EA016261B1 - Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA016261B1 EA016261B1 EA200801929A EA200801929A EA016261B1 EA 016261 B1 EA016261 B1 EA 016261B1 EA 200801929 A EA200801929 A EA 200801929A EA 200801929 A EA200801929 A EA 200801929A EA 016261 B1 EA016261 B1 EA 016261B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- source
- proppant
- fracturing fluid
- fracturing
- propane
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 40
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 138
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 79
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 72
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 69
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims abstract description 65
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 claims abstract description 63
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 25
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 239
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 25
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 24
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 14
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 claims description 3
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 claims description 3
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 36
- 238000004880 explosion Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 abstract 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- -1 for example Chemical class 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 208000003173 lipoprotein glomerulopathy Diseases 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N tetraphosphorus decaoxide Chemical compound O1P(O2)(=O)OP3(=O)OP1(=O)OP2(=O)O3 DLYUQMMRRRQYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000012237 artificial material Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 210000003477 cochlea Anatomy 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000005445 natural material Substances 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006902 nitrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- DQWPFSLDHJDLRL-UHFFFAOYSA-N triethyl phosphate Chemical compound CCOP(=O)(OCC)OCC DQWPFSLDHJDLRL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/25—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
-
- 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
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- 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
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
В патенте описывается система осуществления гидроразрыва, в которой поток сжиженного нефтяного газа (СНГ), представляющий собой смесь пропана и бутана, подается в скважину под давлением гидроразрыва. В поток СНГ подается проппант, который переносится потоком СНГ в пласт. Для продувки компонентов системы, в которые подается СНГ, используется инертный газ, например азот, который является также средством обеспечения защиты от опасности взрыва. Азот может также добавляться к смеси СНГ при осуществлении гидроразрыва газоносных пластов угля или сланцев.
Description
При обычной технологии гидроразрыва, выполняемого в скважинах продуктивных пластов, в новых скважинах или в скважинах с низкой производительностью, выведенных из эксплуатации, такой гидроразрыв выполняется с целью повышения отдачи пласта. Расклинивающий наполнитель (проппант) и текучая среда гидроразрыва перемешиваются в смесителе и затем нагнетаются в скважину, проходящую через нефтеносный или газоносный пласт. На скважину подается высокое давление, в результате чего в пласте появляются трещины, и текучая среда гидроразрыва вместе с проппантом заполняет такие трещины. Частицы проппанта, находящиеся в трещинах, удерживают их в открытом состоянии после того, как давление снимается, и возобновляется добыча углеводородов. Известны различные текучие среды, используемые в качестве текучей среды гидроразрыва, включая различные смеси углеводородов, азот и двуокись углерода.
Выбор текучей среды гидроразрыва должен осуществляться с особой тщательностью. Текучая среда гидроразрыва должна иметь достаточную вязкость для транспортировки частиц проппанта в трещины, должна минимизировать повреждения пласта и быть безопасной при использовании. Нежелательно использование текучей среды гидроразрыва, которая остается в пласте после проведения операции гидроразрыва, поскольку она может закупоривать поры и уменьшать отдачу пласта. По этой причине в качестве текучей среды использовалась двуокись углерода, поскольку при снижении давления двуокись углерода становится газообразной и легко удаляется из скважины.
Низшие алканы, такие как, например, пропан, также предлагались для использования в качестве текучей среды гидроразрыва. Так в патенте США № 3,368,627 описывается способ гидроразрыва, в котором в качестве текучей среды используется смесь сжиженного углеводорода С2-С6 и двуокиси углерода. Будучи низшими алканами, пропан и бутан по своей природе не могут наносить повреждения пластам. Однако в указанном патенте не описывается, как обеспечить безопасную подачу пропана или бутана, или как инжектировать проппант в пропановую или бутановую текучую среду гидроразрыва. В патенте США № 5,899,272 также описывается использование пропана в качестве текучей среды гидроразрыва, однако система инжекции, описанная в этом патенте, не была запущена в серийное производство. Таким образом, хотя пропан и бутан являются подходящими текучими средами для осуществления гидроразрыва ввиду их летучести, малого веса и легкости извлечения, однако эти свойства делают их опасными в использовании.
Сущность изобретения
В соответствии с одним из вариантов осуществления системы гидроразрыва пласта с использованием сжиженного нефтяного газа (СНГ) предлагается установка для гидроразрыва пласта, в котором проходит скважина. К скважине подсоединяется насос, создающий давление гидроразрыва. Источник текучей среды гидроразрыва подсоединяется к насосу, создающему давление гидроразрыва, для подачи в него потока текучей среды гидроразрыва, содержащего пропан и/или бутан. В одном из вариантов осуществления изобретения подсоединяется источник проппанта, содержащий проппант, для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва. В некоторых вариантах осуществления изобретения источник проппанта представляет собой резервуар с избыточным давлением, а в других вариантах используются центробежные насосы. Также в систему входит источник инертного газа для подачи инертного газа в резервуар избыточного давления и в другие компоненты системы. Для обеспечения подачи текучей среды гидроразрыва в скважину используется контроллер, управляющий компонентами системы, такими как источник текучей среды гидроразрыва, источник проппанта, источник инертного газа и насос давления гидроразрыва. Пропан и бутан обеспечивают достоинства использования сжиженных газов для осуществления гидроразрыва пласта, и в то же время обеспечивается более высокая вязкость по сравнению с двуокисью углерода для транспортировки частиц проппанта глубоко внутрь пласта. Это свойство пропана и бутана обеспечивает эффективное расширение зоны гидроразрыва. Затем пропан или бутан испаряется и смешивается с газом месторождения. Затем пропан или бутан может быть извлечен вместе с газом месторождения. В текучую среду гидроразрыва также может быть включен пентан и небольшие количества других углеводородов.
В соответствии с другим вариантом осуществления гидроразрыва с использованием смеси СНГ предлагается способ гидроразрыва паста с использованием смеси СНГ в качестве текучей среды гидроразрыва. В качестве газовой подушки и текучей среды для проверки под давлением для обеспечения безопасности использования СНГ может использоваться инертный газ, такой как, например, азот. Когда к текучей среде гидроразрыва добавляется азот, способ может быть особенно полезен для осуществления гидроразрыва пластов угля или сланца.
Эти и другие особенности текучей среды гидроразрыва, содержащей смесь СНГ, описаны в формуле изобретения, которая включается ссылкой в описание.
Краткое описание чертежей
Ниже в качестве примеров описываются варианты осуществления изобретения со ссылками на фигуры чертежей, на которых одинаковые ссылочные обозначения указывают одинаковые элементы и на которых показано:
фиг. 1 - блок-схема основных компонентов системы гидроразрыва в соответствии с первым вариан
- 1 016261 том осуществления гидроразрыва пласта с использованием смеси СНГ;
фиг. 2 - блок-схема, на которой иллюстрируется подключение контроллера для системы гидроразрыва пласта фиг. 1;
фиг. 3 - блок-схема, на которой показаны основные компоненты системы гидроразрыва пласта с использованием смеси СНГ для гидроразрыва пласта сланца или угля;
фиг. 4 - схема системы насосов с использованием динамического уплотнения для подачи проппанта и смеси СНГ в насос высокого давления;
фиг. 5 - другой вид системы подачи проппанта с использованием динамического уплотнения;
фиг. 6 - вид поперечного сечения изолированного резервуара для смеси СНГ;
фиг. 7 - блок-схема основных компонентов системы гидроразрыва в соответствии еще с одним вариантом осуществления гидроразрыва пласта с использованием смеси СНГ;
фиг. 8 - вид входной стороны станции подачи проппанта, на которой размещается система подачи проппанта для системы гидроразрыва пласта фигуры 7;
фиг. 9 - вид выходной стороны станции подачи проппанта, на которой размещается система подачи проппанта для системы гидроразрыва пласта фигуры 7;
фиг. 10 - схематический вид пласта после гидроразрыва.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 представлена блок-схема установки для осуществления гидроразрыва пласта, через который проходит скважина. Насос 10 давления гидроразрыва, который в действительности может быть группой насосов, смонтированных на одном или нескольких трейлерах, соединяется с помощью напорного трубопровода 12 со скважиной 14. Трубопровод 12, а также и другие трубопроводы, показанные на фигуре 1, представляют собой обычные трубы или гибкие металлические рукава, имеющие антикоррозионную защиту и рассчитанные на давления, под которыми в них могут прокачиваться среды. Нагнетательный насос 10 гидроразрыва создает давление, пригодное для осуществления гидроразрыва пласта. В качестве примере нагнетательного насоса гидроразрыва можно привести насос ОшпПсх™. турбины которого имеют водяное охлаждение, или поршневой насос Тпр1ех™ с электрическим приводом, однако может использоваться и любой другой подходящий насос. В качестве насоса 10 может использоваться несколько насосных устройств.
Для обеспечения текучей среды гидроразрыва используется источник 16 текучей среды, содержащий смесь сжиженного пропана и бутана под давлением или смесь пропана и бутана, причем источник 16 соединяется с нагнетательным насосом 10 гидроразрыва с помощью трубопровода 18 через регулирующий вентиль VI подачи пропана. По экономическим соображениям на практике текучая среда гидроразрыва скорее всего будет представлять преимущественно смесь пропана и бутана, поскольку разделение пропана и бутана - это дорогостоящий процесс. Смесь СНГ может также содержать небольшие количества пентана и высших углеводородов. Регулирующий вентиль VI обеспечивает регулирование потока текучей среды гидроразрыва, поступающего из источника 16 текучей среды. Вентиль VI представляет собой обычный вентиль, используемый для регулирования потока текучей среды гидроразрыва. Источник 16 текучей среды гидроразрыва состоит из одного или нескольких резервуаров с пропаном и бутаном, которые находятся под давлением, подходящим для подачи пропана и/или бутана в нагнетательный насос 10 гидроразрыва, а также для транспортировки частиц проппанта в потоке по трубопроводу 18. В источнике 16 текучей среды гидроразрыва поддерживается давление от примерно 50 рщ до примерно 100 р81, и в одном из вариантов осуществления изобретения используется давление до 250 ρβί. По мере того как в источнике 16 уменьшается запас текучей среды при осуществлении процесса гидроразрыва, он может нагреваться для поддержания давления пара, или же давление в источнике 16 текучей среды гидроразрыва поддерживается подачей инертного газа, такого как, например, азот, чтобы обеспечивать подачу потока текучей среды гидроразрыва, несущего частицы проппанта в нагнетательный насос 10 гидроразрыва. Пропан и/или бутан могут вместе составлять 50, 80, 90, 95 или до 100% объема смеси СНГ гидроразрыва.
Источник 22 проппанта подсоединяется с помощью трубопровода 24 к трубопроводу 18 для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва. В одном из вариантов осуществления изобретения в качестве источника 22 проппанта используется резервуар, в котором поддерживается избыточное давление и который может выдерживать давление, превышающее 200 ρβί, для обеспечения безопасности при рабочих давлениях в системе. Термин избыточное давление означает, что давление в резервуаре выше атмосферного. Поток проппанта из источника 22 регулируется регулирующим вентилем ν2 проппанта. Источник 16 текучей среды гидроразрыва также предпочтительно соединяется с помощью трубопровода 23 через вентиль VI с источником 22 проппанта для подачи в него текучей среды гидроразрыва. В одном из вариантов осуществления изобретения резервуар, используемый в качестве источника 22 проппанта, может быть установлен таким образом, чтобы проппант подавался через регулирующий вентиль ν2 под действием силы тяжести или с помощью одного или нескольких шнеков, находящихся внутри и вдоль днища источника 22 проппанта или снаружи источника 22. Также и другие дозирующие системы, такие как, например, различные насосы, могут использоваться для подачи проппанта из источника проппанта в
- 2 016261 поток текучей среды гидроразрыва. Источник 22 проппанта может быть разделен на отсеки, в которых размещаются частицы песка или другого проппанта разных размеров, как указано ниже в программе гидроразрыва. В альтернативном варианте может использоваться более одного источника 22 проппанта для обеспечения подачи большего количества проппанта при проведении более масштабных гидроразрывов или для проппантов с разными размерами частиц. В качестве источника 22 проппанта также может использоваться насосная система под давлением, такая например, как система, описанная со ссылками на фиг. 4 и 5.
