CZ2015614A3 - Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících teplo a plyny v množství umožňujícím štěpení horniny - Google Patents
Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících teplo a plyny v množství umožňujícím štěpení horniny Download PDFInfo
- Publication number
- CZ2015614A3 CZ2015614A3 CZ2015-614A CZ2015614A CZ2015614A3 CZ 2015614 A3 CZ2015614 A3 CZ 2015614A3 CZ 2015614 A CZ2015614 A CZ 2015614A CZ 2015614 A3 CZ2015614 A3 CZ 2015614A3
- Authority
- CZ
- Czechia
- Prior art keywords
- probes
- reaction
- gases
- rock
- composition
- Prior art date
Links
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 36
- -1 very heavy ones Chemical class 0.000 title claims description 3
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims abstract description 62
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 6
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000007807 chemical reaction inhibitor Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 19
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 229930040373 Paraformaldehyde Natural products 0.000 claims description 4
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims description 4
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920002866 paraformaldehyde Polymers 0.000 claims description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims description 3
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N Hydroxylamine Chemical compound ON AVXURJPOCDRRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- LYGJENNIWJXYER-UHFFFAOYSA-N nitromethane Chemical compound C[N+]([O-])=O LYGJENNIWJXYER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 10
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 5
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010796 Steam-assisted gravity drainage Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical group OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 229910021538 borax Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000002775 capsule Substances 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N disodium;3,7-dioxido-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3,5,7-tetraborabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound [Na+].[Na+].O1B([O-])OB2OB([O-])OB1O2 UQGFMSUEHSUPRD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005108 dry cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910001960 metal nitrate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012255 powdered metal Substances 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 239000004328 sodium tetraborate Substances 0.000 description 1
- 235000010339 sodium tetraborate Nutrition 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/243—Combustion in situ
- E21B43/247—Combustion in situ in association with fracturing processes or crevice forming processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/243—Combustion in situ
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím exotermických chemických reakcí generujících plyny, kdy se dovnitř sloje přivádí cíleně odděleně kompozice pro výrobu horkých plynů, např. TGEC, iniciátory resp. stabilizátory, např. RIS nebo NaNO.sub.2.n.(dusitan sodný), případně inhibitory chemické reakce do alespoň čtyř horizontálních otvorů vytvořených v alespoň jedné rovině sondy, kdy v místě setkání kompozice a iniciátorů se současně nebo se zpožděním průběh reakce reguluje též přidáváním dalších plynotvorných látek ve směsi kompozicí nebo samostatně, přičemž reakce bude probíhat pod packerem, čímž se vytvoří předpoklady pro umělý gazlift, a dalším přidáváním plynotvorných látek se reguluje a zvyšuje teplota nebo tlak do hodnot, které způsobí štěpení horniny.
Description
Vynález se týká způsobu těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím exotermických chemických reakcí generujících plyny v množství, které vede ke štěpení horniny a tím k umožnění těžby uhlovodíků i z hornin s nízkou porozitou a nízkou permeabilitou nebo ze sond, které byly následkem těžby uhlovodíků silně zavodněny nebo byly považovány za již neefektivní nebo vyčerpané.
Dosavadní stav techniky
Je všeobecně známé, že těžba ropy s vyšší viskozitou nebo nízkou API gravity z hornin s nízkou porozitou a nízkou permeabilitou naráží na řadu obtíží. Pro plyn mohou být hodnoty permeability a porozity výrazně nižší. Pro těžitelnost ropy je důležitý poměr permeability a viskozity fluida. Čím je vyšší, tím je lepší těžitelnost tohoto fluida.
Dnes se pro těžbu ropy používají z tak zvaných tight formations především metody hydraulického štěpení. Tato metoda je vhodná i pro těžbu plynu z břidlic.
Jinou alternativou je využít různých zdrojů tepla nebo jiných energií, které sníží viskozitu ropy tak, že bude schopna proniknout i přes relativně těsnou formaci k sondě. Vedoucí pozici ve světě zaujímá v poslední době pára a zejména v Kanadě velice využívaná metoda SAGD, která se uplatňuje zejména na ropných píscích a bitumenech.. V některých oblastech, kde mají přírodní zdroje CO2 (především v USA) nebo průmyslové zdroje, produkující značné množství odpadového CO2 v blízkosti ropných polí, se snižuje viskozita čerpáním CO2 do kolektoru. Kysličník uhličitý se dobře rozpouští v ropě a tím snižuje její viskozitu, zatímco dusík, který je produktem chemických reakcí, se v ropě rozpouští špatně a proto nám může pomáhat v sondě zvyšovat tlak. Stejně tak i některé další plyny.
Uvedené metody mají řadu nevýhod. Hydraulické štěpení hornin naráží na silný odpor ze strany ekologů a není příliš vhodné v oblastech, kde je nedostatek vody. Není příliš vhodné u velmi těžké, viskózní ropy. Spotřeba vody je enormní. Pro dosažení tlaku, který je dostatečný ke štěpení hornin je potřeba do sondy často napumpovat tisíce tun vody, nebot je nutné dosáhnout tlaků, které jsou o desítky procent vyšší, než je geostatický tlak uvnitř štěpené horniny.
Ze spisu WO2010/043239 A1 je známo řešení, které bylo opakovaně aplikováno v praxi v Ruské federaci i v USA a bylo dokázáno, že do horniny lze cíleně, úspěšně a řízené načerpat neomezené množství chemických látek, které se kompletně rozloží na plyny (CO2, N2, H2O ve formě páry), přičemž se uvolní značné množství energie.
Aplikováním uvedeného patentu se podařilo dokázat, že energie získaná z chemických reakcí důkladně prohřeje značný objem ropné pasti, ale díky dosažené vysoké teplotě, i mnoho metrů až desítek metrů od vlastní sondy, se dokonale zlikviduje tzv. skin layer. Ve značných vzdálenostech od sondy již snad není vhodné používat termín skin layer prostě se teplem rozpustí všechny parafíny, asfalteny, smoly a jiné dlouhé uhlovodíky, které se v kolektoru ve vzdálenosti mnoha metrů od sondy nalézají. Tato metoda, na rozdíl od běžného čištění kyselinami nebo prudkou chemickou reakcí v těle sondy zlikviduje skin layer do vzdálenosti i desítek metrů, zatímco klasické chemické čištění obvykle pouze do vzdálenosti 0,3-1 m. Výsledky aplikací ze sond v Ruské Federaci i z USA (Texas) to jasně potvrzují. Sondy, které již nejméně 15 let nedávaly žádnou ropu a nepomohly žádné běžné metody, po ošetření touto technologií dávaly desítky barelů ropy denně. Sondy, které dávaly již jen malé množství ropy, zvýšily svou produkci několikanásobně (4-6x). Tento efekt klesá velice pomalu (za rok byl u mnohých sond pozorován pokles ne větší, než 30%). U ropy s vyšším obsahem parafínů se produkce po ošetření zvýší ještě mnohem více.
Zmíněná technologie byla dosud v praxi aplikována pouze na sondách se středně těžkou ropou. Tato technologie má obrovský potenciál dobře fungovat i na sondách s těžkou a velmi těžkou ropou, s velice vysokou viskozitou (parafiny, asfalty a smoly) a v kombinaci s námi nově zavedenými materiály nahradí metodu hydraulického štěpení i na formacích s velmi nízkou permeabilitou a porozitou.
Cílem vynálezu je představit způsob štěpení horniny a způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny.
Podstata vynálezu
Výše uvedené nedostatky odstraňuje způsob štěpení horniny a způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny podle vynálezu, jehož podstata spočívá v tom, že v místě setkání kompozice a iniciátorů se současně nebo se zpožděním průběh reakce reguluje též přidáváním dalších plynotvorných látek ve směsi s kompozicí nebo samostatně, přičemž reakce bude probíhat pod packerem, čímž se vytvoří předpoklady pro umělý gazlift, a dalším přidáváním plynotvorných látek se reguluje a zvyšuje teplota nebo tlak do hodnot, které způsobí štěpení horniny.
Ve výhodném provedení jsou plynotvorné látky ze skupiny • Paraformaldehyd (C3H6O3 - paraformaldehyde);
• Kyselina šťavelová (C2H2O4 - oxalic acid);
• Etylen oxid (C2H4O - ethylen oxide);
• Kyselina mravenčí (HCOOH - formic acid);
• Hydroxylamin (NH2OH - hydroxylamine);
• Nitrometan (CH3NO2 - nitromethane);
• Uhličitan amonný (NH^COs - ammonium carbonate).
• Kyselina octová (CH3COOH), • Materiály na bázi aminu (NH2) včetně materiálů odpadních • Duičnan železitý Fe(NO3)3 - feric nitrade a při teplotách nad 150°C se každá z nich rozkládá na komponenty převážně plynné povahy.
V dalším výhodném provedení se po zažehnutí reakce kompozice s plynotvornými látkami a plynotermickém vytvoření trhlin v hornině přidává do kompozice vhodný písek a/nebo umělý proppant pro udržení rozměrů vzniklých trhlin.
V jiném výhodném provedení se do stimulačních sond přivádí kompozice a plynotvorné látky případně ve směsi s pískem či proppantem a těžba uhlovodíku probíhá ze sousedních produkčních sond, přičemž postačují vytvořené plyny pro umělý gazlift natolik silný, že z produkčních sond vycházejí uhlovodíky samotokem nebo se pro těžbu z produkčních sond použijí standardní čerpací metody.
V dalším výhodném provedení se těžba provádí způsobem cyklicky v režimu huff a puff, kdy po primárním ohřevu a naštěpení sloje pomocí výše uvedené kompozice a následném přidání výše uvedených plynotvorných látek se vyčerpají těžitelné uhlovodíky, načež se stimulace výše uvedenou metodou opakuje.
Příklad provedení vynálezu
Navrhované řešení rozšiřuje materiály uváděné v patentu WO2010/043239 AI jako označované jako TGEC (Thermal Gas Emitting Composition) o řadu dalších materiálů, které jednak uvolňují více plynů, (přičemž reakce nevydává tolik tepla), ale obsahuje i řadu levných materiálů, z nichž řada vzniká z průmyslových odpadů. Tím se výrazně rozšiřují možnosti využití exotermických reakcí na ropných polích s velmi těžkou ropou, případně na bitumenech a na hlubokých sondách nebo sondách s nízkou propustností horniny. Štěpení horniny pomocí plynů má perspektivu oživovat i staré silně zavodněné sondy a vracet je zpět do těžby. Proces uvolňování plynů může být dostatečně rychlý a vytvoří i v okolí silně zavodněných a prakticky neproduktivních sond rozsáhlé soustavy nových trhlin, které zpřístupní ropu zablokovanou vodními kanály. Pochopitelně, roli hraje i původ vody. Zkušenosti říkají, že většinou se zavodněnost sond sníží, avšak zaznamenali jsme případy, kdy kromě výrazně zvýšené produkce ropy se zvýšil i poměr voda/ropa. Rozsáhlý čistící efekt (od dlouhých uhlovodíků) se uplatní na všech starých sondách s lehkou ropou a lze očekávat ještě výraznější efekt u ropy s vyšším obsahem parafínů a dalších podobných látek. V těchto případech se dosahuje až řádové zvýšení produkce.
Navrhovaný postup umožní provádět prohřev cíleně, jen v určitých rovinách a navíc dosáhnout efektivnějšího a cíleného štěpení horniny, ovšem tentokrát nikoliv působením vody, ale působením plynů, které vzniknou chemickou reakcí. V zájmu vyšší šetrnosti vůči vlastní konstrukci sondy přitom navrhujeme použití dalších materiálů, neuvedených v předchozích patentech. Některé z těchto materiálů negenerují takové množství tepla, ale jejich výhodou je, že se rozpadají na větší množství plynů. Jsou tedy potenciálním zdrojem vyššího tlaku. Využití různých materiálů může vést buď k prohřátí velmi rozsáhlého objemu ropné pasti, přičemž vznikající plyny vytváří rozsáhlé trhliny (v prohřáté hornině toho lze dosáhnout mnohem snáze, než ve studené). Další možností je aplikace materiálů, které reagují rychleji, a tím vytvoří velký objem plynů ve velmi krátkém čase. To způsobí prudký nárůst tlaku, a tedy i štěpení horniny, je-li použito takové množství reagentů, že vzniklé plyny vytvoří dostatečný tlak. Námi navržená metoda se liší od metody popsané v patentu WO2010/043239 AI nejen rozšířením použitelných materiálů, ale výrazně lepší a cílenou přípravou zóny reakce (například hydroperforací nebo coiled tubingem). Dále lze aplikaci vhodného hrubého písku nebo proppantu do chemických roztoků zamezit (a to především u hlubších sond) opětovnému sevření vzniklých trhlin způsobeném vysokým geostatickým tlakem. Výhodou této metody oproti běžnému hydraulickému štěpení je využití vyšších teplot, které rozšiřují možnost použití i na velmi těžké ropy (horninu nejen můžeme štěpit, ale též významně prohřívat). Tuto metodu lze aplikovat na stejné sondě opakovaně s velmi efektivními výsledky, a to i po několikáté. U standardního hydraulického štěpení to není možné. Technologii lze použít: * na horizontálních sondách a tím zvýšit těžbu skutečně pozoruhodně * na kombinaci sond, kde centrální je stimulační a okolní jsou produkční a využít tak vzniklého tlaku plynů (a tepla) k protlačování ropy k sousedním sondám na místo běžně využívané vody. Odpadá tak nevyhnutelné zavodnění sond nebo i celého ropného pole a dokonce lze tuto metodu na řadě takových již zničených ropných polích využít k jejich další revitalizaci a dotěžení.
* na běžných vertikální sondách s periodickým opakováním (perioda i více než rok) * na běžných vertikáních sondách s trvalou stimulací a současnou těžbou z téže sondy
Na rozdíl od běžného hydraulického štěpení má tato metoda ještě jednu další výhodu. Jak bylo výše uvedeno, veškeré reagenty (kromě části inciátoru, jehož množství však může být marginální) se promění na plyny. Představíme-li si, že jsme do sondy napumpovali desítky tun materiálů, a že jsme v okolí sondy v kolektoru ve velmi krátkém čase získali desítky tun plynů, vidíme, že se v sondě a jejím okolí výrazně zvýšil tlak. Za normálních podmínek (běžný atmosférický tlak při teplotě 25°C) tuna těchto plynotvorných materiálů vygeneruje řádově asi 1000 m3 plynů. Tento tlak může působit štěpení horniny, ale plyn nikam nemizí (vyjma kysličníku uhličitého, který se rozpustí v ropě a tím dále sníží její viskozitu). Zvýšený tlak protlačuje všechny přítomné kapaliny do míst nejmenšího odporu, tedy zpět do sondy, kterou jsme reagenty do kolektoru načerpali nebo k sousedním sondám. Při práci v Texasu bylo po načerpání určitého množství reagentů pozorováno zvýšení tlaku v sousedních sondách vzdálených cca 100 m až o několik atmosfér (více než 50 psi).
Máme před sebou názorný příklad hydropneumatické komunikace mezi sondami důsledkem vzniku umělého gazliftu, který ovšem nebyl dosažen čerpáním plynů do sondy. Na mnoha pokusných sondách v Rusku i na konkrétních sondách v Texasu byl pozorován velmi výrazný samotok ropy. Při využití vhodných materiálů (reagentů) se uvolní značné množství kysličníku uhličitého CO2, který sníží viskozitu ropy, ale též voda H2O ve formě páry (ta buď zvyšuje tlak, pokud je v plynném stavu nebo kondenzuje a uvolňuje další teplo) a dusík N2. Dusík se v ropě nerozpustí ani nekondenzuje, a proto může velmi výrazně přispívat ke tvorbě takto popsaného umělého gazliftu. Dále je třeba si uvědomit, že řada reagentů, které uvádíme níže, ale i reagentů popsaných v patentu WO2010/043239 AI, a v patentu WO2012/025150 A1, uvolňuje velké množství kyslíku nebo kysličníku dusičitého NO2 (případně dusnatého NO). Kysličníky dusíku jsou silné radikály a stejně jako kyslík při dosažení určité teploty okysličují ropu a produkují další plyny (CO2 + H2O a v případě kysličníku dusičitého je koncovým produktem N2).
Postup prací lze rozdělit do čtyř etap:
- Hydroperforace:
Na místo standardní perforace (běžné perforátory obvykle odpálí současně řadu otvorů jeden nad druhým nebo ve spirále) použijeme pro vytvoření otvorů v pažnici (casingu) vodní paprsek nebo vodu s pískem. Pokud rychlost takového paprsku dosáhne cca 150m/sec, prorazí takový paprsek ocelovou trubku i beton. Vodním paprskem vytvoříme v jedné rovině více otvorů, což běžné perforátory nedokáží tak snadno. Jako optimální se jeví 4-6 otvorů v jedné rovině, nicméně to je dáno technickými parametry sondy. To lze aplikovat i u starých sond, kde již byla perforace provedena. Otvory vytvořené v jediné rovině zvýší pravděpodobnost vytvoření plošných trhlin.
Je-li mocnost ropné pasti větší, nic nám nebrání v tom, abychom tuto hydroperforaci vytvořili ve více rovinách nad sebou. 1-2 roviny jsou běžné, 5 rovin nebo i více může být rozumných v závislosti na geologické stavbě a zejména na mocnosti a struktuře ropné pasti.
Vodní paprsek nebo paprsek kapaliny s pískem běžně vytvoří otvory dlouhé i 2 metry (závisí to na hornině a technickém vybavení). Při použití coiled tubingu lze vytvořit kanály dlouhé i stovky metrů, avšak pro naše účely to není nutná podmínka, i když dlouhé kanály mohou být užitečné.
Obdobná příprava může být vhodné i u horizontálních sond.
Dlouhé rovnoběžné kanály jsou navrženy mimo jiné v patentu číslo WO2012/025150 A1 (The Method and Apparatus for Thermally Treating an Oil Reservoir), avšak tam je jejich cílem speciální nahrazení nebo modifikace metody SAGD, které umožňuje čerpat ropu stejnou sondou, kterou je ropná past současně tepelně stimulována, aniž by byla nějak omezena hloubka sondy. V našem návrhu nepotřebujeme dvojice kanálů nad sebou a jejich využití sleduje jiný cíl - snadnější a přesnější dosažení štěpení horniny a následné využití gazliftu (při práci huff & puff vzniklé plyny po ukončení stimulace vytlačí část ropy na povrch, aniž by bylo nutné ihned do sondy spustit čerpadla). Je-li packer umístěn uprostřed perforace a jedním kanálem přivádíme do sondy vhodný materiál TGEC, pak druhým kanálem ze sondy vzniklé plyny vytlačují ropu. Dalším cílem je například navázání hydropneumatické komunikace mezi sondami, pokud je jedna nebo více z nich používána k trvalejší stimulaci.
- Hydraulické štěpení:
Předpokládejme, že ropná past má malou propustnost. Pak do otvorů připravených podle předchozího postupu, načerpáme vhodný roztok materiálu (TGEC), který bude schopen rozložit se na plyny. Zároveň přidáme jiným kanálem iniciátor (RIS - Reaction Intiator and Stabilizer). Později budeme zároveň do roztoku TGEC postupně přidávat hrubý písek. Zrnitost písku by měla kolísat v rozmezí 1-2 mm. Po dosažení určité teploty lze tyto materiály nahradit dalšími, které generují značné množství plynů (avšak reakce nebývá tak silně exotermická) a výrazně tak rozšířit strukturu trhlin. Tyto trhliny lze opět zaplnit pískem nebo jiným materiálem, který nám je v případě potřeby pomůže udržet trvale otevřené.
Na místo písku lze použít též vhodný umělý propant, u něhož je třeba se ujistit, že nebude reagovat s použitými chemikáliemi a že je odolný vůči teplotě. Začne-li se teplota snižovat pod určitou hranici, můžeme se opět vrátit k čerpání energeticky výkonnějších materiálů, jejichž reakce mohou vyvolat teplotu až několik set °C. Samozřejmě, že lze využívat i vhodné směsi takových materiálů (reagentů), čímž dosáhneme udržení teploty v přijatelných mezích a zároveň dosáhneme velmi vysokého tlaku, což je významné a žádoucí v řadě případů.
Trhliny, které vzniknou, budou mít průměr kolem 5mm, je tedy třeba vybrat vhodnou zrnitost písku nebo proppantu tak, aby mohl do trhlin pronikat a nevytvářel nikde shluky, které by vzniklé trhliny zablokovaly. Předpokládáme, že při méně mocné ropné pasti budou vzniklé trhliny delší, než v případě mocné ropné pasti. Snazší bude štěpení v zónách s vyšší porozitou (v kolektoru), kam bude plyn pronikat snáze, než v zónách, kde porozita prakticky není a tedy tam není ani ropa nebo plyn.
Postupně do ropné pasti načerpáme desítky až stovky kubických metrů chemikálie, v níž bude rozmíchán písek (horní hranice je dána pouze ekonomickou kalkulací). S výhodou lze použít kontinuální proces, to jest zpočátku zaplnit chemikálií (TGEC) pouze předem připravené prostory, pak reakci zažehnout a následně ji trvale udržovat a postupně tak zvyšovat objem vygenerovaných plynů (a tedy i tlak) a zároveň zvyšovat teplotu (což usnadňuje štěpení horniny). Proces lze aplikovat jak na vertikální, tak na horizontální sondy.
- Zažehnutí reakce:
Reakce bude probíhat pod packerem, a v některých případech bude třeba použít 2 packery (druhý pod zónou, kde chceme pracovat). 2 packery se použijí například tam, kde budeme využívat umělý gazlift trvale na jediné sondě nebo budeme pracovat v určité ohraničené vrstvě, kde je ropná past mocnější nebo kde je vrstev několik nad sebou nebo chceme-li ošetřit jen některé z nich. 2 packery lze použít také v případě, že budeme ošetřovat dlouhou horizontální sondu po částech
Reakci lze zažehnout řadou způsobů:
- je možné použít zápalnou šňůru a zažehnout roznětku, která následně nastartuje reakci
- do zóny perforace můžeme spustit tubingem (stupačkou) některé chemické produkty, které mají vlastnosti blízké raketovému, torpédovému nebo jinému podobnému palivu (obvykle mohou začít reagovat při styku s vodou). Proto mohou být uzavřeny v kapslích, které se otevřou v zóně perforace a teplo vzniklé z jejich zažehnutí nastartuje rozklad dusičnanu amonného nebo organického ledku a ostatních chemických sloučenin). Reakci rozložení hlavní chemikálie (TGEC) lze iniciovat chemicky (např. tetraboritanem sodným, dusitanem sodným nebo některými jinými solemi při dodržení správného pH). Reakci lze iniciovat elektricky, což má ovšem svoje nevýhody.
Obecně lze doporučit především iniciaci reakce jinými chemikáliemi, což je popsáno v patentu č. WO2010/043239 A1. Tato metoda má nespornou výhodu v kontinuální práci a poskytuje možnost reakci regulovat, tedy v případě jejího rychlejšího průběhu ji přibrzdíme některým vhodným inhibitorem (nebo snížením koncentrace roztoku TGEC), v případě, že reakce neběží tak, jak si představujeme, oživíme ji přidáním iniciátoru (RIS).
- Udržování reakce
- Po dosažení dostatečné teploty lze původní chemikálie nahradit jinými, které mohou být zdrojem velkého množství kyslíku a zapojit tak jako zdroj energie uhlovodíky obsažené v hornině (například dusičnany kovů, případně dvojchromany, manganistany a další sloučeniny včetně vzduchu, je-li jeho čerpání do sondy povoleno). I zde je možné přidávat do roztoku takové oxidanty a materiály, které nebudou výrazně zvyšovat teplotu, ale budou zvyšovat objem generovaných plynů, a tedy tlak.
* Lze též použít materiály, které při reakci uvolňují vodík (například suspenze práškových kovů a kyseliny či zásady), přičemž část vodíku může způsobit hydro-ckracking menší části uhlovodíků, čímž lze částečně trvale zvýšit API a snížit viskozitu. To bude mít vliv na transport velmi těžké ropy ropovody v oblastech s velmi studeným klimatem. Je třeba si uvědomit, že vodík je mnohonásobně lehčí než dusík nebo kysličník uhličitý, a proto stejná váha vytvoří mnohem více molekul a tedy i vyšší tlak. Vodík ovšem snadno proniká i málo porézní horninou a tlak jím vyvolaný může rychleji klesat, ale obecně zasáhne větší objem ropné pasti a může tak reagovat i ve větší vzdálenosti od sondy než některé jiné plyny.
- Pro udržení reakce je důležité spolehlivé měření teploty a tlaku nejméně na dvou místech. Přesná informace o změnách tlaku a teploty je základem pro dokonalejší řízení celého procesu.
- Plyno-termické štěpení horniny
Po zažehnutí reakce plynule její průběh regulujeme a zvyšujeme teplotu nebo tlak do hodnot, které způsobí štěpení horniny. Průběh se reguluje rychlostí čerpání reagentů (případně smíchaných s pískem či vhodným proppantem) do sondy nebo čerpáním vhodného inhibitoru tak, aby se teplota v sondě držela v předem určených mezích. Stejně tak lze využít i přimíchávání reagentů, které nezvyšují výrazně (pokud vůbec) teplotu, zato zvyšují tlak. Vhodně zvolené nosiče písku nebo proppantu reagují dostatečně pomalu a jsou schopné dopravit písek do trhlin, které byly vytvořeny krátce před tím a trhliny tak lze postupně rozšiřovat. Trhliny se budou vytvářet stejně jako u běžného hydraulického štěpení tedy převážně kolmo na sondu nebo přesněji, tím směrem, kde je nižší porozita, tedy ve směru strukturně - geologického uložení ropné pasti (pokud nebereme v úvahu různé geologické poruchy zlomy, výrazné nehomogenity hornin). Výhodou oproti hydraulickému štěpení je nesporně fakt, že nemusíme udržovat obrovský tlak na stále větší a větší vzdálenost od jeho zdroje (výkonná čerpadla), ale že k rozkladové reakci kapalných reagentů dochází přímo v místě štěpení horniny nebo v její blízkosti. Navíc jsou tyto rozkladové reakce většinou silně exotermické, výrazně ohřívají kolektor a tím dále snižují jeho pevnost. Ke štěpení tak může docházet při nižším tlaku, než který by byl nutný při hydraulickém štěpení horniny.
ίο
PATENTOVÉ NÁROKY
Claims (4)
- PATENTOVÉ NÁROKY1. Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím exotermických chemických reakcí generujících plyny, kdy se dovnitř sloje přivádí cíleně odděleně kompozice pro výrobu horkých plynů, např. TGEC, iniciátory resp. stabilizátory, např. RIS nebo NaNO2 (dusitan sodný), případně inhibitory chemické reakce do alespoň čtyř horizontálních otvorů vytvořených v alespoň jedné rovině sondy, vyznačující se tím, že v místě setkání kompozice a iniciátorů se současně nebo se zpožděním průběh reakce reguluje též přidáváním dalších plynotvorných látek ve směsi s kompozicí nebo samostatně, přičemž reakce bude probíhat pod packerem, čímž se vytvoří předpoklady pro umělý gazlift, a dalším přidáváním plynotvorných látek se reguluje a zvyšuje teplota nebo tlak do hodnot, které způsobí štěpení horniny
- 2. Způsob štěpení horniny podle nároku 1, vyznačující se tím, že plynotvorné látky jsou ze skupiny • Paraformaldehyd (C3H6O3 - paraformaldehyde);• Kyselina šťavelová (C2H2O4 - oxalic acid);• Etylen oxid (C2H4O - ethylen oxide);• Kyselina mravenčí (HCOOH - formic acid);• Hydroxylamin (NH2OH - hydroxylamine);• Nitrometan (CH3NO2 - nitromethane);• Uhličitan amonný (NH4)2CO3 - ammonium carbonate).• Kyselina octová (CH3COOH), • Materiály na bázi aminu (NH2) včetně materiálů odpadních • Duičnan železitý Fe(NO3)3 - feric nitrade a při teplotách nad 150°C se každá z nich rozkládá na komponenty převážně plynné povahy.
- 3. Způsob štěpení horniny podle nároků 1 a 2, vyznačující se tím, že po zažehnutí reakce kompozice s plynotvornými látkami a plynotermickém vytvoření trhlin v hornině se přidává do kompozice vhodný písek a/nebo umělý proppant pro udržení rozměrů vzniklých trhlin.
- 4. Způsob těžby uhlovodíků podle nároků 1až 3 v provedení, kdy se k produkčním sondám vytvoří paralelně jedna nebo více stimulačních sond, vyznačující se tím, že do stimulačních sond se přivádí kompozice a plynotvorné látky případně ve směsi s pískem či proppantem a těžba uhlovodíku probíhá ze sousedních produkčních sond, přičemž postačují vytvořené plyny pro umělý gazlift natolik silný, že z produkčních sond vycházejí uhlovodíky samotokem nebo se pro těžbu z produkčních sond použijí standardní čerpací metody.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CZ2015-614A CZ307274B6 (cs) | 2015-09-10 | 2015-09-10 | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny |
| US15/758,764 US20190040725A1 (en) | 2015-09-10 | 2016-09-07 | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation |
| PCT/CZ2016/000100 WO2017041772A1 (en) | 2015-09-10 | 2016-09-07 | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CZ2015-614A CZ307274B6 (cs) | 2015-09-10 | 2015-09-10 | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CZ2015614A3 true CZ2015614A3 (cs) | 2017-03-22 |
| CZ307274B6 CZ307274B6 (cs) | 2018-05-09 |
Family
ID=57144693
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CZ2015-614A CZ307274B6 (cs) | 2015-09-10 | 2015-09-10 | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících plyny |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20190040725A1 (cs) |
| CZ (1) | CZ307274B6 (cs) |
| WO (1) | WO2017041772A1 (cs) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11808093B2 (en) | 2018-07-17 | 2023-11-07 | DynaEnergetics Europe GmbH | Oriented perforating system |
| US11578549B2 (en) | 2019-05-14 | 2023-02-14 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
| US11255147B2 (en) | 2019-05-14 | 2022-02-22 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
| US10927627B2 (en) | 2019-05-14 | 2021-02-23 | DynaEnergetics Europe GmbH | Single use setting tool for actuating a tool in a wellbore |
| US11204224B2 (en) | 2019-05-29 | 2021-12-21 | DynaEnergetics Europe GmbH | Reverse burn power charge for a wellbore tool |
| WO2021116336A1 (en) | 2019-12-10 | 2021-06-17 | DynaEnergetics Europe GmbH | Initiator head with circuit board |
| US12000267B2 (en) | 2021-09-24 | 2024-06-04 | DynaEnergetics Europe GmbH | Communication and location system for an autonomous frack system |
| US11753889B1 (en) | 2022-07-13 | 2023-09-12 | DynaEnergetics Europe GmbH | Gas driven wireline release tool |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3163211A (en) * | 1961-06-05 | 1964-12-29 | Pan American Petroleum Corp | Method of conducting reservoir pilot tests with a single well |
| WO2004038175A1 (en) * | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting wellbore deformation during in situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation |
| US7980312B1 (en) * | 2005-06-20 | 2011-07-19 | Hill Gilman A | Integrated in situ retorting and refining of oil shale |
| AU2009302294A1 (en) * | 2008-10-08 | 2010-04-15 | Potter Drilling, Inc. | Methods and apparatus for thermal drilling |
| EP2334902B1 (en) * | 2008-10-15 | 2013-09-04 | TCTM Limited | Gas evolving oil viscosity diminishing compositions for stimulating the productive layer of an oil reservoir |
| CA2791646C (en) * | 2010-03-19 | 2016-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for fracturing rock in tight reservoirs |
| EA024412B1 (ru) * | 2010-08-24 | 2016-09-30 | Стоун Уолл С.Р.О. | Устройство для термической обработки нефтяной залежи |
| US10081759B2 (en) * | 2012-10-09 | 2018-09-25 | Eric John Wernimont | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment |
| CZ306133B6 (cs) * | 2014-04-09 | 2016-08-17 | Galexum Technologies Ag | Způsob těžby uhlovodíků pomocí plynů, systém a zařízení k provádění tohoto způsobu |
-
2015
- 2015-09-10 CZ CZ2015-614A patent/CZ307274B6/cs unknown
-
2016
- 2016-09-07 WO PCT/CZ2016/000100 patent/WO2017041772A1/en active Application Filing
- 2016-09-07 US US15/758,764 patent/US20190040725A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20190040725A1 (en) | 2019-02-07 |
| CZ307274B6 (cs) | 2018-05-09 |
| WO2017041772A1 (en) | 2017-03-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CZ2015614A3 (cs) | Způsob těžby uhlovodíků včetně velmi těžkých s využitím chemických reakcí generujících teplo a plyny v množství umožňujícím štěpení horniny | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production | |
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| US20140144632A1 (en) | Thermo-gas-generating systems and methods for oil and gas well stimulation | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| US8312924B2 (en) | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid | |
| RU2358100C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US20160244659A1 (en) | Reservoir stimulation by energetic chemistry | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| EP2607607A1 (en) | Stimulation method | |
| US11268367B2 (en) | Fracturing a wellbore with enhanced treatment fluid placement in a subterranean formation | |
| US10718184B1 (en) | Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore | |
| US20140262243A1 (en) | Systems and Methods for Accelerating Production of Viscous Hydrocarbons in a Subterranean Reservoir with Thermally Activated Chemical Agents | |
| RU2751694C2 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| Abramova et al. | Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery | |
| US11441396B1 (en) | Sand consolidation for subterranean sand formations | |
| RU2632791C1 (ru) | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций | |
| CA3129700A1 (en) | Treatment of subterranean formations with an ammonium compound, an oxidizing agent and sulfamic acid | |
| RU2615543C2 (ru) | Энергогазообразующий состав и технология обработки призабойной зоны продуктивного пласта | |
| RU2440490C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| Rezaei Koochi et al. | Thermo-Gas-Chemical stimulation as a revolutionary ior-eor method by the in-situ generation of hot nitrogen and acid | |
| RU2373395C1 (ru) | Способ разупрочнения разрабатываемой пористой среды | |
| RU2812385C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти с внутрискважинной тепловой активацией бинарного раствора |