbon production or transmission to help remove paraffin wax buildup
US7740068B2 (en) 2007-02-09 2010-06-22 M-I Llc Silicate-based wellbore fluid and methods for stabilizing unconsolidated formations
CN101302065B (zh) * 2008-07-03 2010-09-29 濮阳市天地人环保工程技术有限公司 一种用于油气田压裂废液的处理方法
US20100139924A1 (en) * 2008-12-08 2010-06-10 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for removing plugs from subsea equipment through the use of exothermic reacting chemicals
US7946342B1 (en) 2009-04-30 2011-05-24 The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy In situ generation of steam and alkaline surfactant for enhanced oil recovery using an exothermic water reactant (EWR)
US8871691B2 (en) * 2009-06-05 2014-10-28 Kroff Chemical Company Methods of treating flowback water
US9067807B2 (en) * 2009-10-20 2015-06-30 Soane Energy, Llc Treatment of wastewater
CN102161536B (zh) * 2010-07-27 2012-11-21 王兵 一种压裂返排液深度处理方法
US20120037368A1 (en) * 2010-08-12 2012-02-16 Conocophillips Company Controlled release proppant
CN102145952B (zh) * 2010-10-29 2012-08-08 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 微波快速催化处理石油开采的压裂反排液的方法
US8962536B2 (en) 2010-12-17 2015-02-24 Chevron U.S.A. Inc. Heat generating system for enhancing oil recovery
US9376901B2 (en) * 2011-09-20 2016-06-28 John Pantano Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation
CA2815576C (en) * 2012-05-04 2017-07-04 Mcb Ingenuity Limited Water purification matrix
AU2015208104B2 (en) * 2014-01-22 2019-02-14 Basf Corporation Silicon comprising polymer coated particles

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2005123586A2 (en) * 2004-06-14 2005-12-29 Signa Chemistry Llc Silicide compositions containing alkali metals and methods of making the same
US20100316917A1 (en) * 2004-06-14 2010-12-16 Signa Chemistry, Inc. Silicide compositions containing alkali metals and methods of making the same
CN101395340A (zh) * 2006-03-03 2009-03-25 盖斯弗莱克能源服务有限公司 液化石油气压裂系统
WO2012174255A1 (en) * 2011-06-14 2012-12-20 Signa Chemistry, Inc. Enhanced crude oil recovery using metal silicides
CN102287177A (zh) * 2011-08-19 2011-12-21 秦勇 一种地下煤炭气化的方法

Also Published As

Publication number Publication date
US20170234489A1 (en) 2017-08-17
AU2013280543B2 (en) 2017-02-02
WO2014004542A2 (en) 2014-01-03
AU2017202902A1 (en) 2017-05-25
GB2549226A (en) 2017-10-11
US20170336032A1 (en) 2017-11-23
CN104540922A (zh) 2015-04-22
CA2877132A1 (en) 2014-01-03
GB201710994D0 (en) 2017-08-23
MX2014015945A (es) 2015-07-17
GB201500742D0 (en) 2015-03-04
AU2013280543A1 (en) 2015-01-22
CN108086953A (zh) 2018-05-29
US20130341023A1 (en) 2013-12-26
AU2017202902B2 (en) 2018-03-22
US9791108B2 (en) 2017-10-17
US10024500B2 (en) 2018-07-17
WO2014004542A3 (en) 2014-03-27
US9677392B2 (en) 2017-06-13
GB2518567B (en) 2017-12-27
GB2549226B (en) 2017-12-27
GB2518567A (en) 2015-03-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104540922B (zh) 在烃生产和运输中的金属硅化物
US9771785B2 (en) Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement
CA2994101C (en) Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
US9010430B2 (en) Method of using shaped compressed pellets in treating a well
CN103080471B (zh) 高固体含量浆体和方法
US9790774B2 (en) Generating and maintaining conductivity of microfractures in tight formations by generating gas and heat
CN103917745B (zh) 使用金属硅化物提高原油采收
CA2805615C (en) Well servicing fluid
BR112016011191B1 (pt) Método para consolidar materiais sólidos durante operações de tratamento subterrâneo
US20140144635A1 (en) Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars
CA3027352C (en) Liquid gas treatment fluids for use in subterranean formation operations
US10309204B2 (en) Use of alkali metal silicides in post-chops oilfield recovery operations
AU2014390017B2 (en) Water-soluble linear polyphosphazenes in water-based fluids for use in wells or pipelines
WO2015195126A1 (en) Methods and compositions for providing proppant suspension and consolidation in subterranean treatment operations
WO2019221693A1 (en) Pelletized diverting agents using degradable polymers
NL2021644A (en) Self propping surfactant for well stimulation
US20230148311A1 (en) Uses For Supramolecular Host Guest Product Concentrators In The Oil Field
AU2018441598B2 (en) Multi-functional diverter particulates

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20171229

Termination date: 20200625