EA030629B1 - Система для гидравлического разрыва подземного пласта - Google Patents
Система для гидравлического разрыва подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA030629B1 EA030629B1 EA201592153A EA201592153A EA030629B1 EA 030629 B1 EA030629 B1 EA 030629B1 EA 201592153 A EA201592153 A EA 201592153A EA 201592153 A EA201592153 A EA 201592153A EA 030629 B1 EA030629 B1 EA 030629B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- natural gas
- lng
- source
- fracturing
- pump
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 41
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 698
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 340
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 256
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 237
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 164
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 111
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 75
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 50
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 30
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 16
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 16
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 14
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 14
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 40
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 20
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 91
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 86
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 56
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 51
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 33
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 32
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 31
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 25
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 22
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 21
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 18
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 17
- 230000008569 process Effects 0.000 description 15
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 13
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 11
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 11
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 9
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 8
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 6
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 5
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 4
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 3
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 3
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 3
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000009172 bursting Effects 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000007084 catalytic combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 2
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005299 abrasion Methods 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 210000001520 comb Anatomy 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000012279 drainage procedure Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000020169 heat generation Effects 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052743 krypton Inorganic materials 0.000 description 1
- DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N krypton atom Chemical compound [Kr] DNNSSWSSYDEUBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 229910000734 martensite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000010310 metallurgical process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- HCTVWSOKIJULET-LQDWTQKMSA-M phenoxymethylpenicillin potassium Chemical compound [K+].N([C@H]1[C@H]2SC([C@@H](N2C1=O)C([O-])=O)(C)C)C(=O)COC1=CC=CC=C1 HCTVWSOKIJULET-LQDWTQKMSA-M 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 239000008400 supply water Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2607—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)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Aerodynamic Tests, Hydrodynamic Tests, Wind Tunnels, And Water Tanks (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ для разрыва подземного пласта, включающий подготовку активированной жидкости разрыва путем смешивания газообразного природного газа и базовой жидкости разрыва в смесителе; нагнетание активированной жидкости разрыва через устьевое отверстие скважины в скважину и продолжение нагнетания активированной жидкостью разрыва вплоть до разрыва пласта. Устройство для создания активированной жидкости разрыва, используемое для разрыва подземного пласта, при этом устройство включает источник базовой жидкости разрыва; источник природного газа и смеситель для приема природного газа из источника природного газа и базовой жидкости от источника базовой жидкости разрыва и смешивания природного газа и базовой жидкости разрыва, чтобы произвести активированную жидкость разрыва.
Description
Настоящее изобретение в целом относится к системе и способу гидравлического разрыва подземного пласта, используя природный газ, и продувки, используя инертную среду.
Предпосылки создания изобретения
Гидравлический разрыв пласта представляет собой известную технологию, используемую для повышения производительности существующих скважин, скважин низкого дебита, новых скважин и скважин, которые раньше не использовались. Жидкости разрыва и расклинивающие материалы смешиваются в специальном оборудовании, затем перекачиваются через ствол скважины в подземный пласт, содержащий подлежащие добыче углеводородные материалы. Нагнетание жидкостей разрыва, которые несут расклинивающие материалы, заканчивается под высоким давлением, достаточным для разрушения подземного пласта. Жидкость разрыва вносит расклинивающие материалы в трещины породы пласта. После завершения нагнетания жидкости и расклинивающего агента давление уменьшается и расклинивающий агент удерживает трещины открытыми. Затем скважина обрабатывается, чтобы удалить жидкость разрыва из трещин и пласта. После удаления достаточного объема жидкости разрыва добыча продукта возобновляется или начинается заново, используя улучшенные условия извлечения через созданную систему трещин. Например, в некоторых случаях, при добыче природного газа из угольных месторождений и месторождений метана, расклинивающие агенты не применяются, и простого гидравлического удара достаточно для обеспечения желательного повышения эффективности добычи. Неудачное удаление нужного объема жидкости разрыва из пласта может заблокировать поток углеводородов и значительно уменьшить эффективность полученной системы трещин и производительность скважины. Чтобы улучшить извлечение жидкости разрыва, в операциях по гидравлическому разрыву пласта используются газы, преимущественно азот и двуокись углерода.
Использование газов в процессе разрыва пласта, особенно двуокиси углерода и азота, нашло широкое применение в промышленности. При использовании этих газов жидкий компонент жидкости разрыва может быть уменьшен или удален. С меньшим количеством жидкости, используемой в операциях по гидроразрыву пласта и при высокой текучести и расширении газового компонента, жидкости разрыва намного легче удалить. Далее, замена жидкостей газами может обеспечить экономический эффект и экологические преимущества, снижая объем жидкости, требуемой для завершения обработки разрывом. В целом составы для разрыва пласта, используя газы можно различать как чистый газ (жидкость, состоявшая почти из 100% газа, включая двуокись углерода или азот), туман (смесь, состоящая примерно из 95% газа (двуокиси углерода или азота, переносящий жидкую фазу), пены или эмульсии (смесь, содержащая примерно от 50 до 95% газа, в виде непрерывной жидкой фазы), или активированная жидкость (смесь, содержащая примерно от 5 до 50% газа в жидкой фазе).
Использование азота или двуокиси углерода с нефтью или водой в базовой жидкости разрыва, описанное в технической литературе, может обеспечить определенные выгоды. Однако, несмотря эту выгоду, использование азота или двуокиси углерода для операции разрыва все еще имеет некоторое неблагоприятное воздействие на процесс гидравлического разрыва пласта, создавая проблемы во время извлечения жидкости разрыва, которые увеличивают затраты и создают отрицательное воздействие на окружающую среду.
Были предложены другие газы, чтобы получить выгоду, благодаря добавлению газов к жидкостям разрыва, избегая, по меньшей мере, некоторых из трудностей, связанных с азотом и двуокисью углерода. В частности, был предложен природный газ для использования при гидравлическом разрыве пласта. Природный газ может быть неразрушительным для коллекторской породы, инертным к жидкостям месторождения, извлекаемым без загрязнения газа месторождения, и часто легко доступен.
Однако использование природного газа для обработки в процессе гидравлического разрыва является потенциально опасным, и пока не были предложены подходящее и безопасное устройство и способ для гидравлического разрыва пласта, используя природный газ.
Краткое описание изобретения
Согласно одному варианту воплощения изобретения обеспечивается система создания активированной жидкости разрыва для гидравлического разрыва подземного пласта. Система включает источник базовой жидкости разрыва; насос базовой жидкости соединенный по текучей среде с источником базовой жидкости разрыва и предназначенный для поддержания давления базовой жидкости, по меньшей мере, равного давлению разрыва пласта; источник сжиженного газа ("LNG"); насос LNG, соединенный по текучей среде с источником LNG и включающий узел насоса, предназначенный для сжатия LNG, по меньшей мере, до давления разрыва пласта и нагреватель, предназначенный для нагревания сжатого LNG до желательной температуры применения, и смеситель жидкости разрыва. Смеситель имеет первый вход, соединенный по текучей среде с насосом базовой жидкости, второй вход, соединенный по текучей с насосом LNG, и выход для соединения с устьевым отверстием скважины; смеситель используется для смешивания базовой жидкости с нагретым и сжатым природным газом, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва для нагнетания в устьевое отверстие скважины.
- 1 030629
Узел насоса может дополнительно включать по меньшей мере один центробежный криогенный насос, соединенный по текучей среде по меньшей мере с одним криогенным насосом; этот насос LNG создает давление, по меньшей мере, равное давлению разрыва пласта. Нагреватель может включать по меньшей мере один теплообменник, соединенный по текучей среде с узлом насоса, чтобы получить сжатый LNG. Теплообменник также термически соединен с источником тепла и может нагреть сжатый LNG, по меньшей мере, до желательной температуры применения. Нагреватель может быть беспламенным каталитическим нагревателем. Беспламенный каталитический нагреватель может включать по меньшей мере один каталитический элемент, способный окислять топливный газ для выработки тепла, и трубопровод LNG, термически соединенный, но отделенный по текучей среде от каталитического элемента и служащий для прохода через него газа LNG. Беспламенный каталитический нагреватель также может включить множество каталитических элементов, расположенных концентрически вокруг трубопровода LNG, формирующего каталитическую связь для единственного прохода LNG через беспламенный каталитический нагреватель.
Смеситель может включать главный подающий трубопровод, имеющий входной конец и выходной конец, и коленчатый трубопровод, соединенный по текучей среде с главным подающим трубопроводом между входным концом и выходным концом. Коленчатый трубопровод проходит под острым углом от входного конца и, в основном, создает путь линейного потока через главный подающий трубопровод. Входной конец служит для приема потока базовой жидкости от основного жидкостного насоса, и коленчатый трубопровод служит для приема потока природного газа от сборки насоса LNG.
Источник LNG может включать по меньшей мере один бак LNG, и система может дополнительно включать трубопровод возврата природного газа, соединенный по текучей среде с испарителем, и бак для подачи сжатого газообразного природного газа в бак для создания в нем рабочего давления.
Система может дополнительно включать факел, трубопровод факельной линии, соединенный по текучей среде с факелом, и клапан сброса давления, соединенный по текучей среде с трубопроводом факельной линии к баку так, что газообразный природный газ из бака может быть подан на факел для сжигания. Система может дополнительно включать источник криогенного инертного газа, расширитель сжатого инертного газа, соединенный по текучей среде с источником инертного газа и имеющий впускной клапан, соединенный по текучей среде с баком для приема газообразного природного газа из бака, и дренажной клапан, соединенный с баком для подачи LNG в бак. Узел сжижения инертного газа позволяет криогенному инертному газу испаряться в баке с достаточным охлаждением, чтобы преобразовать газообразный природный газ в LNG. Источник LNG может включать несколько баков для LNG, трубопроводную паровую линию между баками для передачи пара, соединенную по текучей среде с каждым баком, и трубопроводную жидкостную линию между баками, соединенную по текучей среде с каждым баком.
Источник базовой жидкости разрыва может включать узел подачи жидкости разрыва и дополнительно по меньшей мере один из расклинивающих агентов и химический модификатор разрыва, а система может дополнительно включать смеситель для смешивания базовой жидкости по меньшей мере с одним из расклинивающих агентов и химическим модификатором разрыва на выходе смесителя.
Согласно другому варианту воплощения изобретения, оно обеспечивает способ разрыва подземного пласта. Этот способ включает следующие стадии:
обеспечение базовой жидкости и сжатие базовой жидкости, по меньшей мере, до давления разрыва пласта; обеспечение сжиженного газа (LNG) и сжатие LNG, по меньшей мере, до давления разрыва пласта, последующее нагревание LNG до желательной температуры применения; смешивание сжатый базовой жидкости и сжатого природного газа, чтобы сформировать активированную жидкость разрыва; нагнетание активированной смеси жидкостей разрыва через устьевое отверстие скважины в скважину, связанную с пластом; и продолжение нагнетания активированной жидкости разрыва вплоть до разрыва пласта.
Базовая жидкость разрыва может включать жидкость разрыва и дополнительно по меньшей мере один из расклинивающих агентов и химический модификатор разрыва. Базовая жидкость разрыва может включать по меньшей мере один расклинивающий агент и химический модификатор разрыва, и способ может дополнительно включать смешивание жидкости разрыва по меньшей мере с одним расклинивающим агентом и химическим модификатором разрыва до смешивания базовой жидкости с природным газом. Активированная жидкость разрыва может быть пеной.
LNG может подаваться по меньшей мере из одного бака LNG, и способ может дополнительно включать подачу газообразного природного газа из бака LNG на факел. LNG может быть получен по меньшей мере из одного бака LNG, и способ может дополнительно включать прием газообразного природного газ из бака LNG и охлаждение газообразного природного газа до сжиженного состояния, выпаривая криогенный инертный газ и входя в контакт с испаренным инертным газом и с газообразным природным газом.
Краткое описание чертежей
Далее описываются варианты воплощения изобретения со ссылками на приложенные чертежи, на которых
- 2 030629
фиг. 1 - блок-схема системы разрыва, используемой для нагнетания смеси жидкостей разрыва, состоящей из природного газа и базовой жидкости, в подземный пласт согласно, по меньшей мере, некоторым из вариантов воплощения.
Фиг. 2 - блок-схема основных компонентов системы разрыва, показанной на фиг. 1, которая включает хранение сжатого природного газа и оборудование подачи газа согласно первому варианту воплощения.
Фиг. 3 - блок-схема основных компонентов системы разрыва, показанной на фиг. 1, которая включает хранилище сжиженного газа (LNG) и оборудование подачи газа согласно второму варианту воплощения.
Фиг. 4 - блок-схема основных компонентов насоса для разрыва с помощью LNG, используемого во втором варианте воплощения.
Фиг. 5 - блок-схема смесителя природного газа и поток суспензии разрыва, по меньшей мере, для некоторых из вариантов воплощения.
Фиг. 6 - блок-схема системы разрыва для нагнетания жидкости разрыва, содержащей поток чистого природного газа, в подземный пласт согласно третьему варианту воплощения.
Фиг. 7 - блок-схема системы разрыва для нагнетания смеси жидкостей разрыва, содержащей природный газ и расклинивающий агент, в подземный пласт согласно четвертому варианту воплощения.
Фиг. 8 - блок-схема системы разрыва для нагнетания смеси жидкостей разрыва, содержащей природный газ и базовую жидкость без расклинивающего агента, в подземный пласт согласно пятому варианту воплощения.
Фиг. 9 - схема системы разрыва для нагнетания смеси жидкостей разрыва в подземный пласт, в котором система включает оборудование для дренажа, продувки и разделения согласно шестому варианту воплощения.
Фиг. 10 - блок-схема хранилища LNG и оборудование регулирования пара, используемое во втором варианте воплощения.
Фиг. 11 - блок-схема контроллера для управления системой гидравлического разрыва в некоторых вариантах воплощения.
Фиг. 12 - схема примерного поверхностного оборудования, по меньшей мере, для некоторых вариантов воплощения системы разрыва.
Фиг. 13 - вид в разрезе по линии I-I фиг. 10.
Фиг. 14 - схема каталитического испарителя в другом варианте воплощения с насосом сжиженного газа разрыва.
Фиг. 16 - схема системы гидроразрыва для нагнетания смеси жидкости разрыва в подземный пласт, в которой система включает оборудование дренажа, продувки и изоляции согласно еще одному варианту воплощения.
Подробное описание
Введение
Последующее описание и описанные в нем варианты воплощения иллюстрируются примерами конкретных вариантов воплощения и принципов настоящего изобретения. Эти примеры приведены в целях объяснения, а не ограничения изобретения в его различных формах. В описании аналогичные части на всех фигурах обозначены одними и теми же цифровыми позициями. Фигуры не обязательно должны быть выполнены в масштабе, и в некоторых случаях соотношения, возможно, были увеличены, чтобы более ясно отобразить определенные признаки.
Описанные здесь варианты воплощения предусматривают устройства, системы и способы разрыва пласта в подземном месторождении с помощью смеси жидкостей разрыва, включающей природный газ и базовую жидкость, или с помощью природного газа разрыва. В первом варианте воплощения обеспечивается система разрыва, которая нагнетает смесь жидкостей разрыва, содержащую природный газ и базовую жидкость, в которой природный газ хранится как сжатый природный газ (CNG) и в которой базовая жидкость может включать жидкость разрыва, расклинивающий агент и загуститель. Во втором варианте воплощения обеспечивается система разрыва, которая нагнетает в скважину смесь жидкостей разрыва, включающую природный газ и базовая жидкость, в которой природный газ хранится как LNG, и в которой базовая жидкость может включать жидкость разрыва, расклинивающий агент и загуститель. В третьем варианте воплощения обеспечивается система разрыва, которая нагнетает жидкость разрыва, состоящую только из потока природного газа. В четвертом варианте воплощения обеспечивается система разрыва, которая нагнетает смесь жидкостей разрыва, состоящую только из потока природного газа и расклинивающего агента. В пятом варианте воплощения обеспечивается система разрыва, которая нагнетает смесь жидкостей разрыва, включающую природный газ и базовую жидкость, в которой базовая жидкость не содержит расклинивающего агента. В шестом варианте воплощения обеспечивается система гидроразрыва, который нагнетает смесь жидкостей разрыва, включающую природный газ и базовую жидкость, и которая включает оборудование для подачи природного газа и для дренажа и продувки системы. Каждый из этих вариантов воплощения будет описан ниже более подробно.
Термин "природный газ", как он используется здесь, означает либо только один метан (CH4), либо
- 3 030629
смесь метана с другими газами, такими как газообразные углеводороды. Природный газ часто представляет собой смесь, состоящую примерно из 85-99% метана (CH4) и 1-15% этана (C2H6) с небольшим количеством компонентов пропана (C3H8), бутана (C4H10) и пентана (C5H12) со следами более длинных цепей углеводородов. Природный газ, как он используется здесь, может также содержать инертные газы, такие как двуокись углерода и азот различных пропорциях, хотя объемы примерно выше 30 % предложили бы дополнительную выгоду, полученную от его применения. CNG относится к сжатому природному газу, LNG относится к сжиженному газу.
Поток природного газа для гидравлического разрыва пласта может быть обеспечен как газ под давлении с расходом, достаточным для осуществления гидравлического разрыва пласта подземного месторождения. Поток природного газа может быть смешан с базовой жидкостью, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва, или введен как чистый поток (то есть без базовой жидкости) или смешан только с расклинивающим агентом. Базовая жидкость может включать жидкость разрыва, такую как обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважины, жидкость разрыва, содержащая один несколько расклинивающих агентов и/или дополнительно загустители или модификаторы реологии, такие как смазки. Гидравлическая энергия для создания трещины в пласте подземного месторождения получена благодаря сжатию газообразного природного газа и базовой жидкой смеси на поверхности с общим расходом, достаточным для передачи необходимой энергии в подземное месторождение. После выполнения операции гидроразрыва пласта природный газ и сопутствующая жидкость, используемые для образования трещин, могут быть извлечены, и примененный активированный природный газ направляется к существующим установкам для обработки и продажи.
Обеспечивается система разрыва, которая включает оборудование для хранения компонентов смеси жидкостей разрыва, оборудование для нагнетания смеси природного газа и жидкости разрыва в подземное пласт, например, в нефтяную скважину или газовую скважину, и оборудование для извлечения и разделения жидкостей, извлеченных из скважины. В некоторых вариантах воплощения источник природного газа - сжатый газ (CNG) в баллонах и перекачивается насосом, дополнительно сжимающим природный газ до подходящего давления разрыва пласта. В других вариантах воплощения сжатый газ хранится в герметичных емкостях под давлением выше давления разрыва пласта и просто выпускается в поток разрыва. В некоторых вариантах воплощения источник газа - емкость, содержащая сжиженный газ (LNG) и соединенная с насосом для гидроразрыва, повышающим давление LNG до давления разрыва пласта и нагревающим сжатый поток LNG.
Эффективное хранение газообразного природного газа достигается при максимально возможном давлении, которое обычно не меньше 30 МПа. Сжатие природного газа до величины, необходимой для гидравлического разрыва пласта, может быть достигнуто его подачей в газообразной фазе. Были применены компрессоры газовой фазы, создающие давление около 100 МПа, которое является подходящими для сжатия природного газа до давления разрыва пласта.
Потоки жидкости разрыва, содержащие природный газ, улучшают удаление жидкости разрыва из скважины и, следовательно, отдачу пласта после разрыва. Использование природного газа позволяет избежать несовместимости жидких компонентов, что часто встречается при использовании двуокиси углерода или азота как активирующей среды. После завершения операции разрыва компоненты природного газа извлекаются вместе с жидкостью разрыва и нефтью и/или газом месторождения. Введенный природный газ извлекается в существующую систему переработки нефти или газа с небольшой помехой нормальному функционированию. Это позволить отказаться от дренажа газа в отдельный трубопровод или сжигания в факеле, типичного для операции по отделению жидкости гидроразрыва пласта от коммерческого газа. Кроме того, использование природного газа в потоке жидкости разрыва позволяет использовать местный доступный газ, чтобы получить выгоду от газифицируемого потока жидкости разрыва без обширной логистики, связанной с азотом или двуокисью углерода.
Фиг. 1 представляет собой общее описание основных компонентов системы разрыва согласно тем вариантам воплощения, в которых используется смесь жидкостей разрыва, включающая природный газ и базовую жидкость, которая может содержать расклинивающий агент и/или химическую добавку. Жидкость разрыва хранится в баке жидкости разрыва (13), расклинивающий агент хранится в баке расклинивающего агента (12) и химические добавки, такие как загуститель, хранятся в баке (22) химических добавок. Природный газ хранится в емкости (15) природного газа, и поток природного газа подается насосом высокого давления (17) в смеситель (18) жидкости разрыва через трубопровод (24). Природный газ, хранящийся в емкости (15), может быть сжатым природным газом или сжиженным газом. Насос (17) высокого давления природного газа является компрессором, если сжатый природный газ является источником, или специальным насосом разрыва пласта сжиженного газа, если сжиженный газ является источником. Выход от насоса природного газа высокого давления (17), независимо от состояния источника газа, находится в газообразном состоянии.
В смесителе (18), поток природного газа от трубопровода (24) объединяется с основным потоком жидкой фазы из трубопровода (42); эта базовая жидкость может включать жидкость разрыва, дополнительно объединенную с расклинивающим агентом и химической добавкой. Объединенная смесь разрыва пласта затем входит в скважину (19) через трубопровод (25), течет вниз по стволу скважины на пласт
- 4 030629
месторождения, создавая гидравлическую трещину, используя расход и давление смеси жидкостей разрыва. После подачи желаемых материалов разрыва пласта в скважину (19), нагнетание прекращается, и операция разрыва завершается. После операции по гидроразрыва пласта и в период, рассматриваемый как достаточный для разрыва пласта, скважина (19) открывается для потока, направляемого в трубопровод (20а) и затем поступает в емкость разделителя (60) в котором, газы отделяются от жидкостей. Начальный поток из скважины будет состоять, в основном, из введенных материалов разрыва пласта, и емкость разделителя (60) используется, чтобы отделить введенный природный газ от извлекаемого потока, поступающего через трубопровод (20а). Жидкости и твердые тела, выходящие из емкости разделителя (60), направляются в баки или хранилища (не показаны). Природный газ от извлекаемого потока выходит из разделителя (60) и первоначально направляется к факелу (20) до тех пор, пока поток не будет достаточно стабилизирован, и затем направляется в трубопровод (21) для обработки и продажи.
В дальнейших вариантах воплощения предлагаются способы разрыва пласта скважины, используя природный газ или смесь природного газа и базовой жидкости. Ряд конкретных способов относится к безопасному и надежному применению природного газа в виде сжиженного газа. Способы использования LNG для местного хранения позволяют эффективно хранить значительные объемы газа под атмосферным давлением. Как криогенная жидкость, одна единица объема LNG содержит приблизительно шестьсот объемов газа при атмосферных условиях. Таким образом, требуется меньшее количество емкостей-хранилищ и очень низкое давление хранения и подачи сниженного газа по сравнению со сжатым природным газом. Точно так же, сжатый природный газ со сверхвысоким давлениям, с которыми сталкиваются при гидравлическом разрыве пласта, LNG жидкой форме является исключительно эффективным. Опять же, в жидкости объёмный расход очень снижен и LNG относительно несжимаем по сравнению с сжатым природным газом, нагревание при сжатии устраняется, и размер и количество оборудования значительно сокращаются. Это значительно снижает сложность операции, удаляя многие из затрат и опасностей, которые присутствовали бы с известными методиками. Кроме того, с меньшим количеством элементов оборудования, функционирующих при низких давлениях с меньшим количеством соединений между оборудованием, использованием LNG обеспечивает необходимую простоту для частого перемещения оборудования между скважинами. Инертный криогенный газ при температуре близкой или ниже температуры сжиженного газа позволяет быстро, эффективно и безопасно предварительно охладите скважинный глубинный насос природного газа и нагреватель до рабочей температуре до ввода криогенного LNG. Это устраняет или минимизирует использование LNG для охлаждения, избегая, таким образом, ненужного сжигания в факелах и от потенциальных проблем безопасности, связанных с системой охлаждения огнеопасного сжиженного газа. Местное объединение перекачки криогенного сжиженного газа и системы нагрева наиболее эффективно, комбинируя систему перекачки и нагрева в одном агрегате. Бак-хранилище LNG функционирует под повышенными давлениями, чтобы устранить или минимизировать утечку газа во время хранения. Повышенное давление также позволяет применить бустерное нагнетание при извлечении LNG из бака-хранилища при расходах разрыва, обеспечивая, таким образом, подачу газа к насосам LNG. Как боковой поток, пары от насоса разделения LNG при необходимости направляются в бак-хранилище LNG для поддержания давления в емкости и увеличения этого давления. Энергия для нагревания LNG может быть получена многими путями, где в предпочтительном варианте воплощения используется тепло, которое вырабатывается без применения огня. Такое тепло для портативной установки может быть получено из окружающей среды, отработанного тепла из двигателя внутреннего сгорания, каталитической камеры сгорания или элемента электрического нагрева. Альтернативно, тепло может быть выработано, используя пламенный источник тепла, местный для нагревателя или отдаленный от процесса, как это диктуется требованиями техники безопасности.
Следовательно, описанные здесь варианты воплощения предусматривают систему гидроразрыва и способ использования системы разрыва и смеси жидкостей разрыва, чтобы образовать трещины в подземном пласте. Природный газ, используемый в смеси жидкостей разрыва, может быть легко доступен по приемлемой стоимости, безвреден для окружающей среды и коммерчески извлекаем. Его использование в качестве газовой фазы выгодно, чтобы повысить добычу нефти и газа после разрыва пласта, и он также является подходящей заменой жидкости разрыва, снижая, таким образом, воздействие на окружающую среду и затраты на разрыв пласта. Способность извлекать газ через существующее оборудование и устройства для ведения добычи может в основном снизить объем сжигания в факеле, сэкономить время на пуск скважины в производство и получить непосредственные доходы от газа из скважины. Кроме того, методика применима к обычным и нетрадиционным нефтяным и газовым скважинам и подходит для разрыва с помощью базовых углеводородных жидкостей, воды и других базовых жидкостей и кислот.
Первый вариант воплощения: система разрыва, в которой используется смесь жидкостей разрыва, включающая базовую жидкость и природный газ из источника сжатого природного газа.
Согласно первому варианту воплощения, на фиг. 2, показана система для разрыва пласта подземного месторождения, через которое проходит скважина, используя смесь жидкостей разрыва. Смесь жидкостей разрыва формируется, смешивая поток природного газа с базовой жидкостью, в которой природный газ получен от источника сжатого природного газа. Базовая жидкость включает жидкость разрыва и мо- 5 030629
жет дополнительно включить химические добавки для увеличения вязкости и расклинивающий агент. Более конкретно, жидкость разрыва может быть нефтью, водой, метанолом, кислотой или их комбинациями, если это желательно. Расклинивающий агент может быть природным песком или произведенными частицами. Химические добавки будут продуктами, обычно применимыми для увеличения вязкости жидкости, снижения трения или создания желательных свойств.
Основные компоненты описываемой системы включают бак для жидкости разрыва, оборудование для приготовления и подачи базовой жидкости для смешивания с потоком природного газа, емкость для природного газа, оборудование для передачи потока природного газа для смешивания с базовой жидкостью, смеситель для смешивания базовой жидкости и потока природного газа, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва, и оборудование для подачи смеси жидкостей разрыва к устьевому отверстию скважины. Определенные компоненты системы разрыва перечислены ниже. Бак (13) для жидкости разрыва пласта, подходящий для хранения воды или углеводородной жидкости, соединен через трубопровод (26) со смесителем (14) жидкостей разрыва и с увеличителем вязкости химических веществ, добавляемых через трубопровод из емкости (22) с химическими добавками. Баки (13) для жидкости разрыва могут быть любыми емкостями, используемыми в промышленности для гидравлического разрыва пласта и могут включать более одного бака или другой подходящего устройства для хранения достаточного объема жидкости. Трубопровод (26), как и все другие трубопроводы, показанные на фиг. 2, является трубой или шлангом с достаточной пропускной способностью. Смеситель (14) получает жидкость разрыва повышенной вязкости и смешивает расклинивающий агент из емкости (12) для расклинивающего агента с жидкостью разрыва, чтобы сформировать базовую жидкость, которая находится теперь в виде суспензии. Смеситель (14) является многоцелевым устройством, которое извлекает жидкость из бака жидкости разрыва с помощью центробежного насоса (не показан), получает химические вещества из емкости (22) с химическими добавками и смешивает их с жидкостью разрыва, часто в самом центробежном насосе.
Жидкость разрыва объединена с расклинивающим агентом, поступающим из емкости подачи расклинивающего агента (12) в смесительную камеру или в другой смеситель (14) и затем извлекается другим центробежным насосом, установленным на смесителе (14). Примером типичной смесительной установки является установка MP 1060 компании National Oilwell Varco, установленная на трейлере. Примером емкости для расклинивающего агента (12) являются емкость 110 м3, способная выдавать 9 т расклинивающего агента в минуту.
Созданный жидкий раствор базовой жидкости затем перекачивается через трубопровод от смесителя (14) к насосу высокого давления (16) для подачи суспензии. Насос высокого давления (16) сжимает поток суспензии базовой жидкий до давления разрыва пласта и соединен через трубопровод (25) со смесителем (18) жидкости разрыва. Примером насоса высокого давления для разрыва пласта является поршневой насос Quintuplex с дизельным приводом, установленный на прицепе и имеющий мощность до 1500 кВт или 2000 л.с. В качестве насоса (16) могут использоваться несколько насосов. Некоторые из упомянутых компонентов могут быть объединены, например, смеситель (14) и насос высокого давления (16) для подачи суспензии могут быть выполнены как один узел.
В этом варианте воплощения источник природного газа используется одна несколько емкостей (15), содержащих сжатый природный газ (CNG). Примером емкости, применяемой для хранения и транспортировки сжатых природных газов является установленный на прицепе бак компании Lincoln Composition TITAN Tank, содержащий до 2500 см3 (89000 scf) CNG при давлении до 25 МПа. Емкость (15) - хранилище CNG - соединена с компрессорным насосом природного газа высокого давления, представленным здесь как насосы (127а, 127b, 127с), соединенный через трубопровод (123) с распределительным клапаном (V4) и используемым для сжатия газа до давления разрыва пласта. Сжатие может быть достигнуто любым насосом, способным к повышению давления потока газа, например, могут быть применены поршневые компрессоры, обеспечивающие высокое давление, требуемое для гидравлического разрыва пласта. Обычно компрессоры имеют постоянный коэффициент сжатия так, что для достижения давления разрыва пласта может потребоваться многоступенчатое сжатие. Точно так же, чтобы достигнуть желательного расхода, кратное число ступеней компрессора может быть применено параллельно. Компрессорный насос (127а, 127b, 127с) имеет три ступени сжатия, хотя может быть необходимо большее или меньшее число ступеней сжатия, чтобы достигнуть желательного давления на выходе. Потоком сжатого природного газа от емкости-хранилища (15) к компрессорным насосам природного газа высокого давления (127а, 127b, 127с) управляют с помощью клапана (V4). Компрессорный насос (127а, 127b, 127с) соединен со смесителем жидкости разрыва (18) через трубопровод (24) с газовым распределительным клапаном (V61). Потоком природного газа под давлением от насосов компрессора природного газа высокого давления (127а, 127b, 127с) к смесителю жидкости разрыва (18) управляют с помощью клапана (V61). Если давление сжатого газа в емкости выше давления разрыва пласта, поток газа можно регулировать через клапаны (V4) и (V61), непосредственно соединенных со смесителю суспензии через трубопровод (128) с обходом компрессорного насоса природного газа высокого давления (127а, 127b, 127с), используя клапан (V4).
Второй вариант воплощения: система разрыва с использованием смеси жидкостей разрыва, включающей базовую жидкость и природный газ от источника сжиженного газа.
- 6 030629
Как показано на фиг. 3, 10-14 и согласно второму варианту воплощения, обеспечивается система разрыва пласта, в которой используется смесь жидкостей разрыва, включающая базовую жидкость и природный газ от источника сжиженного газа. В частности, система разрыва включает хранилище LNG и подсистему управления паром для хранения LNG и подсистему управления паром для нагрева LNG до температуры применения. В этой системе природный газ смешивается с базовой жидкостью. В этом варианте воплощения LNG нагревается до температуры, при которой природный газ находится в паровой фазе, однако в других вариантах воплощения природный газ может быть нагрет до температуры, при которой природный газ остается в жидкой фазе. На фиг. 3 показана система разрыва фиг. 1 с указанным хранилищем LNG и подсистемой управления паром.
В этом варианте воплощения источник (215) природного газа является одной из нескольких емкостей, содержащих сжиженный газ (LNG). Примером емкости, используемой для хранения природного газа, является установленный на салазках транспортер LNG фирмы EKIP Research and Production Company, содержащий 35,36 м жидкого природного газа с давлением до 0,6 МПа. LNG обычно хранится под атмосферным давлением при температуре примерно -162°C. Емкость-хранилище LNG (215) соединена с насосом природного газа высокого давления (229), через подающий трубопровод LNG (223) с подающим клапаном (V42). Насос природного газа высокого давления (229) служит для повышения давления LNG до давления разрыва пласта с помощью узла (230), Природный газ высокого давления обеспечивается нагревом сжатого LNG с помощью нагревателя (231) насоса (229). Подающий трубопровод (223) является специальным трубопроводом для LNG, например, типа 4014SS Cryogenic 50 Series, поставляемым компанией JGB Enterprises Inc.
Замена жидких объемов, удаленных из емкости-хранилища LNG (215) достигается направлением потока созданного сжатого газа от нагревателя (231) через возвратный трубопровод (232) с контролем потока обратным клапаном (V1I). Свежий пар регулируется, чтобы создать подходящее давление в емкости LNG (215). Передача LNG из емкости-хранилища (215) к насосу природного газа (229) поддерживается потоком возвратного пара через обратный трубопровод (232), обеспечивая достаточное давление источнике природного газа (215) для подачи потока LNG на вход природного газа высокого давления насоса (229). В одной конфигурации насос (229) природного газа разрыва объединяет сжатие и нагревание LNG в однопроцессорном узле, например, в одном корпусе на автономных салазках с приводом. Однако эти стадии могут быть выполнены на отдельных узлах. Все компоненты, которые входят в контакт с LNG, должны быть подходящими для криогенного обслуживания. Потоком природного газа под давлением от сборки насоса (229) к смесителю потока суспензии природного газа (18) управляют с помощью клапана (V6) и через подающий трубопровод природного газа 24.
Как показано на фиг. 10 и 13, подсистема хранения LNG и управления паром используется для хранения и управления LNG, используемого в системе гидроразрыва. Управление хранением LNG необходимо, чтобы обеспечить безопасную рабочую зону, где хранится LNG до его использования. При хранении при температуре -162°C и атмосферном давлении LNG будет медленно нагреваться, и происходит испарение жидкости, чтобы поддерживать ее равновесное состояние. Произведенные газы затем при необходимости извлекаются из бака, чтобы избежать превышения давления.
Подсистема хранения LNG и управления паром LNG включает источник LNG (215), который может быть одним или несколькими баками LNG (715). Управление давления в каждом из этих баков (715) достигается предохранительным клапаном VI8 с параметрами разгрузки, устанавливаемыми на основании расчета конструкции бака. Предохранительный клапан (V18) связан с каждым резервуаром (715) через трубопровод сбора пара (62), и паропровод между баками (61), который, в свою очередь, соединен с паровой линии 63 в каждом резервуаре. В одной конфигурации предохранительный клапан (V18) соединен с трубопроводной линией, подводящей газ к факелу 20 (соединение трубопровода 720а с факелом 20 не показано на чертежах), где отведенные пары газа безопасно сжигаются.
Альтернативно, собранный пар может быть снова превращен в жидкость и закачен обратно в бакхранилище LNG (715), создавая безопасную, эффективную и безвредную для окружающей среды замкнутую систему обработки пара: трубопровод собранного пара (62) соединен с трубопроводом (53) через клапан (V17) и с установкой сжижения азота (55). Источник жидкого азота (57) подает сжиженный азот через трубопровод подачи азота (52) на установку сжижения азота (55), в которой испарение азота обеспечивает достаточное охлаждение, чтобы повторно превратить пары природного газа в жидкость LNG. Произведенный LNG затем прокачивается через возвратный трубопровод (54) в жидкостную линию загрузки емкостей LNG (715); возвратный трубопровод (54) также обеспечивает заполнение баков (715) по мере необходимости. Баки LNG (715) соединены по текучей среде через свои линии загрузки жидкости (54) и через трубопровод (56), чтобы гарантировать равномерное распределение LNG между всеми баками. Кроме того, баки LNG (715) соединены по текучей среде через свои линии подачи пара (63) и трубопровод (61).
Возвратный трубопровод 232 насоса 229 природного газа разрыва, показан как трубопровод (732) на фиг. 10 и 13, и служит для возврата сжатого природного газ обратно в баки (715), чтобы создать необходимое давление в баках (715). Поток из возвратного трубопровода (732) регулируется клапаном (V22), который, в свою очередь, соединен с трубопроводом (61).
- 7 030629
Жидкий природный газ подается из баков в насос 229 природного газа разрыва через трубопровод 223; потоком из каждого бака управляет управляющий клапан (V42).
В альтернативном варианте воплощения баки LNG (715) могут выдерживать давление 2 МПа прежде, чем потребуется сбросить давления. При загрузке этих баков (715) средой LNG в нормальных условиях -162°C повышенное разгрузочное давление задержит дренаж газа до тех пор, пока температура не достигнет уровня, близкого к -110°C. С минимальным приростом тепла, обеспечиваемым свойствами термоизоляции баков LNG и при нормальном цикле использования утечка газа фактически может быть устранена. Кроме того, повышенное разгрузочное давление в источнике LNG (55) гарантирует небольшие ошибки в поддержании давления во время перекачки насосом пара от LNG в нагреватель (31) и возможность повысить внутреннее давление баков, чтобы гарантировать надежную подачу к насосу (229) природного газа разрыва, и избежать открытия предохранительных клапанов во время процесса разрыва пласта.
На фиг. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая основные узлы сборки насоса (229) природного газа разрыва. LNG полается к узлу (230) насоса из подающего трубопровода (223). Узел насоса включает центробежный криогенный насос (233), насос LNG высокого давления (235) и трубопровод
(234) , цепь соединения криогенного центробежного насоса (233) и насос LNG (235). Соответствующее высокое давление насоса подачи LNG (235) необходимо, чтобы гарантировать отсутствие блокировки пара или кавитации в цикле закачки. Могут быть применены одиночные или многостадийные центробежные криогенные насосы (233) в зависимости от требований по давлению подачи и расходу, чтобы поддерживать работу насоса LNG высокого давления (235). Примером центробежного криогенного насоса (233), обеспечивающего давление подачи и расход является бустерный насос 2x3x6 компании ACD Industries, обеспечивающий расход до 1,5 м3/мин и высоту нагнетания LNG до 95 кПа. Насос LNG высокого давления (235) используется для поддержания давления LNG по меньшей мере до 35 МПа и при необходимости до 100 МПа, чтобы обеспечить достаточное давление разрыва пласта. Чтобы достичь таких давлений, может использоваться поршневой насос, хотя также могут быть применены другие типы насосов, создающие достаточный расход и давление. Примером такого насоса является криогенные насосы серии 5-SLS компании ACD Industries, обеспечивающие давление 124 МПа с расходами LNG до 0,5 м3/мин. Могут быть применены одноступенчатые или многоступенчатые насосы LNG высокого давления
(235) , соответствующие требованиям расхода для разрыва пласта. Мощность для привода насосов (233) и (235) может быть получена от двигателя внутреннего сгорания через прямую передачу, электродвигателя или гидравлического двигателя, если желательно.
Сжатый LNG, выходящий из насоса высокого давления (235) направляется в нагреватель (231) по трубопроводу (236), чтобы нагреть природный газ до температуры применения, которая в этом конкретном варианте воплощения изменяет фазу природного газа от жидкости до газа. Как правило, минимальная температура для нагрева LNG составляет примерно -77°C, и эта температура лежит в диапазоне, где многие углеродистые стали переходят от аустенитного до мартенситного кристаллического состояния с соответствующим изменением в металлургическом процессе. В одном варианте воплощения конечная температура природного газа, подводимого к трубопроводам (24) и (232) находится в диапазоне от 0°C до 20°C, чтобы избежать проблем замерзания жидкости, с которой среда входит в контакт, и обеспечить гибкость уплотнений. Нагреватель (231) включает систему теплообмена, обеспечивающую передачу тепла LNG, и в этом варианте воплощения включает первый теплообменник (237), второй теплообменник (239), выходной патрубок первого теплообменника и подающий трубопровод (238) природного газа, который проходит от подающего трубопровода 236 и через эти два теплообменника 237, 239, и который соединен с подающим трубопроводом 24 и снабжен возвратным клапаном (V1I). Возвратный клапан (V1I), в свою очередь, соединен с возвратным трубопроводом (232).
В этом варианте воплощения LNG сначала нагревается источником тепла (240), в качестве которого используется горячий воздух, продуваемый через змеевик первого теплообменника (237) вентилятором (не показан). LNG при температуре порядка -162°C может получить значительную энергию из воздуха, приводя к снижению тепловой нагрузки. Выход из первого теплообменника (237) затем направляется к змеевикам теплообменника во втором теплообменнике (239) через подающий трубопровод (238). Во втором теплообменнике (239) LNG нагревается до конечной целевой температуры другим источником тепла (241).
Энергия, полученная от этого второго источника тепла (241), должна быть значительной, чтобы поддержать быстрое нагревание LNG. Источник тепла (241) может быть осуществлен без пламени и может быть в виде отработанного тепла от двигателя внутреннего сгорания, тепла из каталитической камеры сгорания или электрического элемента. Альтернативно, тепло может быть выработано, используя пламенный источник тепла, местный или удаленный от скважины, в зависимости от требований техники безопасности. Сжатый природный газа подается через подающий трубопровод (24) к управляющему газовому клапану (V6) и далее к смесителю суспензии потока природного газа (18).
Как только природный газ был достаточно нагрет (в этом конкретном варианте он находится в газообразном состоянии), он перекачивается по подающему трубопроводу (24) и смешивается с базовой жидкостью в смесителе (18). Давление жидкой среды, обрабатываемой в смесителе (18), может быть зна- 8 030629
чительным, абразия жидкости может быть значимым фактором, и утечек нужно избежать. Для пропускной способности важным является эффективное смешивание компонентов. Хотя можно использовать различные типы смесителей, наиболее подходящий смеситель (318) для сжатого природного газа и потока суспензии разрыва показан на фиг. 5. Смеситель суспензии потока природного газа (318) служит для объединения и смешивания потока базовой жидкости от трубопровода (342) с газообразным потоком природного газа от подающего трубопровода (324) в корпусе (343) смесителя. Достижение хорошего объединения потока жидкости разрыва, расклинивающего агента и потока газообразного природного газа может способствовать созданию желательной структуры и поведения смеси жидкостей разрыва для активированной жидкости, пены или тумана. Например, создание подходящей пены требует газовой фазы, которая будет полностью рассеяна в жидкой фазе пузырьками, размер которых должен быть как можно меньше. Достаточная дисперсия может быть достигнута многими способами, один из которых представлен штуцерным устройством (344) в трубопроводе потока природного газа, который на основе уменьшения проходного сечения увеличивает скорость потока природного газа. Контакт потока природного газа с потоком жидкости разрыва с высокой скоростью обеспечивает хорошее смешивание. Для выполнения смешивания могут использоваться другие механизмы, включая внутренние диверторы, турбулизаторы и различные другие статические или динамические смесители. Для безопасного управления потоком разрыва, содержащим природный газ, следует принять во внимание, что содержащие газы жидкие растворы могут иметь очень высокие скорости, которые могут быстро разрушить компоненты, работающие под давлением.
Объединение потока суспензии базовой жидкости с потоком природного газа с дальнейшей транспортировкой полученной смеси через трубопроводы в ствол скважины делается на основе того факта, что частицы расклинивающего агента воздействуют на изменения пути следования потока, что может привести к отказу узлов и опасной утечке огнеопасного газа. Как таковой, смеситель (18) сконструирован так, что он позволяет базовой жидкости, содержащей расклинивающий агент, проходить, в основном, по прямому пути через смеситель. Например, трубопровод (342) базовой жидкости может иметь, в основном, линейный внутренний диаметр, а трубопровод (324) может соединять трубопровод (342) под углом. Например, в одном варианте воплощения смеситель (18) включает главную линию потока, имеющую входной конец и выходной конец, при этом трубопровод с прямоугольным коленом соединен по текучей среде с главной линией потока между входным концом и выходным концом, причем трубопровод с прямоугольным коленом проходит под острым углом от входного конца и, в основном, по пути линейного потока через главную линию потока, причем входной конец получает поток от источника базовой жидкости разрыва, а трубопровод с прямоугольным коленом служит для приема потока от источника природного газа. После выхода из корпуса смесителя (343) смесь жидкостей разрыва направляется через трубопровод (325) к устьевому отверстию скважины и вниз по стволу скважины, чтобы создать гидравлический удар в пласте подземного месторождения.
Показанная на фиг. 11 система гидроразрыва может управляться дистанционно контроллером (58); конфигурация и работа контроллера (58) описаны ниже в шестом варианте воплощения. В этом втором варианте воплощения функции управления контроллером (58) выполняются с помощью беспроводной связи с управляемыми компонентами, как показано на фиг. 11. Область применения может включить управление по проводам или используя комбинацию проводной и беспроводной связи. В этом варианте воплощения предполагается контроллер (58) в автоматизированной станции управления, установленной в кабине на шасси грузового автомобиля. Системой можно управлять, чтобы разрешить прокачку только природного газа или жидкости, только жидкой суспензии или любой желательной комбинации природного газа, жидкости и жидкой суспензии. В некоторых применениях природный газ будет использоваться только для части обработки, такой как предварительная обработка или продувка. Альтернативно, будут прокачиваться только жидкость или жидкая суспензия, снова с жидкостью как предварительная подушкой, подушкой или промывка и только в жидкой суспензии на стадии обработки. После обработки оборудование отключается, клапан (V7) устьевого отверстия скважины закрывается, и делаются приготовления для переезда на новое место или для завершения другой обработки для разрыва пласта. Емкости-хранилища LNG крепятся с закрытием клапанов (V4) и открытием клапана (V18). Клапан (V5) закрыт, и клапан (V8) открыт, чтобы обеспечить удаление природного газа высокого давления из обрабатывающей линии природного газа (24), обрабатывающей линии (25) и насоса (229). Когда система высокого давления приводится к номинальному давлению, насосы (229) LNG разрыва включаются на малой мощности, чтобы удалить LNG из трубопровода (23) в насосы и через нагреватели с выгрузкой через трубопроводные линии (24), (25), через клапан (V8), разделитель (60) и факелу (20). Альтернативно, клапан (V13) может быть открыт, чтобы продуть систему высокого давления. Клапан (V8) или клапан (V13) может быть в виде дроссельного клапана для регулирования давления и расхода газа, подаваемого в разделитель и факельную систему. Одновременно из источника инертного газа (45) через трубопровод (46) подается газообразный азот по трубопроводу (23), чтобы снизить давление LNG через LNG насосы (229) жидкости разрыва на факел (20). После вытеснения всех газоконденсатных жидкостей из трубопровода низкого давления (23), клапан (V14) открывается для дренажа газа и полной очистки системы низког8о давления. Соответственно, открывается клапан (V15) и газообразный азот направляется через линию (24)
- 9 030629
обработки природного газа (24), чтобы закончить очистку системы высокого давления. Во всех случаях поток передается к факелу до тех пор, пока содержание природного газа не будет значительно ниже огнеопасного предела. Содержание природного газа может быть оценено монитором содержания углеводорода в потоке газа. После полной очистки системы от природного газа обрабатывающая линия могут быть удалена от скважины (19) и начинается оценка обработки разрывом. Поток снова инициируется через открытый впускной клапан (V7) устьевого отверстия скважины с клапаном (V8) факельной линии при открытом клапане (V20) и закрытом клапане (V9) трубопровода. Поток направляется через линию (20а) в разделитель (60) на факел (20). Разделитель (60) захватывает жидкости и твердые тела и пропускает газ к факелу. Жидкости накапливаются в разделителе (60) и вытекают из него в емкости-хранилища, не показанные на чертеже. Полученные твердые тела могут включать мелкие частицы продуктивного пласта и расклинивающего агента, которые собираются в емкости разделителя (60) и удаляются из него при необходимости непрерывной работы разделителя. После достижения стабильного потока и достаточного давления газовой фазы, чтобы направить поток в трубопровод, факел закрывается клапаном (V21), и поток направляется в трубопровод сбыта (21) через входной клапан (V9). Поток из скважины (19) продолжает направляться через разделитель (60) с газом к трубопроводу (21) до тех пор, пока обработка разрывом достаточно не откачана из скважины до получения чистой нефти и оценки скважины. Затем скважина может быть введена в эксплуатацию.
На фиг. 14 показано альтернативное устройство для нагревания LNG, которое включает каталитический нагреватель для использования в насосе для гидроразрыва с помощью LNG. Каталитические элементы (66) излучают тепло, выделяемое окислением топливного газа, такого как природный газ, пропан или другое подходящее топливо с кислородом в присутствии катализатора, например, платины. Топливный газ с воздухом нагнетается в каталитические элементы с выделением тепла, излучаемого к трубе теплообменника LNG (67). Это обеспечивает энергию, которая должна быть достаточной для нагрева LNG до температуры применения. На схеме фигуры 14 восемь каталитических элементов (66) расположены концентрически в вокруг трубы теплообменника LNG (67), формируя каталитическую сборку (68) для одиночного прохода через каталитическую систему нагрева. Через каждую трубу теплообмена LNG (69) проходит природный газ, и труба имеет ребра своей наружной поверхности, чтобы увеличить площадь нагреваемой поверхности и служит для передачи тепла стенке трубы теплообменника (69) для нагревания LNG. Четыре сборки показаны как четыре группы из восьми каталитических элементов в каждой сборке, нагревающей трубу теплообменника LNG (67). Поток LNG выходит из соседнего подогревателя через трубопровод (238), ведущего к двум из каталитических сборок в этой конфигурации. На схеме также показано, что LNG, выходящий из одной каталитической сборки (68), направляется к другой каталитической сборке (68) для дополнительного нагревания. Конфигурация и расположение каталитических сборок и пути прохождения потока через каталитические сборки могут быть различными в зависимости от желательной цели нагревания. Каталитические элементы обычно производят 35 британских тепловых единиц/час (Btu/h) на каждый квадратный дюйм (15 кВ/м2) площади поверхности, так, что восемь сборок элементов шириной 26" (0,67 м) и длиной 120" (3 м) производят более чем 870000 Btu/h (255 кВт) энергии. Для показанных четырех сборок системы доступен уровень выработки тепла, приближающий к 1025 кВт энергии. Этот уровень энергии более чем достаточен, чтобы обеспечить теплоемкость (160 см3/мин), необходимую для насоса для гидроразрыва с помощью LNG при соблюдении безопасности и компактного расположения. При каталитическом процессе, рабочая температура поверхности каталитического нагревательного элемента находится в диапазоне от 370 до 540°C, что значительно ниже температуры самовоспламенения природного газа в воздухе (580°C). Таким образом, каталитический нагреватель обеспечивает реально безопасный, беспламенный источник тепла для нагревания потенциально огнеопасного LNG.
Третий вариант воплощения: система гидроразрыва для нагнетания жидкости разрыва, включающей поток чистого природного газа.
Согласно третьему варианту воплощения и со ссылкой на фиг. 6 обеспечивается устройство для гидроразрыва пласта, в котором используется жидкость разрыва в виде потока чистого природного газа, где "чистый" означает отсутствие базовой жидкости или компонентов расклинивающего агента. Разрыв пласта потоком чистого природного газа может быть выгодным в ситуациях, где любая жидкость является нежелательной, и расклинивающий агент не является необходимым, чтобы поддерживать созданную систему гидроразрыва во время производства. Это часто имеет место для разлома угольного пласта, содержащего метан, или сланцевых пластов с низким давлением, где удаление жидкости может быть затруднено. В этом варианте воплощения источник природного газа (415) является одной или несколькими емкостями, содержащими либо сжатый природный газ, либо сжиженный газ. Источник природного газа (415) соединен с насосом природного газа высокого давления (417) через трубопровод (423) с клапаном (V44) для контроля подачи природного газа. Насос природного газа высокого давления представляет собой компрессор, служащий для сжатия газа в случае источника CNG, и является криогенным насосом и нагревателем в случае источника LNG. Приготовленный поток природного газа прокачивается насосом высокого давления (417) через трубопровод (24) с клапаном (V74) и трубопровод (425) в устьевое отверстие скважины (19). Поток чистого газа затем идет вниз по стволу скважины, чтобы создать гидравличе- 10 030629
ский разрыв пласта подземного месторождения.
Четвертый вариант воплощения: система гидроразрыва для нагнетания смеси жидкостей разрыва, включающей природный газ и расклинивающий агент, но без жидкости разрыва.
Согласно четвертому варианту воплощения и со ссылкой на фиг. 7 обеспечивается устройство для гидроразрыва и конфигурация, в которой используется поток природного газа и расклинивающего агента, но без жидкости разрыва. Разрыв потоком природного газа, содержащего только расклинивающий агент, может быть выгоден в ситуациях, когда нежелательна любая жидкость, и в производственных условиях расклинивающий агент должен обслуживать созданную систему гидроразрыва. Это часто имеет место при разрыве угольного пласта, содержащего метан или разрыве сланцевого пласта с низким давлением, где удаление жидкости может оказаться трудным. В этом варианте воплощения источник природного газа (515) является одной или несколькими емкостями, содержащими либо сжатый природный газ, либо сжиженный газ. Источник природного газа (515) соединен с насосом природного газа высокого давления (517) через трубопровод (523) с клапаном (V45) для контроля подачи природного газа. Насос природного газа высокого давления (517) является компрессором, в котором применяется сжатие газа в случае источника CNG, и он является криогенным насосом и нагревателем в случае источника LNG. Поток природного газа выходит из насоса природного газа высокого давления (517) через трубопровод (524). Источник (512) расклинивающего агента с распределительным клапаном (V25) пересекает трубопровод (524). Источник (512) расклинивающего агента поддерживает давление, соответствующего давлению на выходе насоса природного газа высокого давления (517). Расклинивающий агент выходит из источника (512) под действием силы тяжести в трубопровод (524) с добавлением расклинивающего агента, управляемого клапаном (V25). Полученный жидкий раствор природного газа продолжает движение по трубопроводу (524), через клапан (V75) трубопровода (525) и в устьевое отверстие скважины (19). Поток газа и расклинивающего агента затем течет вниз по стволу скважины, чтобы создать гидравлический разрыв пласта подземного месторождения.
Пятый вариант воплощения: система гидроразрыва для нагнетания смеси жидкостей разрыва, включающей природный газ и базовую жидкость без расклинивающего агента.
Согласно пятому варианту воплощения и со ссылкой на фиг. 8, обеспечивается устройство для гидроразрыва, в котором используется смесь жидкостей разрыва, включающая природный газ и базовую жидкость без расклинивающего агента.
Разрыв пласта такой смесью жидкости разрыва может быть выгоден в ситуациях, когда в созданной системе гидроразрыва желательна жидкая часть, а расклинивающий агент не является необходимым для поддержания созданной системы разрыва во время этой операции. Это часто случай для кислотного разрыва карбонатных пластов, где используется активированный природный газ или кислотная пена, создания и в системе травления трещин. В этом варианте воплощения емкость жидкости разрыва (13) содержит желательную жидкость. Трубопровод (26) используется для передачи жидкости в смеситель (614), в который также направляются химические вещества от химического источника (22), которые смешиваются с жидкостью. Выход смесителя (614) проходит через трубопровод (650) с управляющим клапаном (V36) и поступает в насос высокого давления (616). Выход жидкости из насоса высокого давления (616) направляется в смеситель жидкости разрыва (618) по трубопроводу (642) с управляющим клапаном (V56). Источник природного газа (15) является одной или несколькими емкостями, содержащими либо сжатый природный газ, либо сжиженный газ. Источник природного газа (15) соединен с насосом природного газа высокого давления (17) через трубопровод (23) с клапаном (V4) для контроля подачи природного газа. Насос природного газа высокого давления - компрессор, применяющий сжатие газа в случае источника CNG, и являющийся криогенным насосом и нагревателем в случае использования LNG. Поток природного газа выходит из насоса природного газа высокого давления (17) и подается через трубопровод (24) и клапан (V6) в смеситель (618) для потока суспензии природного газа, где она объединяется с потоком жидкости разрыва из трубопровода (42). Поток смеси природного газа и жидкости выходит из смесителя (618) и по трубопроводу (625) направляется в устьевое отверстие скважины (19). Поток смеси природного газа и жидкости затем течет вниз по стволу скважины, создавая гидравлический разрыв пласта подземного месторождения.
Шестой вариант воплощения: система гидроразрыва пласта, имеющая оборудование для дренажа и продувки природного газа.
Согласно шестому варианту воплощения система гидроразрыва может дополнительно включать оборудование для дренажа, продувки и/или изоляции природного газа ("оборудование для дренажа, продувки и изоляции"). Такое оборудование предпочтительно включается в систему, чтобы снизить риски, связанные с природным газом, являющимся огнеопасным источником газа высокого давления. Оборудование может включать использование криогенного инертного охлажденного газа для предварительного охлаждения насоса природного газа высокого давления или охлаждения другого оборудования до использования природного газа. Это избавляет от необходимости предварительно охлаждать систему, используя огнеопасный природный газ, и устраняет необходимость удаления природного газа сжиганием в факеле или иным образом. Инертный газ также может использоваться для испытания системы разрыва под давлением, чтобы обнаружить любые утечки или отказы в работе или использовать любую конфигу- 11 030629
рацию или функциональное тестирование системы.
Кроме того, инертный газ может использоваться для замены любого источника природного газа, чтобы быстро продуть систему от любого остаточного природного газа, кислорода или воздуха до, во время или после операции разрыва пласта. В этой операции продувки инертная среда вводится по меньшей мере через часть системы до или после того, как жидкость разрыва была введена через устьевое отверстие скважины и, по меньшей мере, до того, как часть системы сделана невоспламеняемой, когда подвергнуто действию воздуха или природного газа. Операция продувки служит для продувки компонентов системы ниже огнеопасного предела, такого как "нижний предел взрываемости" (LEL), который является самой низкой концентрацией (процентным отношением) газа или пара в воздухе, способном произвести вспышку или зажечь огонь в присутствии источника воспламенения (дуга, пламя, высокая температура). В случае утечки или отказа компонента во время обработки скважины, дренажа, продувки и изоляции оборудование отделяет этот компонент, и он будет изолирован так, чтобы остальные части от системы были бы не затронуты.
На фиг. 9 представлен вариант воплощения системы разрыва, имеющей хранилище жидкости разрыва и оборудование питания, как показано на фиг. 1 с оборудованием для дренажа, продувки и изоляции природного газа. Оборудование для дренажа, продувки и изоляции включает ряд клапанов V12-V16, соединенных по текучей среде с трубопроводами 23, 24, 42, 50 для подачи природного газа и базовой жидкости в системе, источник инертного продувочного газа 45 для очистки компонентов системы (и дополнительно криогенного охлаждения таких компонентов), ряд подающих трубопроводов 46, 47 инертного газа для подачи инертный газ в природный газ и базовой жидкости через трубопроводы подачи 23, 24, 42, 50 и дренажные трубопроводы 48, 49, 51 для продувки газов из подающих трубопроводов 23, 24, 42, 50. Может также быть обеспечен контроллер 58 (см. фиг. 11) для управления операциями дренажа, продувки и изоляции.
Продувка выполняется до ввода природного газа в систему из клапана (V4) и через оборудование и трубопроводы к клапану (V7) устьевого отверстия скважины, то есть подающий трубопровод (23), насос природного газа (17), трубопровод (24), смеситель (18) и трубопровод (25). В настоящей системе удаление газа, сопровождаемое продувкой, выполняется на всех содержащих природный газ трубопроводах и оборудовании после операции разрыва пласта и до демонтажа оборудования для транспортировки. Дренаж и продувка могут потенциально охватывать всю систему от клапана (V5) и далее по линии до клапана (V3), (в котором дренаж осуществляется через клапан (V16) и трубопровод (51) к факелу (20) для устранения избыточного обратного давления, и от источника дренажного клапана природного газа (V4) через оборудование и трубопроводы к клапану (V7) устьевого отверстия скважины.
Вместо дренажа, инертная продувочная среда и содержимое продувки могут быть направлены в скважину. В альтернативном варианте воплощения для продувки оборудования системы может использоваться азот или любой подходящий инертный газ, который затем может быть направлении в скважину для разрыва пласта, либо один, либо с природным газом.
Дополнительно, и в случае незапланированного дренажа природного газа из-за отказа узла, поврежденный узел может быть внутренне изолирован и природный газ, остающийся в изолированных компонентах системы, извлекается продувкой. Для продувки и дренажа природного газа из части системы низкого давления, источник (45) продувочной инертной среды соединен через подающий трубопровод (46) инертного газа и клапан (V12) источника инертного газа с трубопроводом подачи природного газа (23) после дренажного клапана (V4) природного газа и перед насосом высокого давления (17). Это расположение позволяет подать инертную среду в секцию низкого давления подающего трубопровода природного газа 23. Дополнительно, дренажной трубопровод (48) вместе с дренажным трубопроводом (49) присоединен к подающему трубопроводу (23) природного газа через дренажной клапан (V14), который расположенным на выходе клапана (V4) источника дренажного природного газа и на входе насоса высокого давления (17); этот дренажной трубопровод (48) соединен с дренажным трубопроводом (49), который, в свою очередь, соединен с трубопроводом (20а) факела (20). Это устройство позволяет направить инертную среду и природный газ из подающего трубопровода природного газа (23) на факел (20).
Для продувки и дренажа части природного газа высокого давления из системы, источник (45) продувочного инертного газа соединен с секцией высокого давления подающего трубопровода природного газа (24) (который расположен на выходе насоса природного газа высокого давления (17)) через трубопровод (47) подачи инертного газа и клапан источника инертного газа (V15). Кроме того, дренажной трубопровод (49) с трубопроводом (20а) факельной линии соединен с трубопроводом подачи (24) природного газа на выходе насоса природного газа высокого давления (17) через дренажной клапан (V13). Это устройство позволяет с помощью инертного газа продуть трубопроводом подачи (24) природного газа и газов, подаваемых из этого трубопровода (24) на факел (20).
Для продувки и дренажа части жидкости разрыва высокого давления системы и скважины, трубопровод (20а) факельной линии через клапан (V8) соединен с трубопроводом (25) подачи жидкости разрыва на входе клапана (V7), и смесителем (18) на выходе подающего трубопровода (42) базовой жидкий и разделительных клапанов (V5) и (V6). Это устройство позволяет продуть трубопровод (25) с помощью газовой среды от источника (45) через трубопровод (47), открытый клапан (V15), смеситель (18) и трубо- 12 030629
провод (25); при этом клапаны (V13), (V5), (V7) закрыты. Кроме того, это устройство позволяет удалить газ из трубопровода подачи (25) жидкости разрыва с подачей газа на факел 20 через клапан V8 и трубопровод 20а факельной линии.
Кроме того, трубопровод (50) подачи базовой жидкости соединен с факелом (20) через дренажной клапан (V16) и дренажной трубопровод (51); это устройство позволяет направить газы, извлекаемые из базовой жидкости на факел 20, например, в случае возникновения внутренней утечки, и природный газ входит в основное хранилище жидкости и часть подачи системы.
Дренажное, продувочное и отделяющее оборудование обеспечивает отделение, дренаж газа и продувку системы, чтобы сделать ее безопасной при любых приемлемых условиях. Например, если возникнет утечка в смесителе (18) жидкости разрыва, изолирующие клапаны (V5), (V6) и (V7) могут быть немедленно закрыты, чтобы отделить утечку от других частей системы. Питательные клапаны (V3) и (V4) закрываются и клапан (V8) открывается, чтобы направить все газы в изолированную неисправную часть системы и к факелу (20), контролируя и устраняя выход потока природного газа из мешалки суспензии (18). Как другой пример, клапан (V14) может быть открыт, чтобы продуть содержимое трубопроводов и оборудования между клапанами (V4) и насос (17) природного газа высокого давления через дренажные трубопроводы (48), (49) и трубопровод факельной линии (20а). Точно так же, клапан (13) может быть открыт, чтобы продуть содержимое участка между трубопроводом и оборудованием между насосом (17) природного газа высокого давления и клапаном (V6) через дренажные трубопроводы (49) и трубопровод (20а) факельной линии.
После достаточного дренажа продувка может быть инициирована через впускные клапаны (V12) и (V15) и среда для продувки направляется из источника инертного газа (45) через трубопроводы (46) и (47) подачи инертного газа. Поток продувочного газа может быть направлен различными путями в трубопроводы природного газа и жидкости разрыва (23), (24), (25) и выпускные трубопроводы (48) и (49) и к трубопроводу факельной линии (20а), управляя клапанами (V12), (V15), (V13), (V14), (V6), (V5), (V8) и (V16), если необходимо продуть всю систему.
Источник (45) продувочной инертной среды состоит из хранилища для хранения инертной среды, подходящей для продувки с устройством, подходящим для перемещения продувочной среды через систему. В одном варианте воплощения продувочная среда является инертным газом, таким как двуокись углерода или азот, и может храниться либо как криогенная жидкость, либо как сжатый газ. Можно завершить продувку с инертной средой в газообразной фазе, но в некоторых случаях и/или в последующих процессах, таких как охлаждение системы, инертная среда может использоваться в жидкой фазе. В зависимости от выбора инертной среды и ее фазы, движущаяся через систему продувочная среда будет проходить через распределительный клапан, насос или насос с нагревателем, которые в одном варианте воплощения не показаны, но содержатся в источнике (45) продувочного инертного газа, и которые в другом варианте воплощения могут быть существующим оборудованием.
Вышеописанная конфигурация оборудования дренажа, продувки и удаления и способ для дренажа и продувки при использовании такого оборудования относится конкретно к системе гидроразрыва, представленной на фиг. 1. Однако такое оборудование может быть легко приспособлено для других систем гидроразрыва, например, показанных на фиг. 2, 3, 6, 7 и 8. Используя LNG в качестве источника природного газа, как показано в варианте воплощения на фиг. 3, источник (45) продувочного инертного газа может быть источником жидкого азота, и насос (229) природного газа разрыва, охлажденного до криогенных температур, проверяется под давлением, используя азот. В таком варианте воплощения опасности, с которыми сталкиваются при завершении этих стадий, используя LNG, могут быть снижены или устранены. Жидкий азот извлекается из источника (45) через линию (46) к насосу (229) природного газа разрыва. Внутренние криогенные узлы насоса природного газа разрыва (229), заполняются жидким азотом, который испаряется при контакте с теплыми компонентами. Созданный пар удаляется в атмосферу через трубопровод факельной линии (20), пока внутренние части достаточно не охладятся так, что жидкий азот больше не испаряется.
Как показано на фиг. 11, работа системы гидроразрыва, включая оборудование для продувки, дренажа и удаления газа, может управляться дистанционно контроллером (58). Этот контроллер (58) имеет программируемую память для управления работой, по меньшей мере, некоторых компонентов системы. Контроллер (58) может связываться с компонентами в системе прямой проводной связью или беспроводным соединением. Например, смеситель жидкостей разрыва (814), насос природного газа высокого давления (817) и насос суспензии высокого давления (816) могут управляться дистанционно. Клапаны (V1)-(V16) также могут управляться дистанционно. Дистанционное управление обеспечивает доступное и надежное управление операции из центра управления плюс позволяет управлять системой в процессе ее нормального функционирования и, в частности, в чрезвычайной ситуации, не подвергая персонал опасности. Управление узлами осуществляется оператором или системой через пользовательский интерфейс (59) или с помощью программного обеспечения, содержащего алгоритмы, хранящиеся в памяти контроллера и разработанные для управления узлами, чтобы выполнить задачу наиболее эффективным образом. Контроллером может быть любая подходящая система управления процессом и может включать управляющие входы от пультов управления оператора или компьютера. Подобная способность
- 13 030629
управления применима к другим описанным конфигурациям и другим компонентам.
Например, контроллер (58) управляет операцией питательного клапана (V4) и насосом природного газа высокого давления (817), регулируя, таким образом, подачу сжатого природного газа из его источника (815) к смесителе для создания суспензии потока природного газа (18). Одновременно контроллер (58) управляет работой распределительного клапана (V1) жидкости разрыва, чтобы отрегулировать, поток из бака (813) жидкости разрыва, клапаном (V2) подачи расклинивающего агента, чтобы отрегулировать поток из источника расклинивающего агента (812), химический источник (822) и смеситель жидкостей разрыва (814) для подачи должным образом созданного раствора суспензии к насосу высокого давления (816). Другие функции управления также выполняются контроллером (58), соединенным с насосом высокого давления (816) для перекачки суспензии.
Контроллер (58) также соединен с клапанами (V3), (V5), (V6), (V7), (V8), (V10), (V11), (V12), (V13), (V14), (V15) и (V16) и с источником (845) инертной среды для продувки, чтобы управлять операциями дренажа, продувки изоляции и контролировать состояние системных компонентов. Для этой цели память автоматического регулятора может сохранить команды на выполнение протоколов дренажа, продувки и изоляции как описано выше.
На фиг. 16 представлена другая схема, иллюстрирующая дополнительный вариант воплощения системы гидроразрыва пласта, имеющая оборудование для дренажа продувки и изоляции. Система гидроразрыва смесью природного газа включает, по меньшей мере, бак-хранилище LNG (L1, L2), LNG/LN2 прицеп со смонтированной на нем системой трубопроводов (2), сборку насоса LNG/LN2 (3), жидкостную систему гидроразрыва (4), смеситель потока суспензии природного газа (5), соединенный со скважиной (6), и систему газового факела (SF1). Может быть дополнительно добавлен факел устьевого отверстия скважины (SF2), чтобы удалять газы из скважины (6). Хотя в этом варианте воплощения используется сжиженный азот (LN2) в качестве продувочной и охлаждающей жидкости, другие варианты воплощения по необходимости могут включать другие инертные или криогенные газы.
Вышеупомянутые компоненты соединены множеством трубопроводов (G1-G8, N1-N5), факельных линий (F2-F4) и клапанов (V1-V50), которые обеспечивается управляемый поток LNG и LN2 по всей системе, чтобы грамотно и эффективно изолировать, продувать, дренировать, охлаждать, герметизировать и/или проверять систему до, во время или после процесса разрыва пласта. Центробежные насосы (P1, P2, P3) обеспечивают поток LNG и/или LN2 в системе, как это требуется для данной операции.
Каждый бак-хранилище LNG (L1, L2) включает бак-хранилище LNG (T1, Т2), клапаны с ручным приводом (V3, V4) и клапаны (V13, V14), обеспечивающие поток LNG через трубопроводы (G7, G8) на входную гребенку (9) прицепа с трубопроводами LNG/LN2 (2). Клапаны (V18, VI9) разрешают закачку LN2 или любого другого подходящего криогенного инертного газа из трубопровода (N2) для продувки каждого бака-хранилища (L1, L2) и соединенных с ним трубопроводов природного газа (G7, G8). Установки баков-хранилища LNG (L1, L2) также может иметь впускные клапаны, соединенные с факельной линий (F2), чтобы захватить любой входящий поток остаточного LNG для поддержания давления в баках LNG (T1, T2), и предотвращения излишнего выброса огнеопасного LNG в атмосферу.
Прицеп с трубопроводами LNG/LN2 (2) управляет и координирует поток LNG и LN2 по всей системе гидроразрыва смесью природного газа и включает источник (Т4) сжиженного азота, входной трубопровод (9) и напорный коллектор (10). Входная гребенка (9) имеет множество клапанов (V24-V28). Каждый вход клапанов (V24-V28) входного коллектора соединен с трубопроводом (G7-G8) для приема отдельного потока LNG или LN2 от каждого бака-хранилища (L1, L2). (Другие баки для соединения с клапанами V26-V28 не показаны). Выходы клапанов (V24-V28) входного коллектора соединены с трубопроводом G1, чтобы обеспечить напорный коллектор (10) потоком LNG или LN2. Трубопровод G1 также соединен с факельной линий (F2) через клапан (V51) для продувки любого остаточного газа к факельной системе (SF1). Напорный коллектор (10) имеет множество клапанов (V38-V40). Входы клапанов (V37V40) напорного коллектора соединены с трубопроводом (G2) для приема LNG из трубопровода (G1) или LN2 из трубопровода (N6). Каждый выход клапанов (V37-V40) напорного коллектора соединен с отдельной сборкой насоса LNG/LN2 (3) (другие сборки насоса, соединенные с V38-V40, не показаны).
Сборка насоса LNG/LN2 (3) обеспечивает сжатый и нагретый поток LNG или LN2 к смесителю потока суспензии природного газа (5). Сборка насоса LNG/LN2 (3) включает триплекс-насос (P3), который питает насос (Р4) LNG или LN2. Триплекс-насос (Р4) затем сжимает LNG или LN2 из трубопровода (G6) и/или LN2 из трубопровода (N4) до целевого давления. Теплообменники (ЕХ5, ЕХ6) служат для нагрева выхода триплекс-насоса (Р4) до целевой температуре до того, как поток достигнет смесителя потока суспензии природного газа (5).
Подробное обсуждение каждой стадии дренажа, продувки, охлаждения, рабочего тестирования, опытной эксплуатации и операций замены с вышеупомянутой конфигурацией приведено ниже.
Изоляция. В случае незапланированной утечки природного газа или отказа компонента, система настраивается на изоляцию, дренаж и продувку поврежденного участка. Клапаны (V13, V14) бакахранилища LNG закрываются, чтобы предотвратить дальнейший поток LNG в систему. Затем любой трубопровод (G1-G8, N1-N5) или компонент может быть изолирован, закрывая смежные клапаны данного трубопровода. Например, потенциальная утечка в трубопроводах (G7, G8) может быть изолирована
- 14 030629
запорными клапанами (V13, V14) и клапанами (V24-V28). Сборка насоса (3) может быть изолирована запорными клапанами (V42, V43, V44), и выходной трубопровод (G3) изолируется дополнительными запорными клапанами (V45, V47). Эта конфигурация предусматривает точную систематическую изоляцию любого трубопровода или компонента в система по требованию. В критических ситуациях может быть осуществлена полная изоляция всех трубопроводов и компонентов, закрывая все клапаны в системе. Таким образом, клапаны, трубопроводы и компоненты взаимодействуют, чтобы обеспечить безопасную систему с низким объемом выхода, которая может изолировать, дренировать и продуть любой поврежденный участок.
Дренаж. Дренаж предпочтительно выполняется после изоляции, чтобы безопасно направить любые остаточные газы к факельной системе (SF1). Работа клапана может систематически координироваться, чтобы продуть определенную изолированную область через одну из линий (F2, F3, F4), отводящих газ для сжигания в факеле (SF1). По существу путь потока создается открытием и закрытием определенных клапанов, чтобы направить газы, содержащиеся в определенной изолированной области, к одной из линий (F2, F3, F4), отводящих газ в факел. Например, остаточный газ в трубопроводе (G1) может быть продут через линию F2, отводящую газ в факел через запорные клапаны (V24-V28) и (V34), и впускной клапан (V51). Трубопровод (G2) может быть продут через линию (F3), отводящую газ в факел запорными клапанами (V34, V37-V40, V49), и впускной клапан (V41). Трубопроводы (G3, G4) могут быть продуты через запорные клапаны (V44, V47) и впускной клапан (V45). Следовательно, эта конфигурация учитывает безопасный, эффективный, и экономически выгодный дренаж остаточных газов в любой трубопровод или системный компонент.
В некоторых вариантах воплощения дренаж может быть облегчен работой теплообменников (ЕХ5, ЕХ6) для расширения и выпаривания любых остаточных жидкостей и их подачи через трубопроводы (G6 и F4) к факельной системе (SF1).
Продувка. Продувка может быть выполнена после изоляции и дренажа, чтобы удалить любой оставшийся кислород или примеси из системы. Хотя в этом варианте воплощения в качестве продувочной среды используется сжиженный азот (LN2), другие варианты воплощения могут включать любой подходящий инертный газ, такой как гелий, неон, аргон, криптон и двуокись углерода или их смеси. Продувка конкретных трубопроводов или компонентов может быть достигнута, направляя поток LN2 источника сжиженного азота (Т4) через целевой трубопровод или компонент, и затем к одной из линий (F2, F3, F4), отводящих газ в факельную систему (SF1). Например, выходные патрубки бака-хранилища LNG (L1, L2) продуваются потоком LN2 через трубопроводы (N1, N2 и N3) и клапан (V23), где центробежный насос (P1) помогает создать необходимый поток. Остаточные газы на выходах бака-хранилища LNG или в трубопроводах (G7, G8) также могут быть удалены продувкой, через соответствующие открытые входные гребенки (V24, V25) и клапан факела (V51). Из N3 поток азота направляется через трубопроводы (G7, G8) во входную гребенку (9) через клапаны (V24, V25) и дополнительно продуваются через клапан (V51) к дренажу трубопроводу (F2) или продолжает течь через трубопровод (G1), клапан (V34), трубопровод (G2) и клапан (V41), затем удаляется через дренажный трубопровод (F3).
Трубопровод (G2) продувается потоком LN2 из трубопровода (N6) или через трубопровод (G1) клапан (V34) и центробежный насос (Р2), и направляется через клапан (V41) на факельную линию (F3). Таким образом, поток LN2 или другого инертного газа можно подать в определенную целевую область или компонент и затем безопасно продуть к факелу (SF1) системы. Альтернативно, также может быть выполнена одновременная продувка всей системы выполняется открытием соответствующих клапанов.
Охлаждении. Охлаждение выполняется, чтобы понизить температуру системы до рабочей температуры при подготовке к операциям с криогенным LNG. Как описано выше, используемый LNG имеет рабочую температуру примерно -162°C. Использование LN2 или другого инертного криогенного газа для охлаждения систем позволяет отказаться от использования огнеопасного LNG, который мог бы создать ненужные проблемы безопасности. LN2 обеспечивается источником (Т4) сжиженного азота через клапан (V32) и трубопровод (N1). Центробежные насосы (P1, P2, P3) могут быть дополнительно введены в действие, чтобы помочь в движении LN2 по всей системе. Выпускные клапаны баков-хранилищ LNG (V13, V14) закрываются, чтобы предотвратить любую утечку LNG.
Как и описано выше в отношении продувки, система может иметь определенные целевые трубопроводы или компоненты для охлаждения, направляя поток LN2 от источника (Т4) сжиженного азота к целевому трубопроводу или компоненту через соответствующие клапаны.
Альтернативно, вся система может быть охлаждена одновременно через соответствующие управляющие клапаны. Охлаждение и продувка могут происходить одновременно на той же стадии процесса с любой остающейся жидкостью дополнительной продувкой к одной из линий, отводящих газ в факел (F2, F3, F4) факельной системы (SF1). Например, сборка насоса LNG/LN2 (3) охлаждается открытием впускного клапана (V43) для приема потока LN2 из трубопровода (G6) через нагнетательный насос (P3) и триплекс-насос (Р4). Кроме того, в системе предусмотрены контуры циркуляции LN2 для достижения или поддержания охлаждения. После охлаждения системы поддерживается циркуляция LN2, чтобы предотвратить нагревание и возможное испарение. Окружающая система нагревателя и клапанов с правой стороны от клапана (V32) на баке LN2 (Т4) используется для поддержания давления в баке LN2 Т4. Исполь- 15 030629
зуя вышеупомянутый пример с закрытым клапаном (V44), создается циркуляционный контур с входящим потоком LN2, который проходит назад в источник сжиженного азота (Т4) через трубопроводы (N4, N5) и клапаны (V42, V30, V31). Эта цепь охлаждает контур циркуляции LN2 от бака через трубопровод (N3) и всю криогенную систему к насосам, затем назад к баку. Таким образом, циркуляция LN2 может продолжаться до тех пор, пока трубопровод, сборки, и компоненты не будут заполнены азотом и охлаждены до температуры, приемлемой для работы с LNG. В одном варианте воплощения LN2 поддерживается в система, и опытная эксплуатация поддерживается в течение короткого периода в начале обработки гидроразрывом, затем LNG используется вместе с азотом, нагнетаемым в скважину как небольшая часть разрыва пласта.
Испытание под давлением. Испытание под давлением выполняется, чтобы определить любые потенциальные утечки или отказы в система до работы с применением LNG. Испытание под давлением может быть выполнено для определенного трубопровода или компонента, или для всей системы, если желательно. Целевая область заполняется LN2, затем изолируется и проверяется на любые перепады давления, которые могут указать на утечку. Альтернативно, вся система может быть испытана под давлением, закрывая клапана (V45, V47) и рабочие насосы (P1, P2, P3) с нагнетанием давления, и подачей LN2 в триплекс-насос (Р4). После завершения испытания может быть выполнена соответствующая процедура дренажа, чтобы снизить давление LN2 и начать следующую операцию. За испытанием под давлением обычно следует охлаждение, поскольку система должна быть охлаждена либо до -186°C для LN2, либо до -162°C для LNG.
Замена. После завершения обработки разрыва пласта LNG в системе может быть заменен на LN2 для продувки системы и удаления любого LNG или природного газа. LN2 может также быть закачан в ствол скважины, чтобы вытеснить любой огнеопасный природный газ и создать безопасные условия работы. Альтернативно, LN2 может использоваться во время обработки разрывом для продувки частей системы, и затем может быть закачан в ствол скважины, чтобы способствовать операции разрыва вместе с природным газом в стволе скважины.
Замена LN2 может следовать за процедурой, описанной выше для продувки LN2. Альтернативно, системная замена может быть выполнена первоначальным закрытием клапанов (V13, V14) бакахранилища LNG, чтобы предотвратить любую дополнительную утечку LNG, и подачу LN2 в систему через трубопроводы (G7, G8), входной трубопровод (9), напорный коллектор (10), сборку насоса LNG/LN2 (3), затем подачу потока в смеситель суспензии природного газа (5) и, наконец, к скважине (6). Остаточный природный газ от процесса разрыва пласта может быть извлечен или дополнительно продут через факельные линии (F2, F3, F4) во время или после замены. Таким образом, вся система продувается от природного газа из баков-хранилищ LNG (T1), (T2) к устьевому отверстию скважины (6). Клапан ствола скважины (V50) может быть закрыт, чтобы изолировать систему от ствола скважины (6) и другое оборудование при подготовке к следующей обработке разрыва или к демонтажу для переезда в другое местоположение для обработки других стволов скважины. В это время могут быть предприняты такие действия, как вторичное наполнение баков LNG, осмотр и обслуживание оборудования или приготовления в стволе скважины.
Способ работы
Фиг. 15 - технологическая схема способа формования смеси жидкостей разрыва, которая содержит природный газ как газовую фазу в достаточном количестве, чтобы по желанию изменить характеристики операции разрыва.
На стадии (80) достаточное количество природного газа сделано доступным, чтобы завершить операцию разрыва пласта. Операция разрыва пласта может быть связана с потреблением значительного количества жидкости разрыва общим объемом более 500 м3 с нетрадиционными объемами потребления жидкости разрыва пласта порядка 4000 м3. Применение любого приемлемого количества природного газа для операции разрыва может быть в диапазоне от 50000 до 300000 см3 газа в течение периода закачки 4-6 ч. Чтобы отвечать требованиям расхода, природный газ хранится в ожидании закачки для большинства применений. Хранилище природного газа может быть завершено либо путем его хранения сжатом виде в баллонах, либо хранением сжиженного газа в криогенных емкостях. Эффективное хранилище природного газа в сжатом виде достигается при максимальном возможном давлении, которое обычно меньше 30 МПа в объеме примерно 10.000 см3 в каждом узле. Эффективное хранилище этих количеств даже при максимальных давлениях потребовало бы нескольких герметичных емкостей с многочисленными соединениями между баками и насосным оборудованием при повышенных давлениях хранения. Альтернативно, сжиженный газ (LNG) может храниться в локальных баках LNG, которые позволяют эффективно хранить значительные объемы под атмосферным давлением. Как криогенная жидкость, одна единица объема LNG содержит примерно шестьсот объемов газа в атмосферных условиях. В одной емкости-хранилище LNG, содержащем 60 м3 LNG, хранится эквивалент 36000 см3. Большой объем работы потребовал бы примерно 10 баков-хранилищ LNG по сравнению с более чем 30 емкостями сжатого природного газа. Использование LNG устраняет проблемы, связанные с хранением газовой фазы; для подачи природного газа потребуется множество емкостей высокого давления и трубопроводов в очень сложной и потенциально опасной системе.
- 16 030629
Стадия (81) фиг. 15 относится к обработке достаточного количества природного газа до давления разрыва пласта. Давления разрыва часто находятся в диапазоне от 35 до 70 МПа при расходе природного газа от 400 до 1200 см3/мин. Дополнительное сжатие сжатого природного газа до давления разрыва требует применения компрессоров газовой фазы. Альтернативно, сжимая природный газ до сверхвысоких давлений, с которыми сталкиваются при гидравлическом разрыве пласта, жидкая форма газа типа LNG является исключительно эффективной. В жидкости объемные параметры очень снижены и несжимаемы по сравнению с газообразным природным газом, нагревание при сжатии отсутствует, и размер и количество оборудования значительно сокращаются. Криогенный жидкий природный газ непосредственно сжимается до давления разрыва пласта с помощью одного насоса, и затем просто нагревается до температуры применения. Для верхнего предела давления газа разрыва LNG прокачиваться с расходом примерно 2 м3/мин жидкости, приводя к расходу газа свыше 1500000 см3/день через 8 узлов с расходом до 160 см3/мин каждый. Эта небольшая и более простая конфигурация оборудования значительно снижает сложность операции и удаляет многие из затрат и опасностей, которые имели бы место при методиках сжатого газа.
На стадии (82) поток природного газа объединяется с потоком базовой жидкости. Как описано выше, для объединения этих двух потоков в линии высокого давления до подачи в скважину или в устьевое отверстие скважины может использоваться смеситель (18); этот подход обеспечивает легкое манипулирование отдельными потоками без перерыва типичных операций по разрыву пласта, заканчивая задачу без модификации скважины и является простым и эффективным способом смешивания природного газа и потоков жидкости-суспензии. Это приводит к простому, эффективному и надежному способу смешивания этих компонентов.
Альтернативно, поток базовой жидкости может быть объединен с потоком природного газа в процессе с низким давлением или в стволе скважины при давлении разрыва. Природный газ вводится вниз в ствол скважины по одному трубопроводу и жидкий раствор вниз по другому, и эти два потока объединяются в некоторый момент в стволе скважины. В этих случаях обеспечивается некоторый тип специализированного устьевого отверстия скважины или конфигурации ствола скважины в виде дополнительного трубчатого и общего пространства, где эти два потока могут встретиться.
В одном варианте воплощения стадия 80 включает подачу сжиженного газа, хранящегося в криогенных емкостях, стадия 81 включает использование криогенного насоса, чтобы поднять давление сжиженного газа до давления разрыва пласта при подходящем расходе и использование теплообменника для нагревания жидкого природного газа до температуры применения; и стадия 82 включает объединение природного газа с базовой жидкостью в смесителе (18), чтобы получить конечную жидкость разрыва до ее прохождения к устьевому отверстию скважины.
Примеры
Следующие примеры предназначены только для иллюстрации реализации способа и не ограничивают объем изобретения.
Пример 1
Фиг. 12 - схема варианта воплощения, показывающая конфигурацию, где компоненты системы разрыва пласта природным газом смонтированы на ряде мобильных прицепов. Мобильные прицепы транспортируют оборудование для создания и сжатия суспензии разрыва, основанной на базовой жидкости; смеситель (14) жидкостей разрыва, химический источник (22), насос высокого давления (16) плюс транспортное оборудование для хранения, поддержания давления и нагревания сжиженного газа; бакхранилище LNG (215) и насосы (229) LNG разрыва и вспомогательное оборудование; источник (45) продувочного инертного газа и контроллер (58).
Конфигурация и устройство любого узла могут быть изменены или по желанию оборудование может быть установлено временно или постоянно. Этот вариант воплощения иллюстрирует множество баков-хранилищ LNG (215), соединенных с множеством насосов (229) LNG разрыва. Предварительное испытание под давлением насоса системы накачки жидкости и расклинивающего агента, компоненты (14), (16), (22) и трубопроводы (26), (50), (42), (25) заполняются жидкостью разрыва (13) или другой подходящей жидкостью, как желательно. Подача жидкости (13), добавление расклинивающего агента (12), добавление химических веществ (22), смешивание расклинивающего агента (14) и сжатие жидкой суспензии (16) завершается в компонентах оборудования, как показано на чертеже, и передачей жидкой суспензии на линию обработки (42). Баки-хранилища LNG соединены с трубопроводом (62) для продувки к факелу (20) через факельную линию (20а) до начала обработки, когда клапан (V18) закрыт. Трубопровод (46) соединяет источник инертного газа (45) с входным трубопроводом (23) для подачи жидкого азота к насосам LNG для криогенного охлаждения, продувки предварительной обработки и тестирования под давлением системы трубопроводов подачи LNG (23), насосного оборудования, нагревательной аппаратуры (229) и линии трубопровода природного газа (24). Источник инертного газа (45) также соединен с трубопроводом (24) природного газа, чтобы обеспечить продувку или очистку газообразным азотом системы высокого давления, если это требуется.
Продутый или дренированный природный газ может быть направлен в разделитель (60) и к факелу (20) либо через выпускной трубопровод (49) с клапаном (V13), либо через трубопровод (20а) с клапаном
- 17 030629
(V8). Точно так же, трубопровод низкого давления (23) может быть продут газообразным азотом или газ может быть удален через трубопровод (46) и подан через выпускной трубопровод (48) к разделителю (60) и далее к факелу (20) через клапан (V14). Охлаждение и продувка завершаются направлением с жидкого азота через трубопроводы (46) и (23) на вход насосов (229) LNG разрыва. В свою очередь каждый из насосов (229) LNG разрыва загружают жидким азотом до его охлаждения до температуры приема LNG без испарения. Испаренный азот дренируется из насосов (229) LNG через трубопровод природного газа (24), клапан (V6), трубопровод факельной линии (20а) к факелу (20). После охлаждения каждого насоса LNG, клапан факела (V8) закрывается, и азот, прокачанный и нагретый установками LNG, обеспечивает испытание системы с азотом под высоким давлением. Система подачи базовой жидкости изолирована в течение этого процесса закрытым клапаном (V5). После завершения испытания под давлением системы накачки природного газа открывается клапан (V8), давление сбрасывается, источник азота отключается клапаном (V12) и питательные клапаны LNG (V4) открываются, чтобы пропустить поток LNG в систему. Насосы (229) LNG разрыва вводятся в действие, чтобы вытеснить азот из системы с LNG в процессе подготовки к началу операции по гидроразрыву пласта. Выход от насосов LNG жидкости разрыва направляется через трубопровод (24) обрабатывающей линии на факельную линию (20а) до тех пор, пока природный газ не будет виден как факел. Затем клапан (V8) закрывается, клапаны (V5), (V6) и (V7) открываются, и начинается обработка по разрыву пласта. LNG извлекается из баков (215) через трубопровод (23) в насосы (229) LNG разрыва для сжатия и нагревания с выгрузкой через трубопровод (24) обрабатывающей линии природного газа. Поток суспензии базовой жидкости из трубопровода (42) в смеси с газообразным потоком природного газа из трубопровода (24) подается в смеситель (18) жидкости разрыва и направляется на скважину (19) по трубопроводу (25) обрабатывающей линии.
Пример 2.
Используя устройство, например, устройство фиг. 3, 9 и 11, предлагаем пример применения системы, чтобы иллюстрировать способ. Цель состоит в стимулировании газового месторождения на глубине 2500 м загрузкой 100 тонн расклинивающего агента, используя 75% тонкой взвеси реагента на водной основе для снижения поверхностного натяжения для разрыва пласта с природным газом. Скважина имеет перфорационный канал на глубине 2500 м с креплением скважины 114,3 мм без системы трубопроводов при статической температуре в забое 90°C. В этом примере источник природного газа выбран как сжиженный газ (LNG) и соответствующее устройство с применением конфигурация фиг. 3.
Таблица 1. Гидроразрыв с использованием природного газа 100 тонн суспензии природного газа с водой
| Жидкость; вода 75% | качества, смешанная с |
| природным газом Расклинивающий | 10 тонн 50/140 просеянного |
| агент: | песка |
| Расход при | 90 тонн.10/50 просеянного песка 5, 0 м3/мин |
| обработке: Глубина верхнего | Вычисление нагнетания 2,510,5 м. |
| перфорационного отверстия: Градиент давления | 18,0 кПа/м |
| гидроразрыва: Забойное давление | 45,189 кРа |
| гидроразрыва Поверхностное | 56,267 кПа |
| давление нагнетания (I) Забойная | 9оС |
| температура Плотность воды | 1 000 кг/мл |
| Расход смесителя | 1,3 м3/мин |
| Необходимая | 1,172 кВт |
| мощность насоса Удельная масса | 212,3 кг/м3 |
| природного газа (21 |
- 18 030629
1170 см3/мин
7 узлов 160 см3/мин каждый
Объемный 312,0 m3/см3
коэффициент природного газа {%}
Расход природного
газа
Требуемые насосы LNG для гироразрыва
(1) Вычисление сжатого столба пены с базовой жидкостью с реагентом снижения поверхностного
натяжения
(2) При забойном ----------------------------давлении --------------™_-----------гидроразрыва _--------------------Объем ствола скважины до верхнего перфорационного отверстия
Длина
Внутренний диаметр Производительность
Объем
Система труб 0,0 мм
0.0 м 0,00000 м3/мин
0,0 м3
| Крепление скважины | 95,0 мм |
| 2510,5 м | 0,007088 м3/мин |
| 17,8 м3 | |
| Всего | |
| 2510,5 м. | 17 8 m3 |
| Под продувку | 0,5 m3 |
| Объем продувки | 17.3 m3 |
Оборудование доставлено к месту расположения скважины и размещено. Для данной обработки конкретное оборудование включает один из насосов высокого давления (16) мощностью 1127 кВт, семь насосов (229) LNG разрыва производительностью 1170 см3/мин, две емкости для жидкости (13) емкостью 60 м3 и три бака LNG (215). Источник продувки инертным газом заполнен жидким азотом. Имеется химический источник (22), содержащий две добавки. Осуществляется проверка безопасности перед проведением операции разрыва с детализацией опасности участка, местоположение аппаратуры, обеспечивающей безопасность работы, безопасные места и план эвакуации. Оборудование вводится в действие в порядке, конфигурация которого определена на фиг. 9 и 11, включая адаптацию исходных операций по гидроразрыву пласта с использованием LNG, представленную на фиг. 3. Емкости для жидкости (13) загружены 119 м3 воды, и баки-хранилища LNG (215) содержат 168 м3 LNG. Емкость для расклинивающего агента (12) загружена 10 тоннами просеянного песка размером ячейки сита 50/140 и 90 тоннами просеянного песка размером ячейки сита 30/50. Химический источник (22) загружен 107 л понизителя трения и 308 л пенистого поверхностно-активного вещества.
Затем выполняется испытание системы под давлением, близком к ожидаемому давлению нагнетания порядка 57.000 кПа, и испытание компонентов высокого давления завершается при давлении 69 000 кПа. Управление клапаном и работа устройств завершается под управлением контроллера (58). Тест под давлением жидкой части системы от выпускного клапана (V1) бака с жидкостью разрыва пласта до клапана управления обработки устьевого отверстия скважины (V7) заканчивается с водой из баков (13). Чтобы создать давление испытания на герметичность клапаны испытания (V1), (V3), (V6), (V7), (V8), (V10) и (V16) закрываются. Затем открывается клапан (V1), чтобы подать воду к смесителю (14) жидкостей разрыва. Смеситель жидкостей разрыва работает под давлением, обычно меньше 700 кПа и не должен иметь утечек жидкости. Клапан (V3) затем открывается для подачи питательной воды к насосу (16) для подачи суспензии высокого давления. Выпускное открытие (не показано) на обрабатывающей линии (42), перед клапаном (V5) открывается, чтобы обеспечить поток через насос высокого давления. Насос высокого давления (16) медленно вращается, чтобы захватить подачу воды и когда весь поток воды проходит через выпускное отверстие, насос полностью заполнен жидкостью, и отверстие закрывается. Весь персонал покидает участок, и к насосу высокого давления (16) подводится дополнительная мощность для
- 19 030629
увеличения давления в самом насосе плюс в трубопроводах (42) и (25) обрабатывающей линии, клапанах (V5), (V6), (V7) и (V18) и смесителе (18) для суспензии природного газа до необходимого испытательного давления 69000 кПа. По достижению испытательного давления, насос высокого давления (16) для подачи суспензии останавливается, и испытанные компоненты проверяются на соответствие нормам. Затем давление жидкостной линии сбрасывается, и тест по жидкостной системы завершен.
Затем начинается подготовка и тестирование системы природного газа. Испытание под давлением заканчивается на всех компонентах от клапана (V42) до клапана (V6), включая трубопровод (32) линии подачи пара к источнику LNG (215), и для опрессовки, продувки и охлаждения системы подачи природного газа будет использован азот. Чтобы инициировать испытание под давлением, клапаны (V4), (V6), (V11), (V12), (V13), (V14) и (V15) закрываются. Затем клапан (V12) открывается, и вводится в действие источник инертного продувочного газа, чтобы закачать и выпарить азот в системе под давлением 2 МПа и завершить испытание под низким давлением. Затем работа источника инертного газа прекращается, и трубопровод (23), клапаны (V4), (V6), (V12), (V13), (V14) и (V15) проверяются на утечки. После подтверждения отсутствия утечек, давление передается от системы к факелу (V20) через трубопровод выпускной линии (48) и открытый клапан (V14). После этого закрывается клапан (V14) и источник LNG (15) вводится в действие, чтобы подать жидкий азот к насосу (229) LNG разрыва через трубопровод (46) и трубопровод (23). Насос (229) LNG разрыва, вводится в действие, и внутренние криогенные компоненты заполняются жидким азотом, который испаряется при контакте с теплыми частями. Созданный азотный пар отводится в атмосферу через трубопровод факельной линии (20) до тех пор, пока внутренние части не будут достаточно охлаждены так, что жидкий азот больше не испаряется. Работа насоса (229) LNG разрыва затем прекращается и трубопровод (23), клапаны (V42), (V14) и (V12) проверяются на утечки. Затем насос (229) LNG вводится в действие, чтобы создать давление и выпарить жидкий азот с паром, направляемым к факелу для удаления воздуха из испытательной системы. Полнота продувки может быть определена, помещая измеритель кислорода в поток продувки или прокачивая требуемый объем с запасом. После завершения продувки насос (229) LNG останавливается и клапан (V6) закрывается. Весь персонал покидает участок, и к насосу (229) LNG разрыва подводится дополнительная мощность, требуемая для испытания самого насоса плюс трубопровода (24) обрабатывающей линии и клапанов (V6), (V13) и (V15) под необходимым испытательным давлением 69000 кПа. При этом испытательном давлении насос (229) LNG разрыва останавливается, и испытанные компоненты проверяются на утечки. В это время трубопровод (32) линии подачи пара проверяется путем открытия клапана (V11), чтобы обеспечить давление азота в трубопроводе. Клапан впуска пара (V22), соединенный с баком (15) LNG остается закрытым для испытания, чтобы избежать действия давления бака LNG с азотом. Клапаном (V11) управляют для испытания под давлением трубопровода (32) только для установки давления в баке (15) источника LNG. Источник (45) продувочного инертного газа отключается от системы запорным клапаном (V12). Затем давление в жидкостной линии до факела сбрасывается, и продувка и испытание под давлением завершаются. Управляющий клапан бака (V42) источника LNG затем открывается и клапан (V6), открывается, чтобы снова пропустить поток по трубопроводу факельной линии (20).
Насос (229) LNG разрыва вводится в действие с подачей LNG, чтобы вытеснить жидкий азот из трубопровода (23) через насос и трубопроводы (24) и (25) к трубопроводу факельной линии (20) с природным газом. Это гарантирует, что подача LNG была установлена в насосе LNG разрыва до начала операций. В это время проверяется система факела (20).
Безопасность предварительной обработки и проведения операций затем проверяется всем персоналом. Рассматриваются все опасные места, включая местоположение аппаратуры, обеспечивающей безопасность работы, участки безопасности и план эвакуации. Обсуждаются детали процедуры обработки, обязанности по обслуживания оборудования, максимумы давления и любая другая работа, определенная для этой скважины или операции по гидроразрыву пласта.
Источник природного газа (215), как правило, под атмосферным давлением предварительно испытывается под давлением 350 кПа, используя насос (229) LNG разрыва через трубопровод паровой линии (232) с открытыми клапанами (V12) и (V22), чтобы гарантировать соответствующее давление подачи во время операции по разрыву пласта. Как только система была проверена на безопасность под давлением и источник (215) LNG находится под давлением, регулируемым контроллером (58), клапан (V8) факела и клапан (V6) линии природного газа закрываются. Клапан (V5) жидкостной линии и клапан (V7) управления скважиной открываются.
Теперь начинаются операции по разрыву пласта согласно примерной программе обработки, представленной в табл. 2. Работа оборудования и управление клапанами завершаются, используя контроллер (58), причем персонал обслуживания процесса не входят в опасную область высокого давления во время обработки. Управляющий клапан (V1) жидкости разрыва открывается, и смеситель жидкостей разрыва (14), работающий вместе с насосом высокого давления (16) для подачи суспензии, начинает подачу жидкости в скважину с расходом 0,5 м3/мин, чтобы начать заполнение скважины. Химические вещества, понизитель трения и пенящееся поверхностно-активное вещество, добавляются к потоку жидкости в необходимых соотношениях под управлением контроллера (58). Свойствами созданной пены природного газа можно управлять многими способами. Изменение качества пены, пропорции природного газа к общему
- 20 030629
объему изменяет плотность и вязкость полученной смеси. Изменение силы или концентрации пенящегося поверхностно-активного вещества изменяет размер газового пузырька и полученную вязкость пены. Изменение вязкости жидкости фазы, добавляя загуститель, изменит полученную вязкость пены. Клапан (V6) открывается, и насос (229) LNG вводится в действие, чтобы начать закачку базовой жидкости и газообразного природного газа в поток. Нагнетание жидкости начинается и устанавливается до включения насоса потока природного газа, чтобы гарантировать, что природный газ случайно не вернется обратно в жидкостную систему. Контроллер (58) контролирует скорость подачи жидкости и скорость добавления природного газа через отдельные расходомеры или счетчики хода поршня и регулирует насос (229) LNG разрыва, чтобы поддерживать правильное соотношение 75% Для качественной пены. С расходом скважины заполнения скважины, определенным в этом примере при полном расходе пены 2,0 м3/мин насос (229) LNG разрыва отрегулирован на расход 468 см3/мин. Это требует расхода LNG из источника хранения (215) порядка 0,78 м3/мин. Заполнение ствола скважины продолжается до закачки 17,8 м3 пены. Ствол скважины от поверхности до перфораций теперь заполнен пеной природного газа. Нагнетание продолжается, и давление в стволе скважины повышается по мере закачки дополнительного объема до тех пор, пока не достигнуто давление разрыва пластов и не начнется растрескивание пласта. Скважина теперь заполнена, начато образование трещин и установлена скорость подачи в подземные трещины. Общий расход затем увеличивается до желательного расхода обработки 5,0 м3/мин и начинается нагнетание пенной подушки. Расход жидкость составляет 1,25 м3/мин и расход природного газа 1170 см3/мин, требуя расхода LNG порядка 1,96 м3/мин и приводя полному расходу 5,0 м3/мин при ожидаемом давлении разрыва подземного пласта 45,189 кПа. Как сжимаемый газ, расход природного газа на поверхности основан на забойном давлении разрыва пласта и полного целевого расхода. Сжатие природного газа до 45,189 кПа при 90°C таково, что 312 см3 природного газа должны создать один квадратный метр пространства. Когда давление разрыва пласта в забое отклоняется от ожидаемого, контроллер (58) регулирует поверхностный расход природного газа, чтобы поддерживать надлежащий расход потока в скважину для качественной 75%-ной пены. Пенная подушка природного газа продолжается до тех пор, пока в ствол скважины не будет прокачен полный объем пены 40 м3, 10 м3 воды с качеством 75%. Подушка служит для расширения подземной трещины в достаточной степени, чтобы в нее можно было ввести расклинивающий агент на следующей стадии обработки.
Таблица 2. Программа обработки при разрыве пласта
Расклинивающие агенты
Агент 1 10 тонн песка плотностью 1 2650 кг/мЗ Объем скважины 17,8 м3
размером 40/150
Агент 2 90 тонн песка плотностью 1 2650 кг/мЗ Под промывкой
размером 30/150
Общее кол-во 100 тонн плотностью 2 2650 кг/мЗ Забойное давление 45189 кПа
Качество пены 75%
Суспен Жидк
зия ость
Забойная температура 90оС Объемный коэффициент природного газа 312 смЗ/мЗ
Раскли
ниваю
Природы ый газ
Забойные
условия
Описание
стадии
Расход
смеси
(мЗ/ми
н)
Конце Раскли Общий
CumulatiNat’l Объем объем ve Gas Rate природы природы Общий (мЗ/мин жидкост (кг/тЗ агент Proppant (sM3/minoro газа ого газа расход сти и (м3) >------' Расход Объе жидкое м Общий нтрация ниваю ти жидкообъем смеси щий
Расход
ПАВ
(кг/мЗ
пены)
Качество
Пены
(-)
| Заполнение | 0,50 | 0,5 | 45 | 468 | 4165 | 4165 | 2.00 | 75.0 | |||||
| скважины | |||||||||||||
| Подушка Песок | 1,25 | 1 25 | 10,0 | 10,0 | 1170 | ‘>360 | 13525 | 5.00 | 0 | 75.0% | |||
| размером 50/14 | 1,25 | 1,22 | 40 | 14.0 | 250 | 1,0 | 1,0 | 1143 | 3744 | 17269 | 5.00 | 63 | 75.0% |
| Увеличение концентрации | 1,25 | 1,19 | 6,0 | 20 0 | 500 | 3,0 | 4,0 | 1117 | 5616 | 22885 | 5,00 | 125 | 75,0% |
| Увеличение концентрации Песок | 1,25 | 1,17 | 8,0 | 28,0 | 750 | 6,0 | 10,0 | 1093 | 7488 | 30373 | 5,00 | (88 | 75,0% |
| размером 30/50 | 1 25 | 1 17 | 8,0 | 36,0 | 750 | 60 | 16,0 | 1093 | 7488 | 37861 | 500 | 188 | 75,0% |
| Увеличение концентрации | 1,25 | 1,14 | 8,0 | 44 0 | 1000 | Я,0 | 24,0 | 1069 | 7488 | 45349 | 5,00 | 250 | 75,0% |
| Увеличение концентрации | 1,25 | 1,12 | 20,0 | 64,0 | 1250 | 25,0 | 49,0 | 1047 | 18720 | 64069 | 5,00 | 313 | 75,0% |
| Увеличение концентрации | 1,25 | 1,10 | 34,0 | 98,0 | 1500 | 51,0 | 100,0 | 1025 | 31Я24 | 95893 | 5,00 | 375 | 75,0% |
| Промывка | 1,25 | 1,25 | 4.3 | 102.3 | 1170 | 4048 | 99941 | 5,00 | 0 | 75 0% |
- 21 030629
Требования к обрабатывающей среде п Заполнитель Расклин. Потери и
Среда скважины Подушка агент Промывка осадки Всего
| Природный газ LNG | см3 м3 | 4,165 70 | 4,165 70 | К2.36К 13Я0 | 4.Й4Я 6.Я | ЯО55 ISO | 103.702 174 | «m3 m3 |
| Вода | 4 5 | L0.0 | ян в | 4.4 | ι:ο | ПУ | m3 |
Требуется LNG J баки °· 60
2 баки й 64
| Граыик химических добавок | |||
| Добавляются только к воде | Mi* С важен. Подушка Ресклин. | Осадок | Всего |
| Среда | заполнит агент |
Химические добавки
с непрывным перемешиванием
| Пнизитель трения (UmJ 1) | 1.0 | 1 | 1 η | 1 ΰ | loe- a l |
| Пенящиеся ПАВ | 3.0 | з.о | 3.0 | ΰ.ι> | 307.4 1. |
| Предварительные добавки | |||||
| НЕТ ' |
Согласно программе обработки, расклинивающий агент начинает подаваться, открывая клапан (V2) подачи расклинивающего агента, поток расклинивающего агента поступает в смеситель (14) жидкостей разрыва. В данном примере используется песок с изменяющимся размером ячеек сита; однако с равным успехом может быть применен любой другой природный или искусственный расклинивающий агент. Расход потока расклинивающего агента в смеситель управляется с помощью шнеков, ремней или скользящего затвора для достижения правильной пропорции расклинивающего агента в жидком потоке. В этой программе операций по гидроразрыву пласта расход смесителя (14) жидкостей разрыва и насоса высокого давления (16) для подачи суспензии остается постоянным так, что расход воды может быть снижен за счет добавленного расклинивающего агента. Чтобы поддерживать качество пены и полную требуемую скорость закачки пены, расход природного газа регулируется. В этом случае, чтобы поддерживать расход забоя скважины, расход жидкость снижен от 1,25 до 1,22 м3/мин, и расход природного газа уменьшен от 1170 до 1143 см3/мин с учетом добавленного расклинивающего агента. Программа обработки продолжается с увеличивающимися концентрациями песка и с регулированием расходов воды и природного газ, пока не будет закачено достаточное количество расклинивающего агента. Если произойдет выпадение песка из жидкости разрыва, когда расклинивающий агент находится в стволе скважины или в забое, создавая мосты в трещинах скважины до такой степени, что нагнетание ограничено и увеличение давлений вне допустимого максимума, нагнетание будет остановлено и попытки повторного нагнетания не должны рассматриваться. Как только расклинивающий агент был закачан, скважина промывается, чтобы вытеснить расклинивающий агент через поверхностное оборудование вниз по стволу скважины и в подземную трещину. Скважина должна промываться заданным объемом пены 0,5 м3, как определено для этого примера. Если давление образования трещин в забое отличается от ожидаемого, во время промывки объем природного газа, закачиваемого в поток, должен регулироваться для измененной сжимаемости, чтобы гарантировать нужный объем закачиваемого потока. При промывке скважины все оборудование выключается, клапан (V7) закрывается, мгновенное давление на устье закрытой скважины регистрируется, и все оборудование и источники материалов закрепляются. Все давление в обрабатывающем линиях, трубопроводе и насосном оборудовании сбрасывается через трубопровода факельной линии (20) и природный газ, содержащийся в оборудовании, продувается азотом. Затем оборудование для разрыва пласта природным газом демонтируется. Отметим, что качество пены 75%, представленное в этом примере, является только одним возможным значением по качеству пены и в зависимости от требований скважины, могут использоваться значения качества пены от 60% до более чем 95%. Кроме того, количество применяемого природного газа или качество пены, используемое в подушке для переноса расклинивающего агента или промывки скважины, может быть различным. Кроме того, этот проект обработки основан на поддержании постоянного расхода смесителя. Концентрация расклинивающего агента также может быть изменена, регулируя расход смесителя с компенсацией расхода природного газа, чтобы обеспечить различное качество пены, но все еще поддерживать ту же самую полную скорость закачки. Если желательно, расклинивающий агент может вообще фактически не использоваться.
После демонтажа оборудования для разрыва пласта и во время, которое представляется подходящим для скважины с разрываемым пластом, скважина откачивается до получения чистой нефти и оцен- 22 030629
ки. Пена природного газа рассчитана на разрыв при обратном потоке так, что природный газ и вода больше плотно не смешиваются в виде стабильной пены. Скорее вода и природный газ просто беспорядочно смешаны. Г ашение пены может быть достигнуто различными способами, например, разложением или удалением пенящегося поверхностно-активного вещества. Разложение может включать диссоциацию поверхностно-активного вещества, термическую деструкцию молекул пены или разрушающее действие химических реагентов. Удаление пенящегося поверхностно-активного вещества из жидкой фазы обычно достигается сорбцией молекул на твердые тела, такие как пластовая порода, с которой пена входит в контакт. Гашение пены природного газа также может сопровождаться управляемым уменьшением вязкости жидкой фазы. Обратный поток скважины после разрыва пласта достигается, снижая давление в устьевом отверстии скважины, чтобы позволить жидкостям разрыва вытекать из скважины, созданных трещин и месторождения, открывая, таким образом, пути выхода нефти и газа из месторождения. Внутри месторождения снижение давления позволяет природному газу расширяться и форсировать извлечение жидкости разрыва из месторождения и трещин. Расширение природного газа также гарантирует, что газовая фаза существует в месторождении и в созданных трещинах. Эта газовая фаза обеспечивает проходимость к газу в ближайшей области месторождения и снижает капиллярное давление, удерживающее жидкую фазу в матрице месторождения. Дополнительная выгода заключается в растворимости природного газа в жидкой фазе, приводящей к снижению поверхностного натяжения. Этот механизм может дополнительно снизить капиллярное давление и улучшить относительную проницаемость. Внутри ствола скважины, уменьшение давления позволяет природному газу расширяться и дополнительно снижать плотность смеси природного газа и жидкости колонки в стволе скважины. Эта сниженная плотность усиливает поток природного газа и жидкости вверх по стволу скважины, снижая давление потока в забое скважины. Сниженное забойное давление обеспечивает более высокий перепад давления между месторождением и стволом скважины, разрешая более высокую депрессию на пласт и усиливает движение жидкости разрыва от месторождения в ствол скважины. Поток жидкости фазы из месторождения и созданных трещин, таким образом, увеличивается, гарантируя отсутствие блоков жидкости.
Введенный природный газ и жидкость разрыва, выходящие из скважины, направляются в разделитель (60), в котором газы, жидкости и твердые тела могут быть разделены. Произведенные твердые тела могут включать расклинивающий агент разрыва и накапливаются в емкости разделителя (60) и удаляются при необходимости освобождения пространства. Жидкости собираются в разделителе (60) и дренируются в емкости-хранилища (не показаны). Во время очистки и оценки скважины, поток введенного и основанного на месторождении природного газа из емкости разделителя (60) направляется на факельную вышку (20) или предпочтительно в газопровод (21) для перепродажи. Использование природного газа как активатора газовой фазы позволяет перенаправить газопровод и очистку трещин без необходимости сжигания газа в факеле. Кроме того, использование природного газа разрешает прямую продажу введенного природного газа или газа месторождения. Как дальнейшее соображение, отметим, что в вышеупомянутом примере использовано только примерно 110 м3 воды, тогда как использование той же самой обработки без активирования потребовало бы свыше 430 м3 воды. Замена подобного объема воды обычной двуокисью углерода или азота потребовала бы либо значительного объема сжигаемого газа, либо очистки от произведенного газа до достижения типичного состава для продажи газа. Качество пены может быть увеличено выше 75%, чтобы дополнительно снизить расход воды. Эти меры снижают воздействие на окружающую среду и улучшают экономику.
Сопоставимые способы, используя тот же самый подход, являются другими вариантами воплощения и применимы к другим типам обработки разрывом и областей применения, включая активирование и туман жидкости разрыва с расклинивающими агентами и без них; с жидкостями и без жидкостей разрыва, таких как кислоты, пресная вода, морская вода, метанол и углеводороды; и для использования во всех типах месторождений, включая труднодоступные залежи нефти и газа, метан угольных пластов, сланцевая нефть и газ, и восстановление обычных месторождений нефти и газа.
Для специалистов в данной области очевидны различные модификации описанных вариантов воплощения. Настоящее изобретение не предназначено быть ограниченным, описанными здесь вариантами воплощения, но должно принято в полном объеме в соответствии с требованиями, по которым ссылка на единственный элемент, который в английском языке обозначен артиклем "а" или "an", не должен означать "один и только один" если это конкретно не заявлено, а скорее "один или более". Все структурные и функциональные эквиваленты элементов различных вариантов воплощения описаны в процессе раскрытия, и они известны или позже становятся известными обычным специалистам и предназначены быть охваченными пунктами формулы изобретении.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для гидравлического разрыва подземного пласта, содержащая:(a) устройство подачи природного газа, включающее источник природного газа, сборку насоса для сжатия природного газа, содержащую газовый компрессор или насос криогенной среды, предназначенный для сжатия среды до давления разрыва подземного пласта, и трубопроводы подачи жидкого природ- 23 030629ного газа, соединенные по потоку с источником природного газа, сборкой насоса и с устьевым отверстием скважины, которая связана с подземным пластом;(b) устройство подачи инертной среды, включающее источник инертной среды и трубопроводы подачи инертной среды, соединяющие по потоку источник инертной среды с трубопроводами подачи жидкого природного газа устройства подачи природного газа;(c) дренажный трубопровод, соединенный по потоку, по меньшей мере, с трубопроводами подачи жидкого природного газа устройства подачи природного газа и выпускным трубопроводом сборки насоса и соединенный с трубопроводом факельной линии для обеспечения возможности дренирования природного газа и инертной среды из системы посредством трубопровода факельной линии; и(d) клапаны, соединенные, по меньшей мере, с трубопроводами подачи природного газа и инертной среды, которые могут быть выборочно открыты и закрыты, обеспечивая возможность ввода природного газа через устьевое отверстие скважины в пласт для разрыва и ввода инертной среды через трубопровод подачи природного газа для его продувки от остаточного природного газа и кислорода или воздуха, до или после того, как природный газ будет введен в устьевое отверстие скважины.
- 2. Система по п.1, в которой устройство подачи инертной среды дополнительно включает насос для перемещения инертной среды, по меньшей мере, через устройство подачи природного газа или из этого устройства.
- 3. Система по п.1, в котором устройство подачи дополнительно включает источник азота или источник двуокиси углерода.
- 4. Система по п.1, дополнительно включающая смеситель базовой жидкости, соединенный по потоку с устройством подачи базовой жидкости, устройством подачи природного газа и с устьевым отверстием скважины.
- 5. Система по п.4, в которой устройство подачи базовой жидкости включает источник базовой жидкости, насос базовой жидкости и трубопроводы подачи базовой жидкости для соединения по потоку источника базовой жидкости с насосом базовой жидкости и со смесителем.
- 6. Система по п.5, в которой устройство подачи базовой жидкости дополнительно включает источник расклинивающего агента и смеситель, соединенный по потоку с источником расклинивающего агента, источником базовой жидкости и насосом базовой жидкости.
- 7. Система по п.5, в которой устройство подачи базовой жидкости дополнительно включает химический источник и смеситель, соединенный по потоку с химическим источником, источником базовой жидкости и насосом базовой жидкости.
- 8. Система по п.5, в которой устройство подачи базовой жидкости дополнительно включает химический источник, источник расклинивающего агента и смеситель, соединенный по потоку с источником расклинивающего агента, химическим источником, источником базовой жидкости и насосом базовой жидкости.
- 9. Система по п.7 или 8, в которой химический источник является источником загустителя.
- 10. Система по любому из пп.1-9, дополнительно содержащая факел, соединенный с дренажным трубопроводом.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161433441P | 2011-01-17 | 2011-01-17 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201592153A1 EA201592153A1 (ru) | 2016-03-31 |
| EA030629B1 true EA030629B1 (ru) | 2018-09-28 |
Family
ID=46515033
Family Applications (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201592153A EA030629B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370160A EA024378B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370158A EA024675B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система и способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370157A EA032858B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ разрыва пласта в месторождении |
Family Applications After (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201370160A EA024378B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370158A EA024675B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система и способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370157A EA032858B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ разрыва пласта в месторождении |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US8991499B2 (ru) |
| EP (3) | EP2665892B1 (ru) |
| CN (3) | CN103429846B (ru) |
| AU (2) | AU2011356582B2 (ru) |
| CA (3) | CA2824181C (ru) |
| EA (4) | EA030629B1 (ru) |
| MX (3) | MX2013008326A (ru) |
| WO (3) | WO2012097425A1 (ru) |
Families Citing this family (177)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101968051B (zh) * | 2010-10-14 | 2012-05-30 | 中国石油集团渤海石油装备制造有限公司 | 液氮泵设备加载测试与试验装置及其测试与试验方法 |
| CN103429846B (zh) | 2011-01-17 | 2016-02-10 | 米伦纽姆促进服务有限公司 | 用于地下地层的压裂系统和方法 |
| 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 |
| 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 |
| US9366114B2 (en) | 2011-04-07 | 2016-06-14 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| US8342246B2 (en) | 2012-01-26 | 2013-01-01 | Expansion Energy, Llc | Fracturing systems and methods utilyzing metacritical phase natural gas |
| EP2666958A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-27 | Linde Aktiengesellschaft | Method of fraccing a well |
| RU2567577C1 (ru) | 2012-05-29 | 2015-11-10 | П.В. Флуд Контрол Корп. | Система для изоляции, измерения и повторного применения текучих сред в гидравлическом разрыве пласта |
| CN102691494B (zh) * | 2012-06-08 | 2014-10-22 | 四川大学 | 页岩气开采的气动脆裂法与设备 |
| US20170212535A1 (en) * | 2012-08-17 | 2017-07-27 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Field pressure test control system and methods |
| MX355127B (es) | 2012-08-23 | 2018-04-06 | Halliburton Energy Services Inc Star | Método de emisiones reducidas para recuperación de producto de una operación de fracturación hidráulica. |
| CN102852508B (zh) * | 2012-08-23 | 2015-03-04 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 页岩气井液态co2压裂工艺 |
| US9893500B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-02-13 | U.S. Well Services, LLC | Switchgear load sharing for oil field equipment |
| US9650871B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-05-16 | Us Well Services Llc | Safety indicator lights for hydraulic fracturing pumps |
| US9995218B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-06-12 | U.S. Well Services, LLC | Turbine chilling for oil field power generation |
| US10036238B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-31 | U.S. Well Services, LLC | Cable management of electric powered hydraulic fracturing pump unit |
| US10526882B2 (en) | 2012-11-16 | 2020-01-07 | U.S. Well Services, LLC | Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system |
| US9840901B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-12-12 | U.S. Well Services, LLC | Remote monitoring for hydraulic fracturing equipment |
| US9970278B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-05-15 | U.S. Well Services, LLC | System for centralized monitoring and control of electric powered hydraulic fracturing fleet |
| US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US11476781B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-10-18 | U.S. Well Services, LLC | Wireline power supply during electric powered fracturing operations |
| US11959371B2 (en) | 2012-11-16 | 2024-04-16 | Us Well Services, Llc | Suction and discharge lines for a dual hydraulic fracturing unit |
| US9410410B2 (en) | 2012-11-16 | 2016-08-09 | Us Well Services Llc | System for pumping hydraulic fracturing fluid using electric pumps |
| US9745840B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-08-29 | Us Well Services Llc | Electric powered pump down |
| 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 |
| US9650879B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-05-16 | Us Well Services Llc | Torsional coupling for electric hydraulic fracturing fluid pumps |
| US10232332B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-03-19 | U.S. Well Services, Inc. | Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system |
| US9611728B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-04-04 | U.S. Well Services Llc | Cold weather package for oil field hydraulics |
| US10254732B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-04-09 | U.S. Well Services, Inc. | Monitoring and control of proppant storage from a datavan |
| US10407990B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment |
| US11449018B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-09-20 | U.S. Well Services, LLC | System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing |
| CA2901405C (en) | 2013-03-04 | 2018-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with liquefied natural gas |
| US10822935B2 (en) | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
| EP3447238A1 (en) * | 2013-03-07 | 2019-02-27 | Prostim Labs, LLC | Fracturing systems and methods for a wellbore |
| US9850422B2 (en) * | 2013-03-07 | 2017-12-26 | Prostim Labs, Llc | Hydrocarbon-based fracturing fluid composition, system, and method |
| US20140262285A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Rustam H. Sethna | Methods for fraccing oil and gas wells |
| US9790775B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| AU2014251274B2 (en) * | 2013-04-08 | 2017-12-21 | Expansion Energy, Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| US20140345708A1 (en) * | 2013-05-24 | 2014-11-27 | Clean Energy Fuels Corp. | Dispenser nitrogen purge |
| US9452394B2 (en) * | 2013-06-06 | 2016-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Viscous fluid dilution system and method thereof |
| US9418184B2 (en) * | 2013-07-25 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining flow through a fracture junction in a complex fracture network |
| US10125592B2 (en) | 2013-08-08 | 2018-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
| US20150060044A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | William Scharmach | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid |
| US9435175B2 (en) | 2013-11-08 | 2016-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield surface equipment cooling system |
| CN103676861A (zh) * | 2013-12-05 | 2014-03-26 | 煤科集团沈阳研究院有限公司 | 煤矿井下水力化增透作业远程监测与控制系统 |
| CN103726819B (zh) * | 2013-12-27 | 2016-02-24 | 中国石油大学(华东) | 低温气体辅助煤层气压裂工艺的方法 |
| CA2932018A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for transporting, storing and dispensing oilfield chemicals |
| US20150211346A1 (en) * | 2014-01-24 | 2015-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing methods and systems |
| WO2015147873A1 (en) * | 2014-03-28 | 2015-10-01 | MBJ Water Partners | Use of ionized fluid in hydraulic fracturing |
| US10610842B2 (en) | 2014-03-31 | 2020-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drive of fracturing fluids blenders |
| WO2015164841A1 (en) * | 2014-04-24 | 2015-10-29 | Anders Edward O | Apparatus, systems, and methods for fracturing a geological formation |
| AU2015252820B2 (en) * | 2014-05-02 | 2020-03-05 | Schlumberger Technology B.V. | Viscometer and methods of use thereof |
| US10160899B2 (en) * | 2014-05-15 | 2018-12-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of treating water-swellable minerals in a subterranean formation with a stabilizing compound with a cationic group and hydrophobic portion |
| CN104007021B (zh) * | 2014-05-17 | 2016-04-06 | 安徽理工大学 | 一种真空状态下实验室水力压裂方法 |
| 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 |
| US10436001B2 (en) * | 2014-06-02 | 2019-10-08 | Praxair Technology, Inc. | Process for continuously supplying a fracturing fluid |
| CN104033143B (zh) * | 2014-06-23 | 2017-02-15 | 中国石油大学(华东) | 一种油气井压裂用氮气泡沫地面形成方法 |
| CN104074500A (zh) * | 2014-07-01 | 2014-10-01 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种输送支撑剂的设备 |
| WO2016018239A1 (en) * | 2014-07-28 | 2016-02-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed curable resin fluids |
| CN105317416B (zh) * | 2014-07-31 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种喷砂器 |
| CN104405345B (zh) * | 2014-10-20 | 2017-01-18 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种可渗透边界层天然气水合物开采模拟实验装置 |
| US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
| CA2966224C (en) * | 2014-12-02 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas vaporizer for downhole oil or gas applications |
| 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 |
| CN104632174A (zh) * | 2014-12-29 | 2015-05-20 | 西安科技大学 | 煤层液态二氧化碳压裂装置及方法 |
| US9587649B2 (en) * | 2015-01-14 | 2017-03-07 | Us Well Services Llc | System for reducing noise in a hydraulic fracturing fleet |
| US20160208461A1 (en) * | 2015-01-16 | 2016-07-21 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Harvesting atmospheric water using natural gas that would typically be flared and wasted |
| US20160290258A1 (en) * | 2015-04-03 | 2016-10-06 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Method and system for reducing engine nox emissions by fuel dilution |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| CN104806221A (zh) * | 2015-05-06 | 2015-07-29 | 北京大学 | 非常规油气储层液化石油气压裂改造方法 |
| RU2693105C2 (ru) * | 2015-05-20 | 2019-07-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях |
| US9932799B2 (en) | 2015-05-20 | 2018-04-03 | Canadian Oilfield Cryogenics Inc. | Tractor and high pressure nitrogen pumping unit |
| CN105156134B (zh) * | 2015-06-30 | 2017-04-05 | 中国矿业大学 | 深部软岩巷道围岩高压气体多级预裂注浆改造方法及其改造装置 |
| EP3365410A1 (en) * | 2015-08-12 | 2018-08-29 | Prostim Labs, LLC | Fracturing systems and methods including human ingestible materials |
| CN105003242B (zh) * | 2015-08-19 | 2017-09-12 | 山西鸿海科贸有限公司 | 能增加煤层气井裂隙的装置 |
| US10907088B2 (en) * | 2015-09-30 | 2021-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a vaporizing gas in a well intervention operation |
| US11155750B2 (en) * | 2015-09-30 | 2021-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation |
| US10760390B2 (en) * | 2015-09-30 | 2020-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation |
| CN105134157B (zh) * | 2015-10-10 | 2017-09-01 | 北京化工大学 | 一种应用于页岩气开采的岩层蒸汽压裂装置 |
| US12078110B2 (en) | 2015-11-20 | 2024-09-03 | Us Well Services, Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| US11320079B2 (en) | 2016-01-27 | 2022-05-03 | Liberty Oilfield Services Llc | Modular configurable wellsite surface equipment |
| CN105649563B (zh) * | 2016-01-29 | 2017-03-08 | 赤峰市浩峰钻机有限责任公司 | 钢绞线在多角度钻探取芯过程中的应用 |
| WO2017136020A1 (en) | 2016-02-01 | 2017-08-10 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade recovery |
| US20170275526A1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | Supercritical y-grade ngl |
| US20170275521A1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade 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 |
| WO2017176331A1 (en) | 2016-04-08 | 2017-10-12 | Linde Aktiengesellschaft | Miscible solvent enhanced oil recovery |
| US10545002B2 (en) | 2016-04-10 | 2020-01-28 | Forum Us, Inc. | Method for monitoring a heat exchanger unit |
| US10533881B2 (en) | 2016-04-10 | 2020-01-14 | Forum Us, Inc. | Airflow sensor assembly for monitored heat exchanger system |
| US10502597B2 (en) | 2016-04-10 | 2019-12-10 | Forum Us, Inc. | Monitored heat exchanger system |
| US10480820B2 (en) | 2016-04-10 | 2019-11-19 | Forum Us, Inc. | Heat exchanger unit |
| US10514205B2 (en) | 2016-04-10 | 2019-12-24 | Forum Us, Inc. | Heat exchanger unit |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| WO2017192151A1 (en) * | 2016-05-06 | 2017-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for mixing proppant-containing fluids |
| US10577533B2 (en) | 2016-08-28 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional enhanced oil recovery |
| WO2018044323A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
| RU2747277C2 (ru) * | 2016-09-07 | 2021-05-04 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ закачки рабочих жидкостей в линию закачки высокого давления |
| WO2018074995A1 (en) * | 2016-10-17 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved distribution unit |
| CA3038988C (en) | 2016-11-11 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (lng) de-liquefied at a wellsite |
| US11506037B2 (en) | 2016-11-11 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas (LNG) re-fracturing |
| CA3038985C (en) * | 2016-11-11 | 2021-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite |
| CN106770377B (zh) * | 2016-11-23 | 2019-05-07 | 东北石油大学 | 二氧化碳驱替岩芯过程中监测剩余油分布的装置和方法 |
| CA2987665C (en) | 2016-12-02 | 2021-10-19 | U.S. Well Services, LLC | Constant voltage power distribution system for use with an electric hydraulic fracturing system |
| US11136872B2 (en) | 2016-12-09 | 2021-10-05 | Cameron International Corporation | Apparatus and method of disbursing materials into a wellbore |
| US20190338626A1 (en) * | 2016-12-14 | 2019-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing methods and systems using gas mixture |
| 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 |
| US10138720B2 (en) | 2017-03-17 | 2018-11-27 | Energy Technology Group | Method and system for perforating and fragmenting sediments using blasting material |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| CN107165608B (zh) * | 2017-06-21 | 2018-03-06 | 南通市中京机械有限公司 | 缝洞型油藏泡沫体系配置及发泡系统 |
| CA3063680C (en) * | 2017-06-30 | 2023-01-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Geochemically-driven wettability modification for subterranean surfaces |
| US10280724B2 (en) | 2017-07-07 | 2019-05-07 | U.S. Well Services, Inc. | Hydraulic fracturing equipment with non-hydraulic power |
| CN107476796B (zh) * | 2017-07-20 | 2023-04-11 | 西南石油大学 | 一种模拟压裂液返排控制支撑剂回流的实验装置及方法 |
| US10822540B2 (en) * | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
| 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 |
| US11186762B2 (en) | 2017-08-31 | 2021-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wettability modification for enhanced oil recovery |
| US11105185B2 (en) * | 2017-09-01 | 2021-08-31 | S.P.M Flow Control, Inc. | Fluid delivery device for a hydraulic fracturing system |
| US10113406B1 (en) * | 2017-09-21 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with nanosilica carrier fluid |
| US10655443B2 (en) | 2017-09-21 | 2020-05-19 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids |
| WO2019071086A1 (en) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | U.S. Well Services, LLC | SYSTEM AND METHOD FOR FLOWING INSTRUMENTED FRACTURING SLUDGE |
| US10408031B2 (en) | 2017-10-13 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Automated fracturing system and method |
| CA2982281A1 (en) * | 2017-10-13 | 2019-04-13 | Certarus Ltd. | Mobile gas compression system for well stimulation |
| AR114805A1 (es) | 2017-10-25 | 2020-10-21 | U S Well Services Llc | Método y sistema de fracturación inteligente |
| 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 |
| WO2019113153A1 (en) | 2017-12-05 | 2019-06-13 | U.S. Well Services, Inc. | High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system |
| CA3084596A1 (en) | 2017-12-05 | 2019-06-13 | U.S. Well Services, LLC | Multi-plunger pumps and associated drive systems |
| WO2019118905A1 (en) * | 2017-12-14 | 2019-06-20 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Fluid delivery device for a hydraulic fracturing system |
| US20190186247A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Alternating Liquid Gas Fracturing for Enhanced Oil Recovery of Well |
| US11370959B2 (en) | 2018-01-30 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of liquid natural gas for well treatment operations |
| CA3086797C (en) * | 2018-02-05 | 2022-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methane hydrates improved hydrostatic pressure of foam fracturing |
| CA3090408A1 (en) | 2018-02-05 | 2019-08-08 | U.S. Well Services, LLC | Microgrid electrical load management |
| US11560780B2 (en) * | 2018-03-12 | 2023-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Marking the start of a wellbore flush volume |
| CN108302324B (zh) * | 2018-04-02 | 2024-01-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 液态二氧化碳增能压裂系统及工艺流程 |
| AR115054A1 (es) | 2018-04-16 | 2020-11-25 | U S Well Services Inc | Flota de fracturación hidráulica híbrida |
| US11211801B2 (en) | 2018-06-15 | 2021-12-28 | U.S. Well Services, LLC | Integrated mobile power unit for hydraulic fracturing |
| US10975674B2 (en) * | 2018-07-16 | 2021-04-13 | Stabilis Energy Llc | Use of natural gas for well enhancement |
| US11333012B2 (en) | 2018-08-29 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid fracturing treatment with natural gas |
| US10648270B2 (en) | 2018-09-14 | 2020-05-12 | U.S. Well Services, LLC | Riser assist for wellsites |
| US11208878B2 (en) | 2018-10-09 | 2021-12-28 | U.S. Well Services, LLC | Modular switchgear system and power distribution for electric oilfield equipment |
| US11035210B2 (en) | 2018-10-22 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized foam application for hydrocarbon well stimulation |
| CN109577938A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏水平井穿层压裂方法 |
| CN111173480B (zh) * | 2018-11-12 | 2021-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气水合物开采方法 |
| CN109488273B (zh) * | 2018-11-26 | 2020-12-29 | 武汉工程大学 | 一种二氧化碳和水混合流体压裂石灰岩顶板的装置 |
| US11434732B2 (en) * | 2019-01-16 | 2022-09-06 | Excelerate Energy Limited Partnership | Floating gas lift method |
| US11098962B2 (en) | 2019-02-22 | 2021-08-24 | Forum Us, Inc. | Finless heat exchanger apparatus and methods |
| US11578577B2 (en) | 2019-03-20 | 2023-02-14 | U.S. Well Services, LLC | Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing |
| US10982808B2 (en) * | 2019-05-08 | 2021-04-20 | Fmg Technologies, Inc. | Valve control and/or lubrication system |
| WO2020231483A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications |
| US11946667B2 (en) | 2019-06-18 | 2024-04-02 | Forum Us, Inc. | Noise suppresion vertical curtain apparatus for heat exchanger units |
| CN110159240B (zh) * | 2019-06-19 | 2020-09-22 | 中国地质大学（北京） | 一种煤层气开采压裂设备 |
| WO2021022048A1 (en) | 2019-08-01 | 2021-02-04 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| EP4025666A1 (en) | 2019-09-05 | 2022-07-13 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| WO2021056174A1 (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-01 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种电驱压裂的井场系统 |
| CN112647905B (zh) * | 2019-10-10 | 2023-12-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定天然气驱注入气组分的方法及天然气驱油方法 |
| WO2021071513A1 (en) | 2019-10-11 | 2021-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energized natural gas foam delivery devices and methods |
| US11009162B1 (en) | 2019-12-27 | 2021-05-18 | U.S. Well Services, LLC | System and method for integrated flow supply line |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| CN113622893B (zh) * | 2020-05-07 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN111706312B (zh) * | 2020-06-12 | 2021-05-18 | 中国地质大学（北京） | 热风支撑剂混合提高煤层气产率的系统及其工作方法 |
| CN112012713B (zh) * | 2020-08-18 | 2022-06-21 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种爆燃压裂酸化选层作业方法 |
| US11513500B2 (en) * | 2020-10-09 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for equipment control |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| CN113417619B (zh) * | 2021-07-15 | 2023-01-31 | 中国煤炭地质总局勘查研究总院 | 一种非常规储层改造用体积压裂装置 |
| US11885270B2 (en) | 2021-09-22 | 2024-01-30 | Michael D. Mercer | Energy utilization system |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| CN114483188B (zh) * | 2022-01-20 | 2024-09-24 | 西安建筑科技大学 | 一种利用枯竭油层回注处置高矿化度矿井水的方法 |
| CN114674640B (zh) * | 2022-04-12 | 2024-07-02 | 西南石油大学 | 一种评价压裂液对致密气藏基质伤害的实验方法 |
| 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 (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3170517A (en) * | 1962-11-13 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Fracturing formation and stimulation of wells |
| CA1047393A (en) * | 1977-12-21 | 1979-01-30 | Canadian Fracmaster Ltd. | Combined fracturing process for stimulation of oil and gas wells |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| US20070204991A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-06 | Loree Dwight N | Liquified petroleum gas fracturing system |
| CA2721488A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-12-03 | David Randolph Smith | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid |
| US20100044049A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| CA2639539A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| CA2649203A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-06-24 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant addition system and method |
| WO2010130037A1 (en) * | 2009-05-14 | 2010-11-18 | Gasfrac Energy Services Inc. | Apparatus for testing hydraulic fracturing fluids |
Family Cites Families (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3063499A (en) | 1959-03-03 | 1962-11-13 | Texaco Inc | Treating an underground formation by hydraulic fracturing |
| US3137344A (en) | 1960-05-23 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | Minimizing loss of driving fluids in secondary recovery |
| US3664422A (en) | 1970-08-17 | 1972-05-23 | Dresser Ind | Well fracturing method employing a liquified gas and propping agents entrained in a fluid |
| US3822747A (en) | 1973-05-18 | 1974-07-09 | J Maguire | Method of fracturing and repressuring subsurface geological formations employing liquified gas |
| US4326969A (en) | 1978-10-23 | 1982-04-27 | Texaco Development Corp. | Process for secondary recovery |
| US4417989A (en) | 1980-04-21 | 1983-11-29 | Texaco Development Corp. | Propping agent for fracturing fluids |
| US5653287A (en) * | 1994-12-14 | 1997-08-05 | Conoco Inc. | Cryogenic well stimulation method |
| CA2141112C (en) | 1995-01-25 | 2002-11-19 | Dwight N. Loree | Olefin based frac fluid |
| US6302209B1 (en) | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| EP1092080B1 (en) * | 1998-07-01 | 2003-01-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and tool for fracturing an underground formation |
| US6981549B2 (en) * | 2002-11-06 | 2006-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US8276659B2 (en) | 2006-03-03 | 2012-10-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant addition system and method |
| US8058213B2 (en) | 2007-05-11 | 2011-11-15 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
| CN101457640B (zh) * | 2007-12-14 | 2012-03-14 | 中国石油大学(北京) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法 |
| 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 |
| WO2010025540A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| WO2011000089A1 (en) | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Gasfrac Energy Services Inc . | Methods of fracturing hydrocarbon reservoirs |
| CA2801144A1 (en) | 2010-06-02 | 2011-12-08 | Gasfrac Energy Services Inc. | Methods of fracturing with and processing lpg based treatment fluids |
| US20120012309A1 (en) | 2010-11-23 | 2012-01-19 | Express Energy Services Operating Lp | Flow Back Recovery System |
| CN103429846B (zh) | 2011-01-17 | 2016-02-10 | 米伦纽姆促进服务有限公司 | 用于地下地层的压裂系统和方法 |
| MX355127B (es) | 2012-08-23 | 2018-04-06 | Halliburton Energy Services Inc Star | Método de emisiones reducidas para recuperación de producto de una operación de fracturación hidráulica. |
-
2011
- 2011-10-03 CN CN201180069373.9A patent/CN103429846B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 US US13/979,816 patent/US8991499B2/en active Active
- 2011-10-03 EA EA201592153A patent/EA030629B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 CA CA2824181A patent/CA2824181C/en active Active
- 2011-10-03 CA CA2824206A patent/CA2824206C/en active Active
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001113 patent/WO2012097425A1/en active Application Filing
- 2011-10-03 MX MX2013008326A patent/MX2013008326A/es active IP Right Grant
- 2011-10-03 MX MX2013008325A patent/MX339167B/es active IP Right Grant
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001112 patent/WO2012097424A1/en active Application Filing
- 2011-10-03 EA EA201370160A patent/EA024378B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 AU AU2011356582A patent/AU2011356582B2/en active Active
- 2011-10-03 US US13/979,823 patent/US9181789B2/en active Active
- 2011-10-03 CN CN201180069383.2A patent/CN103443397B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 CA CA2824169A patent/CA2824169C/en active Active
- 2011-10-03 CN CN201180069366.9A patent/CN103429845B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 EA EA201370158A patent/EA024675B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 EP EP11856360.0A patent/EP2665892B1/en not_active Not-in-force
- 2011-10-03 EP EP11856006.9A patent/EP2665890B1/en not_active Not-in-force
- 2011-10-03 US US13/979,808 patent/US9033035B2/en active Active
- 2011-10-03 MX MX2013008324A patent/MX348151B/es active IP Right Grant
- 2011-10-03 EA EA201370157A patent/EA032858B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 EP EP11856275.0A patent/EP2665891A4/en not_active Withdrawn
- 2011-10-03 AU AU2011356581A patent/AU2011356581B2/en active Active
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001114 patent/WO2012097426A1/en active Application Filing
-
2015
- 2015-09-23 US US14/862,611 patent/US9796910B2/en active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3170517A (en) * | 1962-11-13 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Fracturing formation and stimulation of wells |
| CA1047393A (en) * | 1977-12-21 | 1979-01-30 | Canadian Fracmaster Ltd. | Combined fracturing process for stimulation of oil and gas wells |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| US20070204991A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-06 | Loree Dwight N | Liquified petroleum gas fracturing system |
| CA2721488A1 (en) * | 2008-04-15 | 2009-12-03 | David Randolph Smith | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid |
| US20100044049A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-02-25 | Century Oilfield Services Inc. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| CA2639539A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| CA2649203A1 (en) * | 2008-12-24 | 2010-06-24 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant addition system and method |
| WO2010130037A1 (en) * | 2009-05-14 | 2010-11-18 | Gasfrac Energy Services Inc. | Apparatus for testing hydraulic fracturing fluids |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA030629B1 (ru) | Система для гидравлического разрыва подземного пласта | |
| AU696717B2 (en) | High proppant concentration/high CO2 ratio fracturing system | |
| US20170298268A1 (en) | Y-grade ngl stimulation fluids | |
| US7281593B2 (en) | Method for the circulation of gas when drilling or working a well | |
| US20060065400A1 (en) | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas | |
| EA031835B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении | |
| RU2689452C2 (ru) | Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки | |
| MX2010007198A (es) | Sistema de bombeo de campo petrolero de corriente dividida que utiliza fluido reciclado de alta presion de vapor reid. | |
| US20170107793A1 (en) | Method and system for purging coil tubing using onsite gas | |
| CA3043154C (en) | Hydraulic fracturing methods and systems using gas mixture | |
| US20200291761A1 (en) | Unique chemical delivery method for stimulating production in oil and gas wells | |
| Al-Shehri et al. | Utilization of onsite nitrogen generation technology as a replacement for conventional liquid nitrogen for unloading wells: a novel and cost effective alternative with less carbon footprint on the environment |
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 |
|
| 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): RU |