К источнику 22 проппанта подсоединяется источник 28 инертного газа для подачи инертного газа в источник 22. Подача инертного газа регулируется регулирующим вентилем У3 инертного газа. В качестве инертного газа предпочтительно используется азот. Инертный газ должен находиться под достаточным давлением для поддержания смеси СНГ в жидком состоянии, предотвращения обратного потока смеси СНГ в источник 22 проппанта и содействия в подаче текучей среды гидроразрыва в нагнетательный насос 10. Источник 28 инертного газа также может быть соединен с помощью линии 29 через вентиль У5 с источником 16 текучей среды гидроразрыва. По линии 31 через вентиль Уб в линию 18 текучей среды гидроразрыва может подаваться загуститель (текучая среда) из источника 30 загустителя. Загуститель, содержащий активирующую добавку и разделитель, подается в текучую среду гидроразрыва перед нагнетательным насосом 10 гидроразрыва и может подаваться до источника 22 проппанта или после него. В качестве загустителя, содержащего активирующую добавку и разделитель, может использоваться любой подходящий загуститель для огеливания пропана или бутана. В загустителе может использоваться любой гелеобразующий агент, подходящий для огеливания пропана, бутана, пентана или смесей пропана, бутана и пентана, и его рецептура может быть подобрана под фактический состав текучей среды гидроразрыва. Один из примеров подходящего гелеобразующего агента создается путем реакции пентоксида фосфора с триэтилфосфатом и со спиртом, содержащим углеводородные цепочки с 3-7 атомами углерода, или со спиртом, содержащим углеводородные цепочки с 4-6 атомами углерода. Затем осуществляют реакцию образовавшегося ортофосфорнокислого эфира с сульфатом алюминия для получения необходимого гелеобразующего агента. Полученный гелеобразующий агент будет иметь углеводородные цепочки, содержащие 3-7 атомов углерода, или углеводородные цепочки, содержащие 4-6 атомов углерода. Таким образом, углеводородные цепочки гелеобразующего агента сравнимы по длине с углеводородными цепочками сжиженного нефтяного газа, используемого в качестве текучей среды гидроразрыва. Такой гелеобразующий агент имеет повышенную эффективность огеливания пропана или бутана по сравнению с гелеобразующим агентом, имеющим более длинные углеводородные цепочки. Содержание гелеобразующего агента в текучей среде гидроразрыва регулируют для получения подходящей вязкости загущенной текучей среды гидроразрыва.
Для вывода текучей среды гидроразрыва в различные линии используется отводящая линия 34, ведущая к факельной стойке 38. Поток в отводящей линии 34 регулируется одним или несколькими напорными вентилями У7. Поток в линии 12, соединенной со скважиной 14, регулируется устьевой задвижкой У8. Азот обычно хранится охлажденным в жидкой форме и подается в различные линии, показанные на фигурах, через теплообменник для обеспечения необходимого давления в резервуарах 16 текучей среды гидроразрыва и в источнике 22 проппанта. Теплообменник должен находиться на безопасном расстоянии от оборудования СНГ. Источники 22 проппанта могут располагаться на опорах с датчиками нагрузки, обеспечивающими индикацию количества остающегося проппанта, а также индикацию количества проппанта, поданного в скважину.
Как показано на фиг. 2, контроллер 32 обеспечивает управление работой регулирующего вентиля VI текучей среды гидроразрыва, регулирующего вентиля У2 проппанта, регулирующего вентиля У3 инертного газа и нагнетательного насоса 10 гидроразрыва для подачи в скважину потока проппанта и текучей среды гидроразрыва. Контроллер 32 также соединен с вентилями У4, У5, Уб, У7, У8, У9 и другими необходимыми вентилями для управления их работой. Таким образом, может осуществляться дистанционное управление работой вентилей У1-У9, что существенно для чрезвычайных ситуаций, когда персонал может управлять работой вентилей на расстоянии, не подвергаясь опасности. В качестве контроллера 32 может использоваться любой подходящий компьютер или процессор, снабженный обычными средствами отображения информации и пультом ввода информации. Линии, указывающие соединения между контроллером 32 и управляемыми компонентами, представляют обычные линии управления. В этом случае с помощью контроллера 32 обеспечивается дистанционное управление всей системой. В контроллере 32 реализуется алгоритм выполнения процесса гидроразрыва пласта, который известен, за исключением особенностей, описанных в настоящем патентном документе. Контроллер 32 также соединяется по линиям управления с насосами (не показаны), которые могут быть в некоторых вариантах осуществления изобретения связаны с источником 30 загустителя, источником 22 проппанта и источником 28 инертного газа.
В процессе работы установки, схема которой приведена на фиг. 1 и 2, контроллер 32 используется для выполнения следующих стадий. Проппант добавляется в источник 22 проппанта, например, через подходящий люк, который после этого закрывается. Проппант может быть природным или искусственным материалом. Для добавления проппанта в источник 22 проппанта может использоваться загрузоч
- 3 016261 ный бункер (на фигуре 1 не показан, однако его можно видеть на фигурах 9 и 10) или другое подходящее загрузочное устройство. Скважина 14 закрыта устьевой задвижкой У8.
Инертный газ подается из источника 28 источника инертного газа через открытый вентиль У3 в источник 22 проппанта для формирования газовой подушки. Инертный газ подается также из источника 28 во все компоненты системы, которые будут взаимодействовать со смесью СНГ, в том числе линии 12, 18, 24, 29, 31 и 34, вентили VI - У8, нагнетательный насос 10 гидроразрыва и все компоненты системы, для вытеснения воздуха и для проверки на утечки под давлением. Утечки могут быть обнаружены визуально, по запаху, звуку или с помощью электронных устройств, таких как, например, газоанализаторы и лазерные устройства. Только после проверки системы под давлением текучая среда гидроразрыва может подаваться в компоненты системы.
В источнике 16 текучей среды гидроразрыва обычно предварительно создается давление 50-100 ρά, однако такое давление может также создаваться на месте проведения гидроразрыва отдельным источником пропана и/или бутана. После проверки системы под давлением, включая проверку под давлением смесью СНГ, открывается устьевая задвижка ν8. Факельная установка может быть проверена в режиме горения. Регулирующий вентиль VI текучей среды гидроразрыва открывается по команде контроллера 32 для подачи текучей среды гидроразрыва в нагнетательный насос 10 гидроразрыва, который включается для заполнения скважины смесью СНГ. Загуститель добавляется к текучей среды гидроразрыва из источника 30 по линии 31 через открытый клапан ν6 при заполнении скважины жидкостью гидроразрыва. Затем давление на скважине 14 постепенно повышают с помощью нагнетательного насоса 10 гидроразрыва, и скорость подачи устанавливается такой, чтобы давление текучей среды гидроразрыва в скважине 14 постепенно увеличивалось, и заполнение скважины жидкостью гидроразрыва продолжается. Таким образом, скважина 14 заполняется жидкостью гидроразрыва (без проппанта) для обеспечения процесса гидроразрыва. Такое заполнение жидкостью гидроразрыва без проппанта хорошо известно, и при этом может подаваться различное количество текучей среды в зависимости от параметров гидроразрыва, выбранных оператором. Давление гидроразрыва постепенно увеличивается для обеспечения возникновения трещин и их распространения в пласте.
После заполнения скважины 14 жидкостью без проппанта, его начинают добавлять в поток текучей среды гидроразрыва. В одном из вариантов осуществления изобретения по команде контроллера 32 открывается регулирующий вентиль ν4 для подачи текучей среды гидроразрыва в источник 22 проппанта. Текучая среда гидроразрыва смешивается с проппантом в источнике 22 проппанта. Затем открывается регулирующий вентиль ν2 проппанта для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва в трубопроводе 18 под действием силы тяжести или с использованием механических устройств, таких как, например, шнек. Для принудительной подачи смеси СНГ и проппанта в трубопровод 18 может понадобиться использовать давление источника 28 инертного газа. Также может потребоваться использовать насос (не показан) в линии 23 для обеспечения подачи текучей среды гидроразрыва в источник 22 проппанта для преодоления давления источника 28 инертного газа. В другом варианте осуществления изобретения регулирующий вентиль ν4 не открывают, и проппант подается непосредственно из резервуара 22 высокого давления в линию 18 под действием силы тяжести или с помощью шнека, установленного на выходе резервуара 22 избыточного давления. В этом варианте в резервуар 22 избыточного давления может подаваться избыток инертного газа из источника 28 для предотвращения обратного потока текучей среды гидроразрыва в резервуар 22. Для подачи проппанта в смесь СНГ гидроразрыва могут использоваться и другие способы, например, как это описано ниже со ссылками на фигуры 4 и 5. Затем нагнетательный насос 10 гидроразрыва нагнетает загущенную текучую среду гидроразрыва, содержащую частицы проппанта, в скважину 14. Необходимое количество добавляемого проппанта определяется оператором, выполняющим гидроразрыв.
В подходящий момент, когда оператор проведения гидроразрыва решает, что в скважину подано достаточное количество проппанта, устье скважины закрывается, и инертный газ, такой как, например, азот, используется для продувки всех компонентов системы, включая все линии, вентили, насосы и резервуары, которые взаимодействовали со смесью СНГ, за исключением резервуаров пропана/бутана, для удаления пропана и бутана из компонентов системы.
Через некоторое время, которое, по мнению оператора, достаточно для гидроразрыва пласта, давление в скважине сбрасывается. Разрушение геля занимает примерно такое же время (обычно 2-4 ч). Затем текучая среда гидроразрыва в скважине испаряется в результате сброса давления и поглощения тепла из пласта. Газообразный пропан и/или бутан в скважине смешивается с газом пласта и легко вытесняется на поверхность под действием тепла и давления пласта, при этом проппант остается в трещинах, созданных при гидроразрыве. Газообразный пропан и/или бутан, который выходит из скважины, может быть подан в линию 34 выпуска газа, из которой газ может поступать в факельную стойку 38 для сжигания, или подаваться в трубопровод товарного газа. Обычно в любом из вариантов осуществления изобретения, схемы которых представлены на фиг. 1, 3 или 8, в линии 12 может быть установлен плотномер для обеспечения индикации оператору количества проппанта и текучей среды гидроразрыва, поданных в скважину.
По мере того как текучая среда гидроразрыва выбирается из источника 16, в него через вентиль ν5 может добавляться контролируемое количество инертного газа для замещения израсходованной текучей
- 4 016261 среды, поддержания давления в источнике 16 и снижения опасности взрыва.
Г идроразрыв также может использоваться в пластах угля или сланца для повышения добычи угольного или сланцевого газа. В этом случае гидростатическое давление на продуктивный пласт должно быть снижено до минимума. Для этой цели использовался азот в больших количествах, порядка 70000 т3 на один гидроразрыв, и, соответственно, с высокими расходами. В случае применения гидроразрыва в пластах угля или сланца смесь СНГ смешивается с азотом.
Как можно видеть на фиг. 3, в системе гидроразрыва с использованием СНГ, применяемой для пластов угля или сланцев, источник 28 инертного газа соединяется с линией 12 по трубопроводу 42 через регулирующий вентиль У9 для подачи азота в скважину. В этом случае используются такие же процедуры по обеспечению безопасности и оборудование, которые использовались для осуществления гидроразрыва с использованием вышеописанной установки, схема которой представлена на фиг. 1. Так же, как и в предыдущем случае для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва могут использоваться различные устройства, показанные на фиг. 4, 5 и 6. В целом гидроразрыв осуществляется с использованием известных операций по гидроразрыву пластов угля или сланца с помощью азота, однако в этом случае добавляется использование смеси СНГ для транспортировки проппанта в пласт.
В некоторых вариантах гидроразрыва пластов угля или сланца с использованием смеси СНГ, когда в пласте создается высокое давление путем подачи больших количеств азота под большим давлением, причем азот подается в скважину 14 из источника 28 для создания трещин в пласте, вентиль VI открывается, и насос 10 включается для нагнетания текучей среды гидроразрыва, содержащей СНГ, в поток азота, поступающего в скважину 14. Смесь СНГ в трубопроводе 18 превращается в гель с использованием загустителя из источника 30. Когда необходимое количество загущенной текучей среды гидроразрыва на основе СНГ накачивается в скважину 14, то в одном из вариантов осуществления изобретения открывается вентиль ν4 для обеспечения потока текучей среды гидроразрыва в источник 22 проппанта. В одном из вариантов осуществления изобретения в источник 22 проппанта также подается инертный газ из источника 28 инертного газа. После открытия вентиля ν2 проппант начинает поступать в трубопровод 18 и смешивается с текучей средой гидроразрыва. Может потребоваться использовать насос (не показан) в линии 23 для обеспечения подачи текучей среды гидроразрыва в источник 22 проппанта для преодоления давления источника 28 инертного газа. Затем насос 10 накачивает загущенную текучую среду (СНГ) гидроразрыва, содержащую проппант, в поток азота, поступающий в скважину 14. Полученная смесь азота с СНГ может транспортировать частицы проппанта из источника 22 в скважину и в пласт. После того как достаточное количество проппанта будет доставлено в скважину 14, подача проппанта прекращается. После этого может продолжаться подача текучей среды (СНГ) гидроразрыва. Соотношение азота и текучей среды гидроразрыва, поступающей из источника 16, регулируется в соответствии с необходимым количеством проппанта, который должен быть подан в пласт. По истечении определенного времени, в течение которого происходит разрушение геля, давление, обеспечиваемое насосом 10 и источником 28 инертного газа, снижается для обеспечения обратного потока газа. Затем смесь СНГ в скважине 14, которая доставила частицы проппанта в трещины, созданные жидкостью гидроразрыва и азотом, переходит в газообразное состояние и может быть отобрана из скважины 14 вместе с азотом и газом пласта. Частицы проппанта, остающиеся в пласте, обеспечивают проницаемость пластов угля или сланца, однако использование СНГ и азота позволяет использовать низкое гидростатическое давление газа, в результате чего обеспечивается продолжение добычи газа из пласта.
Ниже приводится пример осуществления гидроразрыва с использованием 30 т проппанта и смеси пропан-бутан, подаваемых в скважину с перфорациями в колонне НКТ на глубине 2500 м, причем диаметр обсадной трубы равен 129,7 мм и удельный вес - 23,06 кг/м, диаметр колонны НКТ равен 88,9 мм и удельный вес - 12,84 кг/м, и статическая температура на забое - 89°С. Целью обработки являлось стимулирование газоносного пласта на уровне перфораций путем выполнения гидроразрыва с использованием загущенной смеси пропан-бутан.
Технические характеристики системы гидроразрыва.
Кислотный промывочный раствор - 1 м3 кислотного промывочного раствора, 15% НС1;
Проппант - 1 т песка 50/140;
Проппант - 30 т ЕсопоРгор 30/50;
Основа текучей среды гидроразрыва - 117,0 м3 пропана/бутана;
Максимальный расход текучей среды - 4,0 м3/мин;
Примерное давление нагнетания - 37,9 МПа; Максимальная мощность установки - 2525 кВт.
Проводилась обычная предварительная обработка, выполнялись необходимые действия по обеспечению безопасности и осуществлению гидроразрыва, в том числе предварительное производственное собрание всей бригады на площадке, на котором до работников была доведена детальная информация, касающаяся операций по обработке, распределения обязанностей, назначенных зон безопасности, ограничения давления, мер предосторожности, места нахождения оборудования по обеспечению безопасности, плана действий в случае опасности и плана эвакуации, указания возможных опасностей.
Дополнительная подготовка на площадке включает установку оборудования гидроразрыва, уста
- 5 016261 новку кольцевого насоса для поддержания противодавления для обработки, установку перепускного вентиля затрубного давления и проверку под давлением всех линий на поверхности в соответствии с пределами давления, установленными оператором скважины.
Гидроразрыв осуществляется в соответствии с планом закачки текучей среды с проппантом, включая промывочный кислотный раствор. Если происходит выпадение проппанта из текучей среды гидроразрыва, то закачка должна быть прекращена. Скважина должна быть заполнена заданным объемом текучей среды, вычисленным с вычетом 0,5 т3. В конце заполнения необходимо выключить все насосы, зарегистрировать измеренное мгновенное давление и затем отключать оборудование гидроразрыва пласта. Затем проводятся следующие операции: осуществление обратного потока из скважины с регулируемой скоростью, как только это станет возможным по соображениям безопасности. Обеспечивается вывод потока из скважины в соответствии нормативными рекомендациями. Вывод потока продолжается, пока скважина не будет приведена в порядок. Передача скважины на эксплуатацию и оценка результатов.
| План закачки текучей среды гидроразрыва | |||||||
| Этап | Суспензия | Жидкость | Проппант | ||||
| Производительность смесителя (м3/мин) | Расход текучей среды (м3/мин) | Общий объем текучей среды (м3) | Объем текучей среды на этапе (м3) | Содержание Масса в смеси проппанта (кг/м3) на этапе (кг) | Общая масса проппан та (кг) | ||
| Кислотный промывочн. раствор, 15% НС1 | 1,0 | 1,0 | |||||
| Текучая среда гидроразрыва (гель пропан/бутан) | 4,00 | 4,00 | 18,0 | 18,0 | |||
| Песок 50/140 | 4,00 | 3,85 | 28,0 | 10,0 | 100 | гооо | ГООО |
| Текучая среда гидроразрыва (гель пропан/бутан) | 4,00 | 4,00 | 36,0 | 8,0 | |||
| ЕсопоРгор 30/50, начало | 4,00 | 3,85 | 45,0 | 9,0 | 100 | 900 | 900 |
| ЕсопоРгор 30/50, увеличение | 4,00 | 3,72 | 54,0 | 9,0 | 200 | 1'800 | 2'700 |
| ЕсопоРгор 30/50, увеличение | 4,00 | 3,48 | 63,0 | 9,0 | 400 | 3'600 | 6'300 |
| ЕсопоРгор 30/50, увеличение | 4,00 | 3,26 | 72,5 | 9,5 | 600 | 5'700 | 12'000 |
| ЕсопоРгор 30/50, увеличение | 4,00 | 3,07 | 82,5 | 10,0 | 800 | 8’000 | 20’000 |
| ЕсопоРгор 30/50, увеличение | 4,00 | 2,90 | 92,5 | 10,0 | гооо | 10'000 | 30'000 |
| Заполнение (гель пропан/бутан) | 4,00 | 4,00 | 103,6 | 11,1 |
Объем текучей среды
Операция гидроразрыва Ствол Предв. этап Без проппанта Проппант Заполнение ВНтк Всего (м3) Пропан/бутан 36,0 56,5 11,1 13,4 117,0 м3
План подачи химических добавок
| Выполнение гидроразрыва Добавка к пропану/бутану | Ствол Конц. | Предв. этап Без проппанта | Проппант, концентр. | Заполнение, концентр. | Всего химикатов | |
| Конц. | Конц. | |||||
| Загуститель (гель | 6,0 | 6,0 | 4,0 | 599,4 л | ||
| пропан/бутан) л/м3 | ||||||
| Активатор, л/м3 | 3,5 | 3,5 | 2,0 | 346,0 л | ||
| Разделитель текучей среды, | 3,0 | 3,0 | 5,0 | 333,0 л |
л/м3
План подачи проппанта
| Этап | Текучая среда | Проппант | |||
| Общий объем текучей среды (м3) | Объем текучей среды на этапе(м3) | Концентр. (кг/м3) | Проппант на этапе (кг) | Общая масса проппанта (кг) | |
| До подачи основной массы проппанта | 36,0 | 36 | |||
| До точки перегиба . | 62,5 | 26,5 | 430 | 5'699 | 5'699 |
| После точки перегиба | 82,5 | 20,0 | гооо | 14'301 | 20'000 |
| Этап выдерживания | 92,5 | 10,0 | ГООО | 10Ό00 | 30'000 |
| Заполнение | 103,6 | 11,1 | 30'000 |
- 6 016261
Расчеты
Глубина до верхней перфорации - 2554,0 м;
градиент давления гидроразрыва пласта - 18,0 кПа/м; градиент потерь давления на трение 4,6 - кПа/м; Удельный вес текучей среды гидроразрыва - 0,508; Производительность смесителя - 4,00 м3/мин;
Забойное давление гидроразрыва:
= Градиент давления гидроразрыва х Глубина (забойное давление гидроразрыва) = 18,0 кПа/м х 2554 м = 45,970 кПа.
Потери давления нагнетания на трение:
= Градиент потерь давления на трение х Глубина (давление гидроразрыва) = 4,6 кПа/м х 2554 м =11,748 кПа.
Гидростатическое давление:
= Удельный вес х 9,81 кПа/м х Глубина (гидростатическое давление) = 0,508 х 9,81 кПа/м х 2554 м = 12,728 кПа.
Давление нагнетания на поверхности:
= Забойное давление гидроразрыва + Давление гидроразрыва - Гидростатическое давление (Давление нагнетания на поверхности) = 45,970 кПа + 11,748 кПа - 12,728.
кПа = 44,990 кПа
Потребная мощность насоса: = (Давление нагнетания на поверхности х Производительность)/60 = (44,990 КПа х 4,00 м3/мин)/60 = 2999 КВт.
Объем до верхней перфорации
Длина интервала (м) Коэффициент объема (м3/м) Объем (м3)
Колонна НКТ = 2554 0,0045411,5
Обсадная колонна = 10 0,0124170,1
Всего (м3)11,6
Неполное заполнение (м3)0,5
Не допускать переполнения Объем заполнения (м3)11,1
На фиг. 4 представлена схема насосной системы нагнетания, которая может быть использована в качестве источника 22 проппанта в одном из вариантов осуществления гидроразрыва пласта с использованием смеси СНГ. С источником 16 смеси СНГ по линии 46 соединяется центробежный насос 44. Выход центробежного насоса 44 через линию 48 соединяется с входом центробежного насоса 50. Центробежный насос 50 по линии 52 соединяется с насосом 10 высокого давления. При работе насоса 44 обеспечивается всасывание на его впускном отверстии 45, в результате чего смесь СНГ поступает в насос 44. Скорость вращения насоса 50 больше, чем скорость вращения насоса 44, и он нагнетает смесь СНГ из линии 48 в линию 52. Линия 52 сообщается с трубопроводом, таким как, например, трубопровод 18 на фиг. 1, который соединятся с насосом 10 высокого давления. Насос 50 создает также всасывание в его центральном впускном отверстии 51, в результате чего в него поступает проппант из системы подачи проппанта, показанной на фигуре 5. Центробежный насос 50 действует в качестве резервуара высокого давления, в котором низкое давление, создаваемое на входном отверстии 51, динамически уплотняет насос 50, предотвращая выход смеси СНГ во впускное отверстие насоса 50. Для продувки системы нагнетания проппанта, показанной на фиг. 4, может использоваться линия 47, соединенная с источником 28 инертного газа. Вентиль в линии 52, действие которого эквивалентно действию вентиля У2 на фиг. 1, регулирует поток смеси СНГ.
На фиг. 5 приведен детальный вид системы подачи проппанта в насос 50 фиг. 4, который может действовать в качестве источника 22 проппанта. Проппант подается в конический загрузочный бункер 72 с помощью шнека 58. Азот или СО2 может подаваться в систему через форсунку 80 для поддержания рабочего давления или инертной среды. Конический загрузочный бункер 72 подает проппант во впускное отверстие 82, в котором проппант проходит через регулирующий вентиль 84 и запорный клапан 86. Через форсунку 87 может подаваться пентан, поскольку эффективность подачи проппанта повышается, если в линии поддерживается влажность. В рассматриваемом варианте проппант поступает в насос 50 через впускное отверстие 51. Насос 50 работает, как указано на фиг. 4, всасывая текучую среду гидроразрыва из линии 48 за счет центробежной силы, после чего осуществляется ее смешивание с проппантом. Привод насоса 50 осуществляется двигателем 53, который вращает ротор 55. На фиг. 5 текучая среда гидроразрыва подается в насос 50 по линии 48, которая идет от источника 16 смеси СНГ, как это описывается выше со ссылками на фиг. 4. Как видно на фиг. 4, после этого смесь проппанта и текучей среды гидроразрыва подается из насоса 50 в линию 52. Внешнее кольцо центробежного насоса 50 называется улиткой. Вращающийся ротор 55 создает центробежную силу, которая обеспечивает динамическое уплотнение по окружности ротора 55. При этом обеспечивается поддержание давления в улитке насоса 50.
- 7 016261
Скорость вращения ротора 55 и давление входного потока должны регулироваться таким образом, чтобы устанавливался баланс, при котором предотвращается обратный поток через ротор 55.
При нормальных рабочих давлениях системы запорный клапан 86 остается открытым и через него в насос 50 проходит устойчивый поток проппанта. В том случае, когда насос 50 выходит из строя или выключается, мгновенное увеличение давления во впускном отверстии 51 приводит к закрытию запорного клапана 86 и регулирующего вентиля 84. Увеличение давление могло бы вызвать прорыв смеси СНГ через динамическое уплотнение и возникновение обратного потока через вход проппанта, в результате чего происходило бы формирование легковоспламеняющейся газовой смеси, то есть могла бы возникнуть опасная ситуация. Вентиль 84 и клапан 86 предотвращают возникновение такой опасной ситуации. Регулирующий вентиль 84 имеет гидравлический привод и управляется дистанционно контроллером 32. Над регулирующим вентилем 84 может быть установлен газовый датчик 88, который будет обеспечивать контроллер 32 информацией для принятия решения о закрытии вентиля 84 в случае обратного потока газа в системе. Запорный клапан 86 и регулирующий вентиль 84 могут работать автоматически, реагируя на изменения давления, или могут управляться контроллером 32. Регулирующий вентиль 84 служит резервным предохранительным устройством, дополняющим запорный клапан 86. Для реализации функций запорного клапана 86 и регулирующего вентиля 84 могут использоваться и любые другие комбинации клапанов. До и после выполнения гидроразрыва система подачи проппанта, показанная на фиг. 4 и 5, может продуваться азотом по линиям 47 и 80. Устройство, схема которого представлена на фиг. 5, может быть использована также для подачи в нагнетательный насос гидроразрыва таких жидкостей гидроразрыва, как углеводороды с более высоким давлением паров, например углеводороды С5, С6 и С7, жидкий СО2 и спирты. Подача таких жидкостей из источника текучей среды гидроразрыва в центробежный насос может обеспечиваться с использованием инертного газа в качестве рабочей текучей среды или с использованием подходящего насоса. Эти другие текучие среды могут также смешиваться с текучей средой гидроразрыва, представляющей собой смесь СНГ, и храниться в источнике 16 текучей среды гидроразрыва, или в случае диоксида углерода, в отдельных резервуарах.
В другом варианте осуществления изобретения смесь СНГ охлаждается перед подачей в скважину для снижения давления ее паров. Для поддержания смеси пропана, бутана, находящейся под давлением, в жидком состоянии, необходимы давления от примерно 50 ρ§ί до примерно 250 рзт Это необходимо, потому что и пропан, и бутан при комнатной температуре и атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии. Охлаждение смеси СНГ перед ее подачей в систему гидроразрыва позволяет использовать пониженное давление, в результате чего снижается опасность взрыва или повреждения системы гидроразрыва высоким давлением. Охлаждение может предотвращать образование газовой пробки в поршневых насосах. Для того чтобы поддерживать смесь СНГ в охлажденном состоянии, она должна храниться в изолированном резервуаре 88, конструкция которого показана на фигуре 6. Изолированный резервуар 88 имеет металлическую оболочку 90, которая окружена изоляционным слоем 92. Изоляционный слой 92 может быть окружен дополнительным слоем 94, который может быть выполнен из металла, пластмассы или другого подходящего материала. Изолированный резервуар может быть установлен в задней части трейлера или быть частью трейлера. В альтернативном варианте изолированный резервуар 88 может быть съемным. Все компоненты, входящие в состав текучей среды для гидроразрыва, в том числе и источник 30 загустителя, могут храниться в изолированных резервуарах, аналогичных изолированному резервуару 88. Дополнительный слой 94 может быть гибкой оболочкой, окружающей резервуар 88, и изолирующий слой 92 может быть изоляционным пеноматериалом, инжектированным внутрь гибкой оболочки 94. Использование изоляционного резервуара 88 имеет несколько достоинств. Смесь СНГ, закачиваемая в резервуар 88, обычно будет иметь пониженную температуру порядка 10-20°С и остается охлажденной, поскольку изолированный резервуар 88 будет поддерживать смесь СНГ почти при постоянной температуре в течение всего процесса гидроразрыва. Таким образом, даже в жаркий день можно избежать проблем нагрева СНГ и возникновения газовых пробок в поршневых насосах. Зимой также можно избежать проблем, связанных с низким давлением ввиду охлаждения СНГ, например, необходимости нагрева.
На фиг. 7 показан другой вариант осуществления системы гидроразрыва с использованием СНГ, в которой компоненты системы гидроразрыва, такие как источник 28 инертного газа, источник 16 текучей среды гидроразрыва, источники 22 проппанта, блок 30 химических веществ и насосы 10 и 110, смонтированы на трейлерах. В альтернативном варианте каждый компонент может храниться как любой другой тип передвижного или стационарного оборудования. Линия 96 соединяет источник 28 инертного газа со станцией 98 проппанта, и ответвление 111 от линии 96 соединяет источник 28 инертного газа с линией 108 подачи текучей среды гидроразрыва. Станция 98 проппанта содержит источники 22 проппанта, и линия 96 вместе с ответвлением 104 может использоваться для подачи инертного газа в источники 22 проппанта. Выходные патрубки 102 и 106 инертного газа, отходящие от источников 22 проппанта, подсоединяются к линии 101, которая идет к факельной стойке 38. Инертный газ может подаваться в насосы 10 и 110 по линиям 96, 111, 108, 133, 128, 131 и 112 и возвращаться в факельную стойку 38 по линиям 100 и 101.
Источник 16 смеси СНГ может подавать текучую среду гидроразрыва в станцию 98 проппанта по
- 8 016261 линиям 108, через впускные отверстия 134, линию 133 и центральную линию 128, по которым проходит поток текучей среды гидроразрыва. Линия 108 может состоять из трех линий, подсоединенных к трем впускным отверстиям 134, что обеспечивает возможность использования разных интенсивностей подачи текучей среды гидроразрыва. Текучая среда гидроразрыва состоит из смеси СНГ, как описано в рассмотренных выше вариантах осуществления изобретения. Инертный газ может подаваться в источник 16 смеси СНГ по линии 109. Инертный газ может вводиться по линии 111 в поток текучей среды гидроразрыва в линии 108. После подачи смеси СНГ в станцию 98 проппанта он может из источника 22 проппанта вводиться в поток текучей среды гидроразрыва и смешиваться с ней.
Проппант подается по трубопроводам 127 и 129, снабженным шнеками, которые принимают проппант из соответствующих нижних конических частей источников 22 проппанта. Шнеки в линиях 127 и 129 передают проппант в центральную линию 128 текучей среды гидроразрыва. Загуститель может подаваться с трейлера 30 с химическими веществами по линии 114 в одну или несколько линий 108 или в линию 128 до или после трубопроводов 127 и 129. Затем поток текучей среды гидроразрыва может поступать в один или в оба насоса 10 и 101 высокого давления по линии 128, линии 131, через выпускные отверстия 130 и по линии 112. В альтернативном варианте только смесь СНГ, без добавления проппанта и загустителя, может подаваться в насос 10 или 110 через те же самые линия и отверстия. Проппант подается при необходимости в источник 22 проппанта из грузовика 116 с запасом проппанта по линии 118. Обычно эта операция выполняется в начале процесса гидроразрыва, и затем грузовик 116 может быть удален с площадки.
В данном варианте осуществления изобретения текучая среда гидроразрыва может подаваться в насосы 10 и 110, как это указано в предыдущих вариантах. Инертный газ также может подаваться в любой отдельный компонент системы, а также используется для продувки всей системы перед началом осуществления процесса гидроразрыва и по его завершении. Инертный газ может подаваться в один из насосов 10 и 110 или в оба насоса по линии 112. Насосы 10 и 110 подсоединяются параллельно к потоку текучей среды гидроразрыва через линию 112. Насосы 10 и 110 могут подавать текучую среду гидроразрыва в скважину 14 по линии 12. Поток, подаваемый в скважину 14 по линии 12, регулируется устьевой задвижкой У8. В альтернативном варианте насосы 10 и 110 могут подавать текучую среду гидроразрыва по линии 34 в факельную стойку 38. Линия 34 также соединена с линией 101, так что после проведения гидроразрыва вся система легко может быть освобождена от текучей среды гидроразрыва с помощью факельной стойки 38. Линия 34 также присоединяется к резервуару 37 извлечения песка перед ее подсоединением к факельной стойке 38. Резервуар 37 извлечения и хранения песка предотвращает попадание проппанта в факельную стойку 38. Загустители также могут извлекаться в резервуаре 37. В линии 34 может использоваться чак для поддержания давления пропана, чтобы он оставался жидким при обратном потоке. Поток в линии 34 регулируется одним или несколькими напорными клапанами У7. Различные другие комбинации линий подачи и соединений могут использоваться для осуществления способа и установки, предложенных для подачи смеси гидроразрыва (СНГ) в скважину 14 в пределах объема изобретения. В этом случае используются такие же процедуры по обеспечению безопасности и оборудование, которые использовались для осуществления гидроразрыва в вышеописанных вариантах. Аналогично, для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва могут использоваться различные устройства, такие как, например, показанные на фиг. 1, 4 и 5. Работой вышеописанной системы гидроразрыва дистанционно управляет контроллер 32. Контроллер 32 может представлять собой станцию управления на базе компьютера, установленную на трейлере. В целом, гидроразрыв осуществляется с использованием известных операций гидроразрыва в любых пластах, модифицированных в соответствии технологией, предложенной в изобретении.
На фиг. 8 и 9 приведены более подробные виды впускной стороны и выпускной стороны, соответственно, станции 98 проппанта. На этих видах станция 98 проппанта представляет собой трейлер 120 грузовика с полуприцепом, хотя и другие транспортные средства или устройства могут быть использованы для этой цели. В рассматриваемом варианте осуществления изобретения трейлер 120 содержит два источника 22 проппанта, которые снабжены по меньшей мере одним соединительным устройством 122, соединяющим их с источником 28 инертного газа. Например, верхние соединительные устройства 122 одного источника 22 могут служить впускным устройством для инертного газа, соединяющим с источником 28 инертного газа, в то время как нижнее соединительное устройство 122 может служить выпускным устройством для инертного газа, направляя его в линию 101 через линию 102 или 106. Каждый источник 22 проппанта представляет собой резервуар с избыточным давлением, используемым для хранения запаса проппанта. Крышки 124 люков и соединительные устройства 126 размещаются на каждом источнике 22 проппанта, в то время как соединительные устройства 126 используются для пополнения запаса проппанта в источнике 22.
Как можно видеть на фиг. 9, текучая среда гидроразрыва подается во впускные отверстия 134 и затем по линии 133 в центральную линию 128 текучей среды гидроразрыва. На другой стороне станции 98 проппанта линия 128 текучей среды гидроразрыва соединяется по линиям 131 с выпускными отверстиями 130. Загуститель может подаваться в линии текучей среды гидроразрыва в любой подходящей точке из линии 114. Линии 127 и 129, снабженные шнеками, подают проппант из основания конических погру
- 9 016261 зочных бункеров 22 в центральную линию 128 текучей среды гидроразрыва. На фиг. 8 и 9 показано, что на соответствующих линиях 131 и 132 имеются датчики 136 давления для контроля давления в системе гидроразрыва до линий 127 и 129 проппанта и после них. Смешивание загустителя с жидкостью гидроразрыва может осуществляться на станции 98 проппанта или перед ней, или же на любом участке между станцией 98 проппанта и насосами 10 и 110.
Система, представленная на фиг. 7-9, может использоваться так, как указано выше со ссылками на фиг. 1-3. В источник 22 загружается проппант, например песок. Инертный газ пропускается из источника 28 инертного газа по всем рабочим линиям для продувки из системы всех летучих компонентов и для проверки системы под давлением. В одном из вариантов осуществления изобретения инертный газ подается в конические резервуары 22 таким образом, чтобы давление в них было больше, чем давление в резервуарах 16 СНГ. Затем инертный газ пропускается через насосные установки 10 и 110. После этого текучая среда гидроразрыва подается по линиям 108, 133, 128, 131 и 112 в соответствии с программой выполнения гидроразрыва, начиная с проверки под давлением жидкостью гидроразрыва. Загуститель подается при необходимости по линии 114, а проппант подается по линиям 127 и 129, снабженным шнеками, когда это необходимо по программе выполнения гидроразрыва. Смесь СНГ, возвращающаяся из скважины 14, может сжигаться. В конце подачи в скважину текучей среды гидроразрыва, когда в пласт подано достаточного количество проппанта, во все рабочие линии снова подается инертный газ, который выходит через линию 34 в факельную стойку 38 для вытеснения сжиженного нефтяного газа из компонентов системы. Затем инертный газ выпускается из всех компонентов системы. После этого давление в скважине стравливается, в результате чего из скважины выходит СНГ в газообразной форме для сжигания или использования в качестве товарного газа. Если имеется трубопровод товарного газа, то смесь СНГ может вместо сжигания подаваться в этот трубопровод. Линия 112 может быть снабжена разгрузочным клапаном для предотвращения возникновения в ней избыточного давления, которое может повредить резервуары 22 высокого давления.
На фиг. 10 иллюстрируется возникновение в результате осуществления способа гидроразрыва трещин 138, которые отходят от ствола 146 скважины и проникают вглубь находящегося под землей пласта 140, ограниченного линиями 142. Трещины 138 делают пласт 140 пористым и увеличивают его проницаемость. Трещины отходят от колонны НКТ 144 вглубь пласта, и в них проникает текучая среда гидроразрыва. Менее 10 вес.% или даже менее 5 вес.% или 1 вес.% углеводородной текучей среды гидроразрыва, которая подается в скважину и далее поступает в пласт, остается в трещинах пласта. То есть почти вся текучая среда гидроразрыва может быть извлечена. Гидростатическое давление СНГ составляет примерно половину гидростатического давления воды, и, таким образом, давление пласта может существенно превышать гидростатическое давление текучей среды гидроразрыва и будет содействовать обратному потоку. СНГ формирует в обратном потоке одну фазу, которая смешивается с газом пласта. Поэтому в этом способе может быть исключен СО2, поскольку газ содействует обратному потоку. Поскольку вязкость испарившегося СНГ очень низка, загущенный углеводород не остается в скважине.
В случае выхода из скважины 14 песка она закрывается, затем открывается факельная стойка, и все компоненты, которые могут быть загрязнены песком, продуваются азотом.
Установка, представленная на фиг. 1, 3 и 8, может работать без добавления проппанта или без добавления загустителя, однако при этом снижается эффективность операции гидроразрыва.
В рассмотренные в описании варианты осуществления изобретения могут быть внесены незначительные изменения без выхода за пределы объема изобретения, заявленного в его формуле.
Claims (61)
1. Установка для осуществления гидроразрыва пласта, через который проходит скважина, содержащая насос давления гидроразрыва, соединенный со скважиной;
источник текучей среды гидроразрыва, соединенный с насосом, создающим давление гидроразрыва, для подачи потока текучей среды гидроразрыва, которая содержит пропан, бутан или смесь пропана с бутаном;
источник инертного газа, соединенный с источником текучей среды гидроразрыва и насосом давления гидроразрыва; и контроллер, управляющий работой источника текучей среды гидроразрыва, нагнетательного насоса гидроразрыва и источника инертного газа.
2. Установка по п.1, которая дополнительно содержит источник проппанта, предназначенный для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва, выходящий из источника текучей среды гидроразрыва, причем источник проппанта управляется контроллером.
3. Установка по п.2, содержащая дополнительно источник загустителя, предназначенный для подачи загустителя в поток текучей среды гидроразрыва, выходящий из источника текучей среды гидроразрыва, причем источник загустителя управляется контроллером.
4. Установка по п.2 или 3, в которой источник проппанта содержит резервуар высокого давления.
- 10 016261
5. Установка по п.2 или 3, в которой источник проппанта содержит центробежный насос.
6. Установка по любому из пп.2-5, в которой источник инертного газа предназначен для подачи инертного газа в источник проппанта.
7. Установка по любому из пп.2-6, которая содержит шнек для дозированной подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва.
8. Установка по любому из пп.1-7, в которой источник текучей среды гидроразрыва содержит изолированный резервуар.
9. Установка по п.2, в которой источник проппанта содержит центробежный насос, предназначенный для нагнетания текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды в насос давления гидроразрыва, причем центробежный насос снабжен впускным отверстием для дозированной подачи проппанта.
10. Установка по п.9, в которой центробежный насос содержит один или несколько регулирующих клапанов, которые установлены для регулирования потока материала, проходящего через впускное отверстие в центробежный насос в процессе дозированной подачи проппанта.
11. Установка по п.1, в которой источник инертного газа предназначен для подачи инертного газа во все компоненты системы, которая, будучи приведенной в действие, контактирует со сжиженным нефтяным газом.
12. Установка по п.2, в которой источник жидкого углеводорода подсоединен к источнику подачи проппанта.
13. Установка по п.2, в которой источник проппанта представляет собой насос для нагнетания жидкого углеводорода, смешанного с проппантом, в поток текучей среды гидроразрыва.
14. Установка по п.2, в которой источник текучей среды гидроразрыва предназначен для подачи текучей среды в источник подачи проппанта.
15. Установка по п.2, в которой источник подачи представляет собой систему соединенных центробежных насосов.
16. Установка по п.2, в которой источник подачи проппанта присоединен к трубопроводу текучей среды гидроразрыва до насоса давления гидроразрыва.
17. Установка по п.1, которая дополнительно содержит вентиль, служащий для подачи потока текучей среды к факельной стойке, управляемый контроллером.
18. Установка по любому из предшествующих пунктов, в которой инертный газ представляет собой азот.
19. Способ гидроразрыва пласта, через который проходит скважина, содержащий следующие стадии:
продувают компоненты системы инертным газом и проверяют под давлением все компоненты системы, в которые должна подаваться текучая среда гидроразрыва;
подают в скважину поток текучей среды гидроразрыва, содержащей пропан, бутан или смесь пропана и бутана, из источника текучей среды гидроразрыва;
создают давление текучей среды гидроразрыва в скважине для создания гидроразрывов в пласте; продувают компоненты системы инертным газом и сбрасывают давление в скважине для перехода текучей среды гидроразрыва в газообразное состояние и ее выхода на поверхность.
20. Способ по п.19, в котором дополнительно подают проппант из источника проппанта в поток текучей среды гидроразрыва, выходящий из источника текучей среды гидроразрыва;
добавляют загуститель в поток текучей среды гидроразрыва и нагнетают в скважину насосом давления гидроразрыва поток текучей среды гидроразрыва, содержащий проппант.
21. Способ по п.19 или 20, в котором дополнительно подают регулируемое количество инертного газа в источник текучей среды гидроразрыва.
22. Способ по п.20, в которой проппант подают из резервуара высокого давления.
23. Способ по п.22, в котором подачу проппанта в поток текучей среды гидроразрыва, выходящий из источника текучей среды гидроразрыва, дозируют шнеком, взаимодействующим с клапаном.
24. Способ по п.20, 22 или 23, в котором источник проппанта содержит центробежный насос.
25. Способ по любому из пп.19-24, в котором источник текучей среды гидроразрыва содержит изолированный резервуар.
26. Способ по любому из пп.21-25, в котором текучая среда гидроразрыва поступает в скважину вместе с инертным газом из источника, находящегося под давлением инертного газа.
27. Способ по пп.19-26, используемый для гидроразрыва газоносного угольного пласта.
28. Способ по пп.19-26, используемый для гидроразрыва газоносного пласта сланцев.
29. Способ по пп.19-25, используемый для гидроразрыва газоносного угольного пласта.
30. Способ по пп.19-25, используемый для гидроразрыва газоносного пласта сланцев.
31. Способ по любому из пп.19-26, в котором текучая среда гидроразрыва содержит пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количестве по меньшей мере 80% от объема текучей среды гидроразрыва.
- 11 016261
32. Способ по любому из пп.19-26, в котором текучая среда гидроразрыва содержит пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количестве по меньшей мере 90% от объема текучей среды гидроразрыва.
33. Способ по любому из пп.19-26, в котором текучая среда гидроразрыва содержит пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количестве по меньшей мере 95% от объема текучей среды гидроразрыва.
34. Способ по любому из пп.19-26, в котором загуститель имеет углеводородные цепочки, длина которых соизмерима с длиной углеводородных цепочек текучей среды гидроразрыва.
35. Способ по п.19, при котором текучие среды гидроразрыва, возвращающиеся на поверхность, подают в трубопровод товарного газа.
36. Установка для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва, представляющий собой пропан, бутан или смесь пропана с бутаном, содержащая источник текучей среды гидроразрыва, имеющий выпускное отверстие для подачи потока текучей среды гидроразрыва;
источник подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва;
по меньшей мере одно контрольное устройство, представляющее собой клапан или насос для изоляции источника подачи проппанта от потока текучей среды гидроразрыва; а также насос давления для гидроразрыва пласта для подачи в пласт объединенного потока из источника текучей среды гидроразрыва и источника подачи проппанта.
37. Установка по п.36, в которой контрольное устройство представляет собой запорный клапан.
38. Установка по п.36, в которой контрольное устройство представляет собой насос, соединенный с источником подачи проппанта, предназначенный для нагнетания потока текучей среды гидроразрыва в насос давления гидроразрыва и снабженный впускным отверстием для получения проппанта из источника подачи проппанта.
39. Установка по п.36, которая дополнительно содержит источник инертного газа для подачи инертного газа в источник подачи проппанта.
40. Установка по п.39, в которой источник подачи проппанта имеет впускное отверстие, предназначенное для подачи сжиженного нефтяного газа в источник подачи проппанта.
41. Установка для разрыва пласта, через который проходит скважина, содержащая насос давления гидроразрыва, соединенный со скважиной;
источник текучей среды гидроразрыва, предназначенный для нагнетания потока текучей среды гидроразрыва, состоящей из пропана, бутана или смеси пропана с бутаном, в насос давления гидроразрыва;
источник подачи проппанта, предназначенный для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва;
источник углеводородов, предназначенный для подачи их в источник подачи проппанта для смешивания с проппантом до поступления проппанта в поток текучей среды гидроразрыва; а также контроллер, подсоединяемый для управления работой источника текучей среды гидроразрыва, нагнетательного насоса гидроразрыва и источника проппанта.
42. Установка по п.41, в которой источник подачи проппанта представляет собой насос для нагнетания смешанных с проппантом углеводородов в поток текучей среды гидроразрыва.
43. Установка по п.41, в которой источник углеводородов представляет собой источник пентана, гексана и гептана или их смесей.
44. Установка по п.41, в которой имеется источник подачи гелеобразующего агента, предназначенный для подачи гелеобразующего агента в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва, управляемый с помощью контроллера.
45. Способ разрыва пласта, через который проходит скважина, в котором подают поток текучей среды гидроразрыва, состоящей из пропана, бутана или смеси пропана с бутаном, из источника текущей среды в скважину;
подают проппант из источника подачи проппанта в поток текущей среды гидроразрыва из источника текущей среды гидроразрыва;
добавляют в поток текучей среды гидроразрыва гелеобразующий агент, углеводородные цепочки которого сравнимы по длине с углеводородными цепочками текучей среды гидроразрыва;
нагнетают в скважину поток текучей среды гидроразрыва, содержащий проппант, с помощью нагнетательного насоса гидроразрыва, до давления, достаточного для создания разрывов в пласте; и сбрасывают давление в скважине, что позволяет текучей среде гидроразрыва вернуться на поверхность.
46. Способ по п.45, в котором текучая среда гидроразрыва представляет собой пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количества по меньшей мере 80% от объема текучей среды гидроразрыва.
47. Способ по п.45, в котором текучая среда гидроразрыва представляет собой пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количестве по меньшей мере 90% от объема текучей среды гидроразрыва.
48. Способ по п.45, в котором текучая среда гидроразрыва представляет собой пропан, бутан или смесь пропана и бутана в количестве по меньше мере 95% от объема текучей среды гидроразрыва.
- 12 016261
49. Способ разрыва пласта глинистых сланцев, через который проходит скважина, в котором подают поток текучей среды гидроразрыва, состоящей из пропана, бутана или смеси пропана с бутаном, из источника текучей среды в скважину;
подают проппант из источника подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва;
добавляют гелеобразующий агент в поток текучей среды гидроразрыва;
нагнетают в скважину поток текучей среды гидроразрыва, содержащий проппант, с помощью нагнетательного насоса гидроразрыва до давления, достаточного для создания разрывов в пласте глинистых сланцев; и сбрасывают давление в скважине, что позволяет текучей среде гидроразрыва вернуться на поверхность.
50. Установка для разрыва пласта, через который проходит скважина, содержащая насос давления гидроразрыва, соединенный со скважиной;
источник текучей среды гидроразрыва, предназначенный для нагнетания потока текучей среды гидроразрыва, состоящей из пропана, бутана или смеси пропана с бутаном, в насос давления гидроразрыва;
источник подачи проппанта, предназначенный для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва;
источник подачи гелеобразующего агента, предназначенный для подачи гелеобразующего агента в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды гидроразрыва;
источник давления, предназначенный для создания давления в источнике подачи проппанта; а также контроллер, управляющий работой источника текучей среды гидроразрыва, нагнетательного насоса гидроразрыва и источника инертного газа.
51. Установка для разрыва пласта, через который проходит скважина, включающая насос давления гидроразрыва, соединенный со скважиной;
источник текучей среды гидроразрыва, предназначенный для подачи потока текучей среды гидроразрыва, содержащего пропан, бутан или смесь пропана с бутаном, в насос давления гидроразрыва;
источник инертного газа, предназначенный для подачи инертного газа в источник текучей среды гидроразрыва; а также контроллер, предназначенный для управления работой источника текучей среды гидроразрыва, насоса давления гидроразрыва и источника инертного газа.
52. Установка по п.51, содержащая дополнительно источник подачи проппанта, предназначенный для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва и управляемый с помощью контроллера.
53. Установка по п.52, содержащая дополнительно источник подачи гелеобразующего агента в поток текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды, управляемый с помощью контроллера.
54. Установка по п.52 или 53, в которой источник подачи проппанта представляет собой резервуар с избыточным давлением.
55. Установка по п.52 или 53, в которой источник подачи проппанта представляет собой центробежный насос.
56. Установка по одному из пп.52-55, в которой источник инертного газа дополнительно предназначен для подачи инертного газа в источник подачи проппанта.
57. Установка по одному из пп.51-56, которая снабжена шнеком для подачи проппанта в поток текучей среды гидроразрыва.
58. Установка по одному из пп.51-57, в которой источник текучей среды гидроразрыва представляет собой изотермический резервуар.
59. Установка по пп.52-56, в которой источник подачи проппанта представляет собой центробежный насос, предназначенный для нагнетания текучей среды гидроразрыва из источника текучей среды к насосу давления гидроразрыва и имеющий впускное отверстие для дозированной подачи проппанта.
60. Установка по п.59, в которой центробежный насос содержит один или более регулирующих клапанов, которые предназначены для регулирования потока материала, проходящего через впускное отверстие в центробежный насос в процессе дозированной подачи материала.
61. Способ гидроразрыва пласта, через который проходит скважина, в котором перед началом гидроразрыва продувают компоненты системы инертным газом и проводят проверку под давлением всех компонентов системы, в которые должна подаваться текучая среда гидроразрыва;
подают в скважину поток текучей среды гидроразрыва, содержащей пропан, бутан или смесь пропана и бутана, из источника текучей среды гидроразрыва;
создают давление жидкости гидроразрыва в скважине для создания гидроразрывов в пласте;
после создания давления текучей среды гидроразрыва в скважине подают проппант из источника проппанта в поток текучей среды гидроразрыва, выходящий из источника текучей среды гидроразрыва;
добавляют загуститель в поток текучей среды гидроразрыва;
нагнетают насосом давления гидроразрыва в скважину поток текучей среды гидроразрыва;
- 13 016261 продувают компоненты системы инертным газом и сбрасывают давление в скважине для перехода текучей среды гидроразрыва в газообразное состояние и ее выхода на поверхность.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CA002538936A CA2538936A1 (en) | 2006-03-03 | 2006-03-03 | Lpg mix frac |
| PCT/CA2007/000342 WO2007098606A1 (en) | 2006-03-03 | 2007-03-02 | Liquified petroleum gas fracturing system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801929A1 EA200801929A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EA016261B1 true EA016261B1 (ru) | 2012-03-30 |
Family
ID=38458625
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801929A EA016261B1 (ru) | 2006-03-03 | 2007-03-02 | Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US8408289B2 (ru) |
| EP (1) | EP2027362B1 (ru) |
| CN (1) | CN101395340B (ru) |
| AU (1) | AU2007219687B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0708515A2 (ru) |
| CA (2) | CA2538936A1 (ru) |
| EA (1) | EA016261B1 (ru) |
| ES (1) | ES2677871T3 (ru) |
| MX (2) | MX346354B (ru) |
| NZ (1) | NZ571162A (ru) |
| PL (1) | PL2027362T3 (ru) |
| UA (1) | UA94258C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007098606A1 (ru) |
Families Citing this family (119)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7694731B2 (en) * | 2006-02-13 | 2010-04-13 | Team Co2, Inc. | Truck-mounted pumping system for treating a subterranean formation via a well with a mixture of liquids |
| CA2538936A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US8276659B2 (en) * | 2006-03-03 | 2012-10-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant addition system and method |
| FR2911629A1 (fr) * | 2007-01-19 | 2008-07-25 | Air Liquide | Procede d'extraction de produits petroliferes au moyen de fluides d'aide a l'extraction |
| US8727004B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations utilizing servicing fluids comprising liquefied petroleum gas and apparatus thereof |
| US8211834B2 (en) | 2008-07-25 | 2012-07-03 | Calfrac Well Services Ltd. | Hydrocarbon-based fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| US8387699B2 (en) * | 2008-07-25 | 2013-03-05 | Calfrac Well Services Ltd. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| US20100044048A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Non-toxic, green fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| CA2635989C (en) * | 2008-07-25 | 2009-08-04 | Century Oilfield Services Inc. | Fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| WO2010025540A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| US20100051272A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-04 | Gas-Frac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| US20100132942A1 (en) * | 2008-10-23 | 2010-06-03 | Synoil Fluids Holdings Inc. | Hydrocarbon reservoir treatment method with hydrocarbons |
| CA2963530C (en) * | 2008-12-24 | 2018-11-13 | Victor Fordyce | Proppant addition system and method |
| CA2649197A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-06-24 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant control in an lpg frac system |
| US9328285B2 (en) * | 2009-04-02 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Methods using low concentrations of gas bubbles to hinder proppant settling |
| US8728990B2 (en) | 2009-12-04 | 2014-05-20 | Elementis Specialties, Inc. | Phosphate ester oil gellant |
| WO2011150486A1 (en) * | 2010-06-02 | 2011-12-08 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of fracturing with and processing lpg based treatment fluids |
| CA2807423C (en) | 2010-09-17 | 2019-06-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Pressure balancing proppant addition method and apparatus |
| CA2824181C (en) * | 2011-01-17 | 2015-02-17 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
| CN102168543B (zh) * | 2011-03-17 | 2013-12-04 | 中国科学院力学研究所 | 一种通过爆炸方式增加页岩气采收率的方法及装置 |
| US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
| US11255173B2 (en) | 2011-04-07 | 2022-02-22 | Typhon Technology Solutions, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US9140110B2 (en) | 2012-10-05 | 2015-09-22 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| MX366049B (es) | 2011-04-07 | 2019-06-26 | Evolution Well Services | Sistema modular móvil eléctricamente accionado para el uso en la fractura de formaciones subterráneas. |
| US9494012B2 (en) | 2011-06-14 | 2016-11-15 | Signa Chemistry, Inc. | Foamed cement compositions containing metal silicides usable in subterranean well operations |
| US8870554B2 (en) | 2011-09-20 | 2014-10-28 | Allen R. Nelson Engineering (1997) Inc. | Pump with wear sleeve |
| CN102493795A (zh) * | 2011-11-15 | 2012-06-13 | 燕山大学 | 液化氮气在油气层内气化压裂方法 |
| US8342246B2 (en) | 2012-01-26 | 2013-01-01 | Expansion Energy, Llc | Fracturing systems and methods utilyzing metacritical phase natural gas |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| WO2013120260A1 (zh) * | 2012-02-15 | 2013-08-22 | 四川宏华石油设备有限公司 | 一种页岩气作业方法 |
| CA2816025C (en) | 2012-05-14 | 2021-01-26 | Gasfrac Energy Services Inc. | Hybrid lpg frac |
| US9103190B2 (en) * | 2012-05-14 | 2015-08-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Inert gas supply equipment for oil and gas well operations |
| WO2014004542A2 (en) | 2012-06-25 | 2014-01-03 | Signa Chemistry, Inc. | Use of metal silicides in hydrocarbon production and transportation |
| US8997904B2 (en) * | 2012-07-05 | 2015-04-07 | General Electric Company | System and method for powering a hydraulic pump |
| US9752389B2 (en) | 2012-08-13 | 2017-09-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivery of oilfield materials |
| CN104685152B (zh) | 2012-08-23 | 2017-12-08 | 哈里伯顿能源服务公司 | 根据液力压裂操作回收产品的减排方法 |
| DE102012019784A1 (de) | 2012-10-09 | 2014-04-10 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur hydraulischen Rissbildung mit Inertisierung durch Stickstoff |
| US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US10020711B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-10 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US20140151049A1 (en) * | 2012-11-30 | 2014-06-05 | General Electric Company | Apparatus and method of delivering a fluid using direct proppant injection |
| US20150204166A1 (en) * | 2012-11-30 | 2015-07-23 | General Electric Company | Apparatus and method of preparing and delivering a fluid mixture using direct proppant injection |
| US9353613B2 (en) * | 2013-02-13 | 2016-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Distributing a wellbore fluid through a wellbore |
| EP3447238A1 (en) | 2013-03-07 | 2019-02-27 | Prostim Labs, LLC | Fracturing systems and methods for a wellbore |
| US20140262285A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Rustam H. Sethna | Methods for fraccing oil and gas wells |
| US20140262265A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Well stimulation with gas hydrates |
| US9790775B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| US9334720B2 (en) * | 2013-04-08 | 2016-05-10 | Baker Hughes Incorporated | Tubless proppant blending system for high and low pressure blending |
| US9784080B2 (en) | 2013-04-08 | 2017-10-10 | Baker Hughes Incorporated | Tubless proppant blending system for high and low pressure blending |
| CN104232072B (zh) * | 2013-06-21 | 2018-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种磷酸酯无水压裂液胶凝剂及其制备和应用 |
| CN103437745B (zh) * | 2013-07-31 | 2017-03-01 | 中国海洋石油总公司 | 模拟聚合物对储层出砂及防砂效果影响的实验装置及其填砂模型 |
| US10633174B2 (en) | 2013-08-08 | 2020-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Mobile oilfield materialtransfer unit |
| US10125592B2 (en) * | 2013-08-08 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
| US10150612B2 (en) | 2013-08-09 | 2018-12-11 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for delivery of oilfield materials |
| WO2015030908A2 (en) | 2013-08-30 | 2015-03-05 | Praxair Technology, Inc. | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid |
| US20150060044A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | William Scharmach | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous 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 |
| US9410414B2 (en) | 2013-10-22 | 2016-08-09 | Robin Tudor | Environmentally sealed system for fracturing subterranean formations |
| US9631471B2 (en) * | 2013-12-11 | 2017-04-25 | Step Energy Services Llc | Proppant blender |
| US11819810B2 (en) | 2014-02-27 | 2023-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Mixing apparatus with flush line and method |
| US11453146B2 (en) | 2014-02-27 | 2022-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | Hydration systems and methods |
| US9580996B2 (en) | 2014-05-27 | 2017-02-28 | General Electric Company | Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
| CN103993867B (zh) * | 2014-05-29 | 2016-07-06 | 东北大学 | 一种模拟页岩气压压裂过程的实验装置及实验方法 |
| US10436001B2 (en) * | 2014-06-02 | 2019-10-08 | Praxair Technology, Inc. | Process for continuously supplying a fracturing fluid |
| DE102014010105A1 (de) | 2014-07-08 | 2016-01-14 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren zur Förderung von Erdöl- und/oder Erdgas, insbesondere mittels Fraccing oder EOR |
| US20170247997A1 (en) * | 2014-08-20 | 2017-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | A method of treating a subterranean formation |
| US9725644B2 (en) * | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
| US10001769B2 (en) * | 2014-11-18 | 2018-06-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
| US9695664B2 (en) | 2014-12-15 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | High pressure proppant blending system for a compressed gas fracturing system |
| CN105758234B (zh) * | 2014-12-19 | 2018-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地面冷交换注入系统 |
| CA2987277C (en) | 2015-06-16 | 2018-12-11 | Twin Disc, Inc. | Fracturing utilizing an air/fuel mixture |
| US11346198B2 (en) | 2015-06-16 | 2022-05-31 | Twin Disc, Inc. | Fracturing of a wet well utilizing an air/fuel mixture |
| US11761319B2 (en) | 2015-06-16 | 2023-09-19 | Twin Disc, Inc. | Fracturing of a deep or wet well utilizing an air/fuel mixture and multiple stage restriction orifice assembly |
| US10436004B2 (en) | 2015-08-28 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture geometry in subterranean formations |
| US10273791B2 (en) | 2015-11-02 | 2019-04-30 | General Electric Company | Control system for a CO2 fracking system and related system and method |
| CA2998318A1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gel hydration units with pneumatic and mechanical systems to reduce channeling of viscous fluid |
| US10612357B2 (en) | 2016-02-01 | 2020-04-07 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL recovery |
| CN107120101A (zh) * | 2016-02-24 | 2017-09-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种中高阶煤层气井的压裂方法 |
| US10428263B2 (en) * | 2016-03-22 | 2019-10-01 | Linde Aktiengesellschaft | Low temperature waterless stimulation fluid |
| WO2017176342A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Method of transporting a chemical additive to a subterranean formation, using a light hydrocarbon carrier fluid |
| MX2018012187A (es) | 2016-04-08 | 2019-08-05 | Linde Ag | Solvente mezclable mejorado para recuperacion de petroleo. |
| CA2927768A1 (en) * | 2016-04-20 | 2017-10-20 | Robin Tudor | Method for proppant addition to a fracturing fluid |
| EP3258057A1 (en) * | 2016-06-17 | 2017-12-20 | Welltec A/S | Fracturing method using in situ fluid |
| US10577533B2 (en) | 2016-08-28 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional enhanced oil recovery |
| RU2747277C2 (ru) * | 2016-09-07 | 2021-05-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ закачки рабочих жидкостей в линию закачки высокого давления |
| CN107842351B (zh) * | 2016-09-20 | 2019-10-22 | 中国石油大学(北京) | 一种液化石油气-二氧化碳无水增能复合压裂方法 |
| RU2632791C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций |
| US11136872B2 (en) | 2016-12-09 | 2021-10-05 | Cameron International Corporation | Apparatus and method of disbursing materials into a wellbore |
| CN106644818B (zh) * | 2016-12-29 | 2023-03-31 | 重庆科技学院 | 滑溜水作用下页岩气井产量模拟测试仪 |
| WO2018136093A1 (en) | 2017-01-23 | 2018-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Enhancing complex fracture networks in subterranean formations |
| WO2018136095A1 (en) | 2017-01-23 | 2018-07-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing treatments in subterranean formations using electrically controlled propellants |
| CA3045427C (en) | 2017-01-23 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing treatments in subterranean formations using inorganic cements and electrically controlled propellants |
| US10577552B2 (en) | 2017-02-01 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | In-line L-grade recovery systems and methods |
| US10017686B1 (en) | 2017-02-27 | 2018-07-10 | Linde Aktiengesellschaft | Proppant drying system and method |
| WO2019027470A1 (en) | 2017-08-04 | 2019-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | METHODS FOR IMPROVING THE PRODUCTION OF HYDROCARBONS PRESENT IN UNDERGROUND FORMATIONS USING AN ELECTRICALLY CONTROLLED PROPELLANT |
| US10724351B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-07-28 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-grade NGL enhanced oil recovery fluids |
| US10570715B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-02-25 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery |
| US10822540B2 (en) * | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
| CN107476794B (zh) * | 2017-09-28 | 2019-05-07 | 徐州工程学院 | 一种液氮气化循环后注高温氮气增加煤体透气性的方法 |
| CN109751029B (zh) * | 2017-11-01 | 2021-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气压裂的方法 |
| CN107942000B (zh) * | 2017-11-16 | 2020-03-31 | 太原理工大学 | 一种矿用多功能模块化二氧化碳泡沫压裂试验方法 |
| WO2019132907A1 (en) | 2017-12-28 | 2019-07-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Injection valve for injecting randomly sized and shaped items into high pressure lines |
| WO2019149580A1 (en) | 2018-01-30 | 2019-08-08 | Basf Se | Diurea compound based thickeners for liquid and supercritical hydrocarbons |
| WO2019200138A1 (en) * | 2018-04-12 | 2019-10-17 | Lift Ip Etc, Llc | Processes and systems for injection of a liquid and gas mixture into a well |
| US11434730B2 (en) | 2018-07-20 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stimulation treatment using accurate collision timing of pressure pulses or waves |
| CN109267986A (zh) * | 2018-09-30 | 2019-01-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种低碳烃无水压裂液装置及压裂方法 |
| WO2020081313A1 (en) | 2018-10-09 | 2020-04-23 | U.S. Well Services, LLC | Electric powered hydraulic fracturing pump system with single electric powered multi-plunger pump fracturing trailers, filtration units, and slide out platform |
| US11268367B2 (en) | 2019-03-27 | 2022-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing a wellbore with enhanced treatment fluid placement in a subterranean formation |
| US11728709B2 (en) | 2019-05-13 | 2023-08-15 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for VFD in hydraulic fracturing applications |
| CN110424937A (zh) * | 2019-07-15 | 2019-11-08 | 河南理工大学 | 一种煤层气低产井氮气-二氧化碳联合改造增产方法 |
| CA3148987A1 (en) | 2019-08-01 | 2021-02-04 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| US11352859B2 (en) | 2019-09-16 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well production enhancement systems and methods to enhance well production |
| US11851609B2 (en) | 2019-12-30 | 2023-12-26 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
| US11053786B1 (en) | 2020-01-08 | 2021-07-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for enhancing and maintaining effective permeability of induced fractures |
| US11851997B2 (en) * | 2020-04-10 | 2023-12-26 | Shale Ingenuity, Llc | System and method for optimized production of hydrocarbons from shale oil reservoirs via cyclic injection |
| US11898431B2 (en) | 2020-09-29 | 2024-02-13 | Universal Chemical Solutions, Inc. | Methods and systems for treating hydraulically fractured formations |
| CN112523735B (zh) * | 2020-12-08 | 2021-10-26 | 中国矿业大学 | 一种用于页岩储层改造的压裂方法 |
| US11851989B2 (en) * | 2021-12-03 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Cooling methodology to improve hydraulic fracturing efficiency and reduce breakdown pressure |
| CN114876435B (zh) * | 2022-05-30 | 2023-03-21 | 中国矿业大学 | 一种页岩气井助燃剂投放与甲烷原位燃爆压裂方法 |
| US11955782B1 (en) | 2022-11-01 | 2024-04-09 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | System and method for fracturing of underground formations using electric grid power |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4126181A (en) * | 1977-06-20 | 1978-11-21 | Palmer Engineering Company Ltd. | Method and apparatus for formation fracturing with foam having greater proppant concentration |
| US5069283A (en) * | 1989-08-02 | 1991-12-03 | The Western Company Of North America | Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen |
Family Cites Families (58)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US214728A (en) * | 1879-04-22 | Improvement in fruit-driers | ||
| US228985A (en) * | 1880-06-22 | curtis | ||
| US189112A (en) * | 1877-04-03 | Improvement in machines for making horseshoe-nails | ||
| US2888988A (en) | 1957-03-19 | 1959-06-02 | Dow Chemical Co | Method of treating earth formations |
| US3137344A (en) * | 1960-05-23 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | Minimizing loss of driving fluids in secondary recovery |
| US3100528A (en) * | 1961-02-06 | 1963-08-13 | Big Three Welding Equipment Co | Methods for using inert gas |
| US3108636A (en) | 1961-05-01 | 1963-10-29 | Pacific Natural Gas Exploratio | Method and apparatus for fracturing underground earth formations |
| US3368627A (en) | 1966-03-21 | 1968-02-13 | Dow Chemical Co | Method of well treatment employing volatile fluid composition |
| US3378074A (en) | 1967-05-25 | 1968-04-16 | Exxon Production Research Co | Method for fracturing subterranean formations |
| US3560053A (en) * | 1968-11-19 | 1971-02-02 | Exxon Production Research Co | High pressure pumping system |
| US3664422A (en) | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Dresser Ind | Well fracturing method employing a liquified gas and propping agents entrained in a fluid |
| US4104173A (en) | 1971-12-17 | 1978-08-01 | Borg-Warner Corporation | Gelling agents for hydrocarbon compounds |
| US3775069A (en) | 1972-03-03 | 1973-11-27 | Exxon Research Engineering Co | Hydrocarbon gels containing metal alkoxy gellants and a dehydrating agent |
| US3846310A (en) | 1972-03-03 | 1974-11-05 | Exxon Production Research Co | Hydraulic fracturing method using gelled hydrocarbons |
| GB1435487A (en) | 1972-07-31 | 1976-05-12 | Boc International Ltd | Purging process |
| US3865190A (en) * | 1973-07-09 | 1975-02-11 | Texaco Inc | Hydraulic fracturing method |
| US3954626A (en) | 1973-09-24 | 1976-05-04 | The Dow Chemical Company | Well treating composition and method |
| US3842910A (en) | 1973-10-04 | 1974-10-22 | Dow Chemical Co | Well fracturing method using liquefied gas as fracturing fluid |
| GB1439735A (en) | 1974-09-17 | 1976-06-16 | Texaco Development Corp | Hydraulic fracturing method for subterranean formations |
| US4060988A (en) | 1975-04-21 | 1977-12-06 | Texaco Inc. | Process for heating a fluid in a geothermal formation |
| US4915505A (en) | 1980-04-28 | 1990-04-10 | Geo Condor, Inc. | Blender apparatus |
| CA1134258A (en) * | 1981-09-28 | 1982-10-26 | Ronald S. Bullen | Carbon dioxide fracturing process |
| US4622155A (en) | 1984-03-13 | 1986-11-11 | Halliburton Company | Method for fracturing subterranean formations |
| US4701270A (en) | 1985-02-28 | 1987-10-20 | Canadian Fracmaster Limited | Novel compositions suitable for treating deep wells |
| US4607696A (en) | 1985-08-30 | 1986-08-26 | New Mexico Tech. Research Foundation | Topical viscosity control for light hydrocarbon displacing fluids in petroleum recovery and in fracturing fluids for well stimulation |
| GB2186682B (en) | 1986-01-13 | 1990-05-16 | Boc Group Plc | Gas supply apparatus |
| US4665982A (en) | 1986-06-26 | 1987-05-19 | Brown Billy R | Formation fracturing technique using liquid proppant carrier followed by foam |
| US5417287A (en) | 1994-03-14 | 1995-05-23 | Clearwater, Inc. | Hydrocarbon gels useful in formation fracturing |
| US5472049A (en) | 1994-04-20 | 1995-12-05 | Union Oil Company Of California | Hydraulic fracturing of shallow wells |
| CA2129613C (en) | 1994-08-05 | 1997-09-23 | Samuel Luk | High proppant concentration/high co2 ratio fracturing system |
| US5566760A (en) | 1994-09-02 | 1996-10-22 | Halliburton Company | Method of using a foamed fracturing fluid |
| CA2135719C (en) * | 1994-11-14 | 1998-01-20 | Robin Tudor | Nitrogen/carbon dioxide combination fracture treatment |
| US5846915A (en) | 1995-10-26 | 1998-12-08 | Clearwater, Inc. | Delayed breaking of gelled hydrocarbon fracturing fluid |
| US5769165A (en) * | 1996-01-31 | 1998-06-23 | Vastar Resources Inc. | Method for increasing methane recovery from a subterranean coal formation by injection of tail gas from a hydrocarbon synthesis process |
| US6007227A (en) * | 1997-03-12 | 1999-12-28 | Bj Services Company | Blender control system |
| US5899272A (en) * | 1997-05-21 | 1999-05-04 | Foremost Industries Inc. | Fracture treatment system for wells |
| US7328744B2 (en) | 2001-02-23 | 2008-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US6216786B1 (en) | 1998-06-08 | 2001-04-17 | Atlantic Richfield Company | Method for forming a fracture in a viscous oil, subterranean formation |
| US6849581B1 (en) | 1999-03-30 | 2005-02-01 | Bj Services Company | Gelled hydrocarbon compositions and methods for use thereof |
| US6544934B2 (en) | 2001-02-23 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for treating subterranean formations with gelled hydrocarbon fluids |
| US7207386B2 (en) * | 2003-06-20 | 2007-04-24 | Bj Services Company | Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production |
| US7090017B2 (en) * | 2003-07-09 | 2006-08-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension |
| CA2441640A1 (en) | 2003-09-19 | 2005-03-19 | R. Marc Bustin | Method for enhancing methane production from coal seams by inducing matrix shrinkage and placement of a propped fracture treatment |
| US7341103B2 (en) * | 2004-02-26 | 2008-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for treating subterranean formations with liquefied petroleum gas |
| US7168490B2 (en) | 2004-02-26 | 2007-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized hydrocarbon blends and methods of using optimized hydrocarbon blends |
| US20050211438A1 (en) | 2004-03-29 | 2005-09-29 | Stromquist Marty L | Methods of stimulating water sensitive coal bed methane seams |
| US7066262B2 (en) | 2004-08-18 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gelled liquid hydrocarbon treatment fluids having reduced phosphorus volatility and their associated methods of use and preparation |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| US7735551B2 (en) | 2004-12-23 | 2010-06-15 | Trican Well Service, Ltd. | Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas |
| US20060231254A1 (en) | 2005-03-24 | 2006-10-19 | Peskunowicz Adolph Joseph J | Method and apparatus for transferring material into a fluid stream |
| US7987908B2 (en) | 2005-04-25 | 2011-08-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Well treatment using a progressive cavity pump |
| US7451820B2 (en) | 2005-04-29 | 2008-11-18 | Bj Services Company | Method for fracture stimulating well bores |
| US7841394B2 (en) | 2005-12-01 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services Inc. | Method and apparatus for centralized well treatment |
| US20070125544A1 (en) | 2005-12-01 | 2007-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for providing pressure for well treatment operations |
| US20070201305A1 (en) | 2006-02-27 | 2007-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for centralized proppant storage and metering |
| CA2538936A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US7845413B2 (en) | 2006-06-02 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Method of pumping an oilfield fluid and split stream oilfield pumping systems |
| US8727004B2 (en) | 2008-06-06 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of treating subterranean formations utilizing servicing fluids comprising liquefied petroleum gas and apparatus thereof |
-
2006
- 2006-03-03 CA CA002538936A patent/CA2538936A1/en not_active Abandoned
-
2007
- 2007-03-02 EP EP07710678.9A patent/EP2027362B1/en active Active
- 2007-03-02 WO PCT/CA2007/000342 patent/WO2007098606A1/en active Application Filing
- 2007-03-02 MX MX2012010266A patent/MX346354B/es unknown
- 2007-03-02 EA EA200801929A patent/EA016261B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-03-02 CN CN2007800075631A patent/CN101395340B/zh active Active
- 2007-03-02 ES ES07710678.9T patent/ES2677871T3/es active Active
- 2007-03-02 CA CA2644027A patent/CA2644027C/en active Active
- 2007-03-02 MX MX2008011168A patent/MX2008011168A/es active IP Right Grant
- 2007-03-02 BR BRPI0708515-0A patent/BRPI0708515A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-03-02 NZ NZ571162A patent/NZ571162A/en unknown
- 2007-03-02 US US11/681,737 patent/US8408289B2/en active Active
- 2007-03-02 UA UAA200811766A patent/UA94258C2/ru unknown
- 2007-03-02 AU AU2007219687A patent/AU2007219687B2/en active Active
- 2007-03-02 PL PL07710678T patent/PL2027362T3/pl unknown
-
2013
- 2013-02-20 US US13/772,265 patent/US8689876B2/en active Active
-
2014
- 2014-01-10 US US14/152,857 patent/US20140124208A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4126181A (en) * | 1977-06-20 | 1978-11-21 | Palmer Engineering Company Ltd. | Method and apparatus for formation fracturing with foam having greater proppant concentration |
| US5069283A (en) * | 1989-08-02 | 1991-12-03 | The Western Company Of North America | Fracturing process using carbon dioxide and nitrogen |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2644027A1 (en) | 2007-09-07 |
| BRPI0708515A2 (pt) | 2011-05-31 |
| CA2644027C (en) | 2016-07-05 |
| US20130161016A1 (en) | 2013-06-27 |
| EP2027362A1 (en) | 2009-02-25 |
| AU2007219687B2 (en) | 2013-05-09 |
| MX346354B (es) | 2017-01-06 |
| US8408289B2 (en) | 2013-04-02 |
| NZ571162A (en) | 2011-09-30 |
| EP2027362B1 (en) | 2018-04-25 |
| AU2007219687A1 (en) | 2007-09-07 |
| EA200801929A1 (ru) | 2009-04-28 |
| CA2538936A1 (en) | 2007-09-03 |
| ES2677871T3 (es) | 2018-08-07 |
| MX2008011168A (es) | 2009-02-10 |
| WO2007098606A1 (en) | 2007-09-07 |
| US8689876B2 (en) | 2014-04-08 |
| PL2027362T3 (pl) | 2018-10-31 |
| EP2027362A4 (en) | 2011-03-30 |
| US20070204991A1 (en) | 2007-09-06 |
| CN101395340B (zh) | 2013-11-20 |
| UA94258C2 (ru) | 2011-04-26 |
| US20140124208A1 (en) | 2014-05-08 |
| CN101395340A (zh) | 2009-03-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016261B1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления | |
| US8727004B2 (en) | Methods of treating subterranean formations utilizing servicing fluids comprising liquefied petroleum gas and apparatus thereof | |
| CN103429846B (zh) | 用于地下地层的压裂系统和方法 | |
| US20100051272A1 (en) | Liquified petroleum gas fracturing methods | |
| US20090183874A1 (en) | Proppant addition system and method | |
| WO2010025540A1 (en) | Liquified petroleum gas fracturing methods | |
| RU2728295C1 (ru) | Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину | |
| AU2013213760A1 (en) | Liquified petroleum gas fracturing system | |
| WO2022157616A1 (en) | Gas storage apparatus and method | |
| US20200291761A1 (en) | Unique chemical delivery method for stimulating production in oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |