CN106837288B - 液化气与支撑剂混合物的储器中的静压力的控制方法 - Google Patents
液化气与支撑剂混合物的储器中的静压力的控制方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106837288B CN106837288B CN201610917738.3A CN201610917738A CN106837288B CN 106837288 B CN106837288 B CN 106837288B CN 201610917738 A CN201610917738 A CN 201610917738A CN 106837288 B CN106837288 B CN 106837288B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- proppant
- reservoir
- flow
- concentration
- fluid
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000003068 static effect Effects 0.000 title description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 9
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 7
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 3
- 101100379081 Emericella variicolor andC gene Proteins 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- 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
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B19/00—Programme-control systems
- G05B19/02—Programme-control systems electric
- G05B19/18—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form
- G05B19/416—Numerical control [NC], i.e. automatically operating machines, in particular machine tools, e.g. in a manufacturing environment, so as to execute positioning, movement or co-ordinated operations by means of programme data in numerical form characterised by control of velocity, acceleration or deceleration
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B2219/00—Program-control systems
- G05B2219/30—Nc systems
- G05B2219/37—Measurements
- G05B2219/37371—Flow
Abstract
本发明涉及用于调节压裂液中的支撑剂浓度的反馈控制方法,其用于刺激地下地层。
Description
技术领域
本发明涉及用于控制含有支撑剂的储器的压力的方法和相关装置,其用于改变支撑剂负荷并用于刺激具有液化气的地下地层。该装置包括支撑剂储存容器、使用加压流体和/或通风口来控制支撑剂储器内部压力的装置(means)、以及用于测量压裂液的流量和支撑剂负荷的设备,所述支撑剂储存容器配置成将支撑剂流递送至压裂液流。在操作期间,支撑剂储器压力的改变用于控制来自该储器的材料的流量。压裂液流量和支撑剂浓度用于最优化反馈控制回路的响应,所述响应用于控制支撑剂容器中的压力。
背景技术
水力压裂是一种广泛使用的用于刺激从地下地层产生石油和天然气的技术。将井筒钻入储油岩(reservoir rock)中之后,以一定方式注入压裂液(通常是含有悬浮支撑剂的水),以打开进入暴露的地层的断口, 并将支撑剂放置于新形成的断口内,以防止断口完全关闭。该过程增加了携带烃的地下地层的传导性并促进之前捕集的油和气从储器产生并进入井筒中。
液化气压裂(采用像CO2之类的流体)可用来缓解与基于水的压裂相关的许多问题,例如由于 水的捕集而引起的渗透性降低、水敏性粘土的溶胀和迁移、以及表面流体溢出的减少或消除。但是,在商业应用中存在着限制。对于CO2而言,必须在二氧化碳的三相点之上的高压(即,大于75.1 psia)下操作设备,以便维持液态和可泵送状态。可利用设备进行压裂处理,以将支撑剂直接与基于液体二氧化碳的压裂液混合。该设备通常由加压容器和歧管系统组成,所述歧管系统在高压泵之前将支撑剂混合到液体CO2流中。将支撑剂装入CO2混合器中,其中将该设备(unit)密封并随后用CO2填充。在压裂过程期间,通过螺旋钻(auger)、或经由控制阀进入的重力将支撑剂吸入压裂液中。
较早的尝试,如美国专利No. 4,374,545中所描述的,提供了产生支撑剂和LCO2压裂浆料的分批方法。各设备(unit)能够计量供给高达20吨的单一类型的支撑剂,并通过使用计量螺旋钻来致力于对支撑剂供应的控制。向槽中添加LCO2允许可流动且不含蒸汽的支撑剂浆料离开系统以及维持容器中的压力,以防止CO2从主压裂液流错流(misdirectedflow)返回到支撑剂供应中。
美国公开专利申请U.S. 2015/0060065 A1描述了一种控制系统、相关的方法学和装置,其用于实施喷射器-混合器技术来提供将支撑剂材料注射和计量供给入非水性压裂液流中的能力。该系统利用运输固体的液体喷射器而不是常规的螺旋钻来混合并加速主压裂液流内的支撑剂。该控制系统利用至少一个阀门来控制支撑剂从一个或更多个加压支撑剂储器进入喷射器中的流量;由此使材料与起动流(motive stream)混合。将气体和/或液体进料至支撑剂储器的顶部,以控制支撑剂储器内部的压力。改变支撑剂储器内部的压力的扩大了从储器进入喷射器中的可实现的支撑剂流量的范围。
因为储器压力(以及固体处理阀)的使用是用于操纵来自支撑剂储器的材料的最终流量,所以确定压力对于所得支撑剂浓度的影响是贴切的。在不要求使用复杂模型以及在各种处理速率和支撑剂浓度下对设备的完全表征的情况下,这将是难以实现的。若使用密度计来校正支撑剂储器内部的压力值,则浓度读数的滞后和延时可产生超过所需负荷的可能性。可将设备设置为递增调节储器压力,以减小超过浓度值的可能性,但是代价是增加了响应时间。为克服相关技术的缺点,本发明的一个目标是提供用于调节支撑剂储器内部静压力的方法,其目的是提供压裂液中的支撑剂浓度的及时变化,同时减小超过所需支撑剂浓度值的可能性。具体地,所开发的控制机制利用位于主压裂液流上(在干净(clean)侧或在含支撑剂侧)的流量计和支撑剂负荷传感器来指导支撑剂储器中的静压力变化。
一经细察说明书、附图和在此所附的权利要求书,本发明的其它目标和方面对于本领域技术人员将变得明显。
发明内容
本发明描述了用于改变支撑剂储器中的压力,并由此改善对进入压裂液流中的支撑剂的调节的方法和相关系统。更具体地,该系统采用对支撑剂储器、流量计(或其它能够测定流量的设备)、密度计和压力源的使用,以提供支撑剂在流动的压裂液流中的适当浓度,用于刺激新的和现存的油气井。将容器与大气隔绝(sealed from),以便实现适当的压力改变并且与主处理液连通。作为实例,支撑剂混合系统(包括支撑剂储器和补充管道及设备)的操作压力为大约200至400 PSI。
将加压的气体和/或液体进料至支撑剂储器的顶部空间,以控制支撑剂储器内部的压力。该系统采用对流量计的使用,以测量处理液流量(位于干净侧或浆料(slurry)侧),并采用对密度计的使用,以测量支撑剂在处理液中的浓度。所述流量计和密度计输出与通过计量器的体积和固体浓度直接相关的电子信号。将该信号发送至处理器,并使用预定的算法将所测量的流量和浓度转化成压力梯度,以向操作者展示或将来自处理器的输出信号引导至用于调节支撑剂储器内部压力的压力控制阀。
压力控制阀用于调节进入支撑剂储器中的加压流体的流量,并且另一阀门用于从支撑剂储器中减轻压力。以感知在支撑剂储器的顶部或底部处的储器压力的方式来确定压力传感器的位置。连接处理器以接收来自压力传感器的输出信号。进一步连接处理器以向两个压力控制阀输出控制信号,以调节进入支撑剂储器或从支撑剂储器出来的压力控制流体的流量。
所述装置还可包含非机械泵,例如运输固体的液体喷射器,其用于混合和加速主处理液流内的支撑剂,并且位于支撑剂储器下方。可将处理固体的控制阀布置在支撑剂储器与主处理液管道或运输固体的喷射器之间。该控制阀用于控制从加压的支撑剂储器进入喷射器或主处理液流中的支撑剂的流量。
在本发明的一个示例性实施方式中,提供了用于调节压裂液中的支撑剂浓度的反馈控制方法,其用于刺激地下地层。该控制方法包括将来自密封、加压的支撑剂储器的支撑剂或支撑剂浆料供应至压裂液流;供应液化气的流体流,并通过流量计测量所述流体的流量,并向计算机提供反馈信号;将支撑剂或支撑剂浆料与液化气流合并,形成含有支撑剂的压裂液,并在下游通过浓度计测量所述压裂液中的支撑剂的浓度,并向计算机提供反馈信号;通过以下方式改变压裂液的浓度:从计算机发送信号以将加压的流体送到支撑剂储器,由此操纵所述支撑剂储器中的压力,以达到所需浓度;供应压力控制系统,用于调节加压的流体至支撑剂储器的流量,该系统包含流量调节设备、和与支撑剂储器中的流体连通的反馈压力传感器;以及编制算法程序(programming an algorithm ),用于通过由浓度计和流量计测量的条件来调节压力控制系统的调整参数(tuning parameters)。
附图说明
本发明的以上和其它方面、特征和优势将从以下附图中更加明显,其中:
图1是自适应控制回路的框图,使用支撑剂浓度和流量来调节该回路的调整参数。
图2是所述设备的一个实施方式的示意图,该设备包括非机械泵和布置在支撑剂储器和主处理液管道之间的控制阀。该设备以用于控制在支撑剂注入期间支撑剂储器中的压力变化速率的方式进行布置。
具体实施方式
本发明涉及用于提供压裂液的连续或半连续供应的装置,其中流量和控制流量的方法利用支撑剂储器压力的变化。如本文所采用的“压裂液”(“fracturing fluid”、“fracturing liquid”)或“处理液”可互换使用,并且表示向下游送到压裂泵的产品。不含支撑剂、处于混合设备或支撑剂注入点上游的流体可称作“干净流体或起动流体(motivefluid)”。用于运送“干净流体”和“处理流体”两者的管道系统可称作“主流体管线”。
图1是用于改变支撑剂储器中的压力的PID反馈控制系统的示意图。PID控制器执行设定点数值与由支撑剂储器压力传感器感知到的压力之间的对照差异的PID计算。PID计算产生被发送至压力控制阀或其它用于操纵储器压力的可控物件的控制信号或输出。该调节机制用作PID回路参数调节器并基于由位于主流体管线上的支撑剂负荷感应器和流量感应器发送的信号来改变控制器响应。
在其最简单的形式下,所述方案可被看作是一个开放回路自适应控制系统,其中不测量对于控制参数的改变的响应,并且不给出对于参数变化效率的反馈。在这种情况下,调节机制的类型可简单得像储存在计算机中的查找表一样,该查找表对于一系列给定的环境条件给出控制器参数。使用模型方程式以提供更加动态的系统时,可提供较不严格的关系。
处于使用中的此类系统的一个实例如下所述:测量来自“液化气流量传感器”和“支撑剂浓度传感器”的信号并发送至计算机。然后该计算机将基于所测量的流量和支撑剂浓度 “查找”或计算出控制器的调整参数。例如,PID控制器的理想版本由下式给出:
其中是控制信号,且是控制误差(e = r − y)。r是参考值或设定点数值。控制信号是比例项(与误差成比例)、积分项(与误差的积分成比例)和导数项(与误差的导数成比例)的总和项。在这种情况下,控制器调整参数是比例()、积分()和导数()增益。然后可将控制器调整参数定义为取决于液化气流量和支撑剂浓度的变量。用于确定调整参数的方程式的实例如下所述: 方程式2
其中GFR是液化气流量,PC是支撑剂浓度,并且C 1-9 表示预定的常数。这些常数可以数种方式来确定,但是最通常通过在多种气体流量和支撑剂浓度条件下进行设备测试。
图2示出了由文献美国公开专利申请U.S. 2015/0060065 A1所类似描述的一种支撑剂添加装置。起动流体或干净流体流通过上游管道101进入系统并穿过喷射器104。当液体穿过喷射器的收缩喷嘴时,势能转化成动能,产生高速射流。这种能量变化导致静压力的局部降低,其在喷射器体内产生吸力。该吸力允许材料从储器111被吸入喷射器中并被流体(LCO2等)夹带。喷射器用于双重目的:在喷嘴内混合以及将材料吸入流体中,以确保密切混合。然后将合并的干净流体和材料经由上游管道106送往高压泵。通过使用组合的控制阀103和储器压力来控制材料进入储器110的出口的流量。通过压力指示器112来感知储器中的压力。通过使用由控制阀123调节的加压流体121和由控制阀124调节的通风口125来控制该压力。处理器130用于输出控制信号至所述控制阀103、123、124。处理器130通常是单一设备(unit),在图中数个位置处示出,以简化说明。密度计105(其信号用作处理器130的输入)是用于控制流量控制阀103的定位的反馈设备。
本发明增加了用流量计102测量干净流体流量的额外复杂性。或者可使用位于喷射器104的下游的测量支撑剂和干净流体的合并流或压裂液的流量计。但是,这可促使流量测量设备的过度磨损或压裂液管道106的可能的阻塞。流量计102用作处理器130的输入。使用基于干净流体流量和通过密度计105所测量的支撑剂浓度的算法,确定位置变化速率或用于加压流体控制阀123和通风口控制阀124的PID调整参数,且然后用于指导阀123、124打开和闭合的速度。
Claims (3)
1.用于调节压裂液中的支撑剂浓度的反馈控制方法,所述方法用于刺激地下地层,其包括:
将来自密封、加压的支撑剂储器的支撑剂或支撑剂浆料供应至压裂液流;
供应液化气的流体流并通过流量计测量所述液化气的流体流的流量,并向计算机提供反馈信号;
将所述支撑剂或支撑剂浆料与所述液化气的流体流合并,形成含有支撑剂的压裂液,并在下游通过浓度计测量所述压裂液中的所述支撑剂的浓度,并向计算机提供反馈信号;和
通过以下方式改变所述压裂液的浓度:从计算机发送信号,以将加压流体送到所述支撑剂储器,由此操纵所述支撑剂储器中的压力,以达到所需浓度;
供应压力控制系统,用于调节所述加压流体往返所述支撑剂储器的流量,所述压力控制系统包含流量调节设备和与所述支撑剂储器中的流体连通的反馈压力传感器;和
编制算法程序,用于通过由所述浓度计和所述流量计测量的条件来调节压力控制系统的调整参数,
其中,从所述计算机发送的所述信号基于下式给出:
其中GFR是液化气的流体流的流量,PC是支撑剂浓度,并且C 1 -C 9 表示预定的常数。
2.根据权利要求1所述的反馈控制方法,其进一步包括以下步骤:测量来自所述支撑剂储器的支撑剂或支撑剂浆料的流量,并基于来自所述支撑剂储器的流量在所述计算机中编制算法程序,用于调节所述压力控制系统的调整参数。
3.根据权利要求1所述的反馈控制方法,其中将所述算法整合在动态比例-积分-导数控制器中。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US14/921,636 US10472935B2 (en) | 2015-10-23 | 2015-10-23 | Method of controlling static pressure in the reservoir of a liquefied gas and proppant blender |
US14/921636 | 2015-10-23 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN106837288A CN106837288A (zh) | 2017-06-13 |
CN106837288B true CN106837288B (zh) | 2021-09-07 |
Family
ID=58558520
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201610917738.3A Active CN106837288B (zh) | 2015-10-23 | 2016-10-21 | 液化气与支撑剂混合物的储器中的静压力的控制方法 |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US10472935B2 (zh) |
CN (1) | CN106837288B (zh) |
AR (1) | AR106438A1 (zh) |
CA (1) | CA2943127A1 (zh) |
MX (1) | MX2016013808A (zh) |
RU (1) | RU2721738C2 (zh) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2020018068A1 (en) * | 2018-07-16 | 2020-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pumping systems with fluid density and flow rate control |
CN111764882B (zh) * | 2020-06-28 | 2023-02-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种采用化学剂优化支撑剂浓度的压裂设计优化方法 |
CN113653477B (zh) * | 2021-09-09 | 2022-04-05 | 大庆亿莱检验检测技术服务有限公司 | 一种利用多项示踪手段综合评价压裂效果的方法 |
Family Cites Families (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA1134258A (en) * | 1981-09-28 | 1982-10-26 | Ronald S. Bullen | Carbon dioxide fracturing process |
US4916631A (en) * | 1986-12-24 | 1990-04-10 | Halliburton Company | Process control system using remote computer and local site control computers for mixing a proppant with a fluid |
US5423205A (en) * | 1992-06-10 | 1995-06-13 | The Western Company Of North America | Densitometer |
US6471487B2 (en) * | 2001-01-31 | 2002-10-29 | Micro Motion, Inc. | Fluid delivery system |
BRPI0318085B1 (pt) * | 2003-02-05 | 2016-10-11 | Micro Motion Inc | determinação da proporção de agente de sustentação adicionada a fluido de fratura por meio de medidor de fluxo coriolis |
EA014363B1 (ru) * | 2006-10-23 | 2010-10-29 | Эм-Ай Эл. Эл. Си. | Способ и устройство для регулирования забойного давления в подземном пласте во время работы бурового насоса |
AU2007354413A1 (en) * | 2007-05-30 | 2008-12-04 | Schlumberger Technology B.V. | Method of propping agent delivery to the well |
US9896922B2 (en) * | 2012-12-21 | 2018-02-20 | Praxair Technology, Inc. | System and apparatus for creating a liquid carbon dioxide fracturing fluid |
US9719340B2 (en) | 2013-08-30 | 2017-08-01 | Praxair Technology, Inc. | Method of controlling a proppant concentration in a fracturing fluid utilized in stimulation of an underground formation |
WO2015030908A2 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Praxair Technology, Inc. | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid |
WO2015108523A1 (en) * | 2014-01-16 | 2015-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure delivery proppant to offshore frac blender |
US9695664B2 (en) * | 2014-12-15 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | High pressure proppant blending system for a compressed gas fracturing system |
-
2015
- 2015-10-23 US US14/921,636 patent/US10472935B2/en active Active
-
2016
- 2016-09-26 CA CA2943127A patent/CA2943127A1/en not_active Abandoned
- 2016-10-17 RU RU2016140631A patent/RU2721738C2/ru active
- 2016-10-20 MX MX2016013808A patent/MX2016013808A/es active IP Right Grant
- 2016-10-21 AR ARP160103217A patent/AR106438A1/es active IP Right Grant
- 2016-10-21 CN CN201610917738.3A patent/CN106837288B/zh active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AR106438A1 (es) | 2018-01-17 |
RU2721738C2 (ru) | 2020-05-21 |
US20170114614A1 (en) | 2017-04-27 |
CA2943127A1 (en) | 2017-04-23 |
US10472935B2 (en) | 2019-11-12 |
CN106837288A (zh) | 2017-06-13 |
RU2016140631A (ru) | 2018-04-20 |
RU2016140631A3 (zh) | 2020-03-12 |
MX2016013808A (es) | 2017-05-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105683489B (zh) | 用于无水压裂流体的输送的控制系统和设备 | |
CN106837288B (zh) | 液化气与支撑剂混合物的储器中的静压力的控制方法 | |
US9664025B2 (en) | Pressure balancing proppant addition method and apparatus | |
US7090017B2 (en) | Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension | |
US8251570B2 (en) | Method for blending of concentrations for dilution on the fly | |
US9695670B2 (en) | Direct slurry weight sensor for well operation mixing process | |
US9719340B2 (en) | Method of controlling a proppant concentration in a fracturing fluid utilized in stimulation of an underground formation | |
US10202835B2 (en) | Pressure delivery proppant to offshore frac blender | |
US20150060044A1 (en) | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid | |
US20150204165A1 (en) | Apparatus and method for continuously mixing fluids using dry additives | |
US20150135797A1 (en) | Device and method for multiphase flow meter calibration using a closed loop multiphase flow system | |
US9771512B2 (en) | Automatic flow control in mixing fracturing gel | |
US20190233275A1 (en) | Method and apparatus for metering flow during centralized well treatment | |
CN107219869A (zh) | 一种乳化液自动配比控制方法及系统 | |
CA2681608C (en) | Systems for self-balancing control of mixing and pumping | |
RU2622575C1 (ru) | Способ формирования водогазовой смеси для закачки в нагнетательную скважину и система управления для его реализации | |
CA2839611A1 (en) | Apparatus and method for continuously mixing fluids using dry additives | |
CN204365156U (zh) | 乳化液自动配比装置 | |
CN105424819B (zh) | 混合气水合反应过程中的离子浓度多层位监测装置及监测方法 | |
CN203515512U (zh) | 水带干灰砂人工井壁防砂自动配砂系统 | |
CN112844085A (zh) | 一种用于土体改良试验的自动化泡沫发生装置及方法 | |
CN113138147A (zh) | 评价地层出砂在水平井筒中沉降作用的实验装置及方法 | |
JPS60204018A (ja) | 流体混合圧送装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |