EA031835B1 - Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении - Google Patents
Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении Download PDFInfo
- Publication number
- EA031835B1 EA031835B1 EA201590328A EA201590328A EA031835B1 EA 031835 B1 EA031835 B1 EA 031835B1 EA 201590328 A EA201590328 A EA 201590328A EA 201590328 A EA201590328 A EA 201590328A EA 031835 B1 EA031835 B1 EA 031835B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- well
- flow
- natural gas
- equipment
- requirements
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 70
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 372
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 284
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 180
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 171
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 143
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 143
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 103
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 63
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 26
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 26
- 239000008239 natural water Substances 0.000 claims description 19
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 13
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 9
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 3
- 238000011272 standard treatment Methods 0.000 claims description 2
- 208000006673 asthma Diseases 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 39
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 21
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 16
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 12
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 11
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 10
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 3
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 3
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000007791 dehumidification Methods 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen(.) Chemical compound [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
В заявке описывается смесь флюидов гидроразрыва, которая используется для гидравлического разрыва пластов в подземном месторождении, причем ее получают смешиванием, по меньшей мере, природного газа и базового компонента жидкости гидроразрыва и затем закачивают эту смесь в скважину. Состав и содержание природного газа в смеси флюидов гидроразрыва подбирают таким образом, чтобы газообразный компонент, извлекаемый из потока, поступающего из скважины, соответствовал требованиям штатного обрабатывающего оборудования, чтобы гидродинамическое давление на устье потока, поступающего из скважины, было достаточным для подачи этого потока на поверхность или же чтобы это давление соответствовало требованиям штатного обрабатывающего оборудования к давлению на его входе. Гидродинамическое давление на устье скважины или на входе системы отбора может быть повышено путем добавления в жидкость гидроразрыва природного газа, который будет снижать забойное гидродинамическое давление.
Description
Настоящее изобретение относится к способу гидравлического разрыва пласта в подземном месторождении с использованием смеси флюидов гидроразрыва и к извлечению продуктов гидроразрыва из месторождения с пониженным уровнем загрязнения окружающей среды.
Предпосылки создания изобретения
При выполнении гидроразрыва для формирования трещин в пласте, проходящем через подземное месторождение углеводородов, в месторождение закачивается большое количество жидкостей, содержащих проппанты. В конце операции гидроразрыва система трещин и месторождение полностью заполнены рабочей жидкостью гидроразрыва. Для осуществления добычи нефти или газа эти продукты должны обходить или проходить через породу, насыщенную жидкостью гидроразрыва, и систему гидроразрыва, так что жидкость гидроразрыва должна быть в достаточной степени удалена из проходов, чтобы она не ослабляла поток. Для удаления жидкости гидроразрыва из месторождения и трещин в скважине создают перепад давлений. Таким образом, жидкость гидроразрыва извлекают, и она поступает на поверхность, пока не начнется устойчивая и достаточная добыча газа и нефти.
После того как скважину вновь вводят в эксплуатацию, поток природных флюидов месторождения направляют из скважины в штатное обрабатывающее оборудование, где добытые флюиды обрабатывают для получения товарной продукции, или обработанные флюиды направляются для дальнейшей переработки. Обработка природного газа на штатном технологическом оборудовании включает отделение жидкостей, осушение, отделение газоконденсатных жидкостей, сжатие, а также удаление загрязняющих примесей, таких как диоксид углерода, азот, сера, сероводород и кислород. Штатное обрабатывающее оборудование может быть расположено возле скважины или на некотором удалении от нее, и добытые флюиды подаются в это оборудование по трубопроводу. Такое обрабатывающее оборудование может использоваться для обработки пластовых флюидов, добываемых из одной скважины или из нескольких скважин.
Штатное обрабатывающее оборудование обычно рассчитывается для обработки пластовых флюидов, имеющих определенный состав и поступающих в оборудование под расчетным давлением, и поэтому оно, как правило, не подходит для обработки композиции, включающей такие материалы, как жидкости гидроразрыва, выходящие из скважины, или в случае давлений на входе, которые имеют место при извлечении жидкостей гидроразрыва. Чаще всего ввиду ограничений, связанных с возможностями обрабатывающего оборудования, при извлечении закачанных в скважину флюидов гидроразрыва их просто выпускают в окружающую среду. Обычно после выполнения гидроразрыва воду и проппант, которые содержатся во флюидах, извлекаемых из скважины, отделяют от газообразного компонента с использованием временного оборудования обратного потока жидкости гидроразрыва, основными компонентами которого являются дроссельный вентиль для регулирования давления, фазовый сепаратор для разделения твердой фазы, жидкостей и газов, оборудование по хранению и обработке жидкостей и выпускное устройство или факел для вывода в атмосферу газового потока. Оборудование обратного потока обычно содержит трубопровод с открытым концом, направляющий поток в котлован, в котором осуществляется разделение и сбор жидкостей и твердых фаз, а газы выпускаются в атмосферу непосредственно или через факел. Такая технология обеспечивает максимальный перепад давлений, создаваемый в скважине, для извлечения жидкостей гидроразрыва из месторождения, и к тому же исключается проблемы, затраты, неполадки и повреждения оборудования, которые могут возникать в случае направления потока скважинных флюидов после выполнения гидроразрыва в штатное обрабатывающее оборудование.
Например, представим скважину, из которой добывают, по меньшей мере, природный газ и в которой завершен гидроразрыв с использованием воды, насыщенной азотом, которую подавали в скважину под давлением. Штатное обрабатывающее оборудование рассчитано на обработку потока пластового флюида, который содержит, по меньшей мере, природный газ, содержащий воду в количестве 25 фунт/млн, ст. фут3, диоксид углерода в количестве 7 об.%, азот в количестве 1 об.%, серу в количестве 0 об.%, сероводород и кислород, с теплотворной способностью 1025 БТЕ/фут3, и эта смесь поступает в оборудование с минимальным давлением 75 psig. В этом случае штатное обрабатывающее оборудование рассчитано на обработку этого природного газа для получения товарного продукта, имеющего следующие характеристики: вода - не более 7 фунт/млн, ст. фут3, диоксид углерода - не более 2-3 об.%, азот - не более 3 об.%, сера - не более 50 мг/м3, сероводород - не более 15 мг/м3, кислород - не более 0,5 об.%, причем теплотворная способность продукта должна находиться в диапазоне от 950 БТЕ/фут3 до 1150 БТЕ/фут3, выходное давление - 600 psi. Таким образом, штатное обрабатывающее оборудование должно обеспечивать возможность удаления из пластового газа посредством высушивания по меньшей мере 20 фунт/млн, ст. фут3 воды и 5 об.% диоксида углерода с использованием системы его улавливания с последующим повышением давления природного газа до требуемой величины 600 psig. Штатное обрабатывающее оборудование не рассчитано на удаление азота, серы, сероводорода или кислорода из пластового газа или на то, чтобы изменять теплотворную способность пластового природного газа, поскольку эти его компоненты находятся в пределах заданных характеристик товарного продукта. После выполнения гидроразрыва и на стадии обратного потока осуществляют фонтанирующий приток из скважины для удаления из пласта флюидов гидроразрыва. Для этого используется временное оборудование для обратного потока жидко
- 1 031835 сти гидроразрыва, работающее в течение времени, после которого поток, поступающий из скважины, будет содержать достаточное количество пластовых флюидов, так что характеристики этого потока будут подходить для получения товарного продукта на штатном обрабатывающем оборудовании. Эта процедура обычно указывается как очистка скважины, в результате которой извлекается достаточное количество флюидов гидроразрыва, и скважина снова может быть введена в эксплуатацию. Этот процесс очистки скважины после гидроразрыва или стадия обратного потока может занимать две недели или более, что представляет собой сравнительно небольшое время для жизненного цикла скважины и не окупает затраты на внесение изменений в штатное обрабатывающее оборудование для обеспечения обработки потока, поступающего из скважины после гидроразрыва. Сначала при осуществлении обратного потока жидкостей гидроразрыва этот поток будет содержать практически 100% закачанных материалов гидроразрыва, таких как вода, проппант и газообразный азот. Г азообразный компонент этого первоначального потока, поступающего из скважины, который содержит азот в количестве, превышающем возможности штатного обрабатывающего оборудования, не может быть в него направлен и в силу необходимости выбрасывается в атмосферу или сжигается в факеле, пока его содержание не снизится до 3%. В качестве альтернативы выбросу в атмосферу или сжиганию в факеле газообразного компонента с высоким содержанием азота может использоваться временная мембранная система улавливания азота, в которой этот компонент может быть подвергнут обработке для удаления азота перед подачей на вход штатного обрабатывающего оборудования. В этой системе при необходимости может использоваться высушивание для удаления избытка водяных паров, содержащихся в газе, сжатие газа для пропускания его через мембрану, выпуск выделенного азота в атмосферу и, наконец, дополнительное сжатие выделенного природного газа для обеспечения входного давления, необходимого для работы штатного обрабатывающего оборудования.
В связи с тем, что в потоке, поступающем из скважины после гидроразрыва, обычно присутствует большое количество жидкостей, давление потока газа может быть недостаточным для подачи его на вход штатного обрабатывающего оборудования, хотя содержание компонентов при этом может находиться в требуемых пределах. Избыточные жидкости, содержащиеся в обратном потоке из скважины, при прохождении из месторождения в скважину и далее на поверхность приводят к повышенным потерям давления в потоке. В результате давление в потоке, выходящем на поверхность, часто бывает ниже давления, которое должно быть на входе штатного обрабатывающего оборудования. Это также приводит к необходимости выпуска газового потока в атмосферу или сжигания его в факеле, пока содержание воды не снизится до такой степени, что давление потока из скважины не станет достаточным для его подачи на вход штатного обрабатывающего оборудования. В качестве альтернативы для ситуации, в которой состав газового потока удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования, а давление ниже необходимого, может быть использован временный компрессор для повышения давления газа до величины, достаточной для подачи потока на вход штатного обрабатывающего оборудования без необходимости выпуска газа в атмосферу или сжигания его в факеле. Перед повышением давления скорее всего понадобится по меньшей мере высушивание потока, поступающего из скважины, для удаления водяных паров, чтобы характеристики газового компонента этого потока позволяли подавать его на вход компрессора.
Кроме того, если потери давления таковы, что флюиды будут плохо поступать на поверхность, то могут быть использованы различные технологии извлечения флюидов для их подачи на поверхность на стадии обратного потока. Примерами таких технологий являются поршневание и газлифт. Обе технологии достаточно затратны, сложны, требуют много времени и должны выполняться дополнительно к операции обратного потока после выполнения гидроразрыва. Поршневание включает перемещение вверх по скважине механических устройств, чтобы вызвать подъем жидкостей из скважины на поверхность. Газлифт включает спуск в скважину лифтовой колонны или гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра до заданной глубины с последующим закачиванием газа, такого как азот или природный газ, в трубы или в кольцевое пространство между трубной колонной и стенками скважины для подъема жидкостей на поверхность. Для газлифта может потребоваться использовать на поверхности большой объем оборудования, такого как компрессоры для сжатия газа, а также оборудования высушивания и охлаждения газа перед его сжатием.
Хотя и существуют отработанные технологии обработки на поверхности скважинных флюидов с последующим сжатием до давления, достаточного для подачи потока на вход штатного обрабатывающего оборудования, однако эти технологии наносят вред окружающей среде и включают выпуск газов в атмосферу или сжигание их в факеле, а также накопление жидкостей в открытых котлованах. Эти временно используемые технологии также требуют использования сложного и дорогостоящего наземного оборудования, причем они также могут приводить к существенному падению давления, в результате чего снижается разность давлений, создаваемая в скважине для извлечения из пласта жидкостей гидроразрыва.
Существенное сокращение или прекращение выпуска газов в атмосферу или сжигания их в факеле, а также уменьшение количества воды, используемой в завершающих операциях гидроразрыва, как правило, связано с выполнением сложных и дорогостоящих работ, эффективность которых невысока, одна
- 2 031835 ко это важно с точки зрения экологии. Таким образом, в нефтегазодобывающей отрасли существует потребность в эффективном, экономичном способе осуществления режимов обратного потока после выполнения гидроразрыва с уменьшенным уровнем загрязнения окружающей среды.
Краткое описание изобретения
В настоящем изобретении предлагается смесь флюидов гидроразрыва, которая используется для гидравлического разрыва подземных пластов в месторождении, причем эту смесь получают смешиванием, по меньшей мере, природного газа и базового компонента и затем ее закачивают в скважину. Скважина соединяет месторождение с наземным обрабатывающим оборудованием с возможностью передачи флюидов. Состав и содержание природного газа в смеси флюидов гидроразрыва выбирают таким образом, чтобы газообразный компонент, извлекаемый из потока, поступающего из скважины, соответствовал требованиям штатного обрабатывающего оборудования, чтобы гидродинамическое давление на устье потока, поступающего из скважины, было достаточным для подачи этого потока на поверхность или же чтобы это давление соответствовало требованиям штатного обрабатывающего оборудования к давлению на его входе. Гидродинамическое давление на устье скважины или на входе системы отбора может быть повышено путем добавления в жидкость гидроразрыва природного газа, который будет снижать потери гидродинамического давления в скважине.
В одном из вариантов осуществления изобретения предлагается способ гидравлического разрыва пласта в месторождении с использованием смеси флюидов гидроразрыва и извлечения потока из скважины, который включает следующие стадии:
a) определение требований к операции обратного потока, соблюдение которых обеспечивает поступление потока из скважины в штатное обрабатывающее оборудование;
b) определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего состав газообразного компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе;
c) определение по полученным требованиям к операции обратного потока содержания природного газа в смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего гидродинамическое давление на устье скважины, которое достаточно для поступления потока из скважины на поверхность и которое удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования к давлению не его входе;
d) подготовка смеси флюидов гидроразрыва с природным газом выбранного состава;
e) закачивание смеси флюидов гидроразрыва в скважину для разрыва пласта на стадии гидроразрыва пласта;
f) направление на стадии обратного потока газообразного компонента из потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем, по меньшей мере, часть потока, поступающего из скважины, содержит газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
Поток, поступающий из скважины, может также содержать и пластовые газы, и, по меньшей мере, некоторую часть пластовых газов и закачанного природного газа направляют в штатное обрабатывающее оборудование. Поток, поступающий из скважины, может также содержать и пластовые жидкости, и в этом случае способ включает также отделение жидкого компонента, содержащего пластовые жидкости, от потока, поступающего из скважины, с использованием оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием.
На стадии осуществления обратного потока газообразный компонент потока, поступающего из скважины, направляют из скважины в штатное обрабатывающее оборудование без выпуска газообразного компонента в атмосферу или его сжигания в факеле, в результате чего исключаются или, по меньшей мере, снижаются выбросы вредных веществ в окружающую среду.
Штатное обрабатывающее оборудование может быть сконфигурировано для обработки газов и жидкостей, и в этом случае способ также включает определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего состав газообразного компонента и жидкого компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа и жидкости на его входе, и направление на стадии обратного потока газообразного и жидкого компонентов потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем, по меньшей мере, часть потока, поступающего из скважины, содержит природный газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
Требования к операции обратного потока могут включать потери давления, связанные с оборудованием обратного потока, соединяющим скважину со штатным обрабатывающим оборудованием. Оборудование обратного потока может содержать сепаратор твердых частиц, и в этом случае способ включает также отделение твердых частиц от потока, поступающего из скважины, с использованием сепаратора твердых частиц перед направлением газообразных и жидких компонентов в штатное обрабатывающее оборудование. В другом варианте оборудование обратного потока может содержать сепаратор газ/жидкость, и в этом случае способ включает также отделение газообразного компонента от флюидов обратного потока с использованием сепаратора газ/жидкость с направлением газообразного компонента в штатное обрабатывающее оборудование. В другом варианте оборудование обратного потока может
- 3 031835 содержать трехфазный сепаратор, и в этом случае способ включает также использование трехфазного сепаратора для выделения газообразного компонента, водного компонента и нефти из потока, поступающего из скважины. В этом случае выделенный газообразный компонент может быть направлен в штатное обрабатывающее оборудование, водный компонент может быть направлен в оборудование очистки воды, в установку захоронения или в цистерну для хранения воды, и нефть может быть направлена в оборудование по подготовке нефти, в пункт реализации или в резервуар для хранения нефти.
Если давление потока, поступающего из скважины на вход системы отбора, не соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по давлению на его входе, способ может включать также повышение давления газообразного компонента потока, поступающего из скважины, с помощью компрессора до уровня, которое, по меньшей мере, удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования по входному давлению. При необходимости может осуществляться извлечение конденсирующейся воды из выделенного газообразного компонента с использованием оборудования обратного потока, пока газообразный компонент не будет удовлетворять требованиям к газу на входе компрессора. Также при необходимости удаление конденсирующихся жидкостей из газообразного компонента может осуществляться с использованием блока извлечения жидкостей из природного газа или блока очистки, пока газообразный компонент не будет удовлетворять требованиям к газу на входе компрессора.
Требования к операции обратного потока могут также включать максимальный приход базового компонента жидкости гидроразрыва, который обеспечивает его объем в пределах емкости цистерны для хранения воды, и в этом случае способ включает также выделение воды из потока, поступающего из скважины, с использованием наземного оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием, и накопление воды в цистерне для хранения воды.
В другом варианте осуществления изобретения предлагается способ гидравлического разрыва пласта в месторождении и извлечения потока из скважины, который включает следующие стадии:
a) определение требований к операции обратного потока, соблюдение которых обеспечивает поступление потока из скважины в штатное обрабатывающее оборудование;
b) определение по полученным требованиям к операции обратного потока содержания природного газа в смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего гидродинамическое давление на устье скважины, которое достаточно для поступления потока из скважины на поверхность и которое удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования к давлению на его входе;
c) подготовка смеси флюидов гидроразрыва с выбранным содержанием природного газа;
d) закачивание смеси флюидов гидроразрыва в скважину для разрыва пласта на стадии гидроразрыва пласта;
e) направление на стадии обратного потока, по меньшей мере, газообразного компонента из потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем, по меньшей мере, часть потока, поступающего из скважины, содержит газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
Способ может содержать определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего состав газообразного компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе. В другом варианте способ может включать также обработку газообразного компонента, поступающего из скважины, с использованием наземного оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием, пока состав газообразного компонента потока не будет соответствовать требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - схема расположения оборудования для закачивания смеси флюидов гидроразрыва, содержащей природный газ, в скважину, проходящую в пласт, по одному из вариантов осуществления изобретения.
Фиг. 2а, 2b - схема подземного месторождения с указанием потоков соответственно при закачивании в пласт и извлечении из него жидкости гидроразрыва.
Фиг. 3 - блок-схема способа гидроразрыва пласта с использованием смеси флюидов гидроразрыва и оборудования, указанного на фиг. 1, с последующим обеспечением обратного потока закачанной смеси флюидов гидроразрыва для отбора на поверхности выходящих веществ.
Фиг. 4 - схема, на которой показаны основные компоненты оборудования, создающего обратный поток жидкости гидроразрыва, в соответствии с одним из вариантов осуществления способа с использованием жидкости гидроразрыва, насыщенной природным газом, по настоящему изобретению для отбора газа гидроразрыва и пластового газа для подачи в штатное обрабатывающее оборудование.
Фиг. 5 - схема, на которой показаны основные компоненты оборудования, создающего обратный поток жидкости гидроразрыва, в соответствии с одним из вариантов осуществления способа с использованием жидкости гидроразрыва, насыщенной природным газом, по настоящему изобретению для отделения жидкостей из обратного потока с подачей извлекаемых газов в штатное обрабатывающее оборудование.
- 4 031835
Фиг. 6 - схема, на которой показаны основные компоненты оборудования, создающего обратный поток жидкости гидроразрыва, в соответствии с одним из вариантов осуществления способа с использованием жидкости гидроразрыва, насыщенной природным газом, по настоящему изобретению для отделения жидкостей из обратного потока со сжатием газов перед подачей в штатное обрабатывающее оборудование.
Фиг. 7 - графики, иллюстрирующие снижение плотности смеси флюидов, достигнутое за счет добавления природного газа к воде, в некотором диапазоне давлений при температуре 60°С.
Фиг. 8 - графики, иллюстрирующие снижение плотности смеси флюидов, достигнутое за счет добавления природного газа к воде в соответствии с Методикой 39 Американского нефтяного института в некотором диапазоне давлений при температуре 60°С.
Фиг. 9 - графики, иллюстрирующие изменение забойного гидродинамического давления в зависимости соотношений природного газа и воды для примера скважины с приходом 200 м3/день.
Фиг. 10 - графики давления и плотности внутри скважины для разных соотношений добавляемого природного газа и воды.
Подробное описание изобретения
В настоящем описании используются различные термины для указания давления в различных зонах пласта и скважины. Эти термины имеют смысловое значение, общепринятое у специалистов в данной области техники. Ниже приведены общие разъяснения этих терминов и их взаимосвязи.
Забойное гидродинамическое давление (BHFP) = давление на устье скважины + гидростатическое давление + потери давления на трение потока в скважине.
Гидродинамическое давление на устье скважины (WHFP) - давление на входе системы отбора + потери давления в наземном оборудовании.
Термин давление на входе системы отбора относится к давлению на входе штатного обрабатывающего оборудования или на входе трубопровода, подсоединенного к этому оборудованию.
Термин потери давления в наземном оборудовании относится к потерям давления флюидов обратного потока, проходящего через наземное оборудование обратного потока.
BHFP = пластовое давление - депрессия на пласт.
Депрессия на пласт = падение давления, вызванное силами вязкости, + падение давления, вызванное капиллярными силами.
Варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем описании, относятся к способу гидроразрыва пласта в месторождении и отбора флюидов обратного потока, поступающего из месторождения, причем способ включает подбор содержания природного газа в смеси флюидов гидроразрыва, достаточного для обеспечения необходимого гидродинамического давления на устье скважины, которое достаточно для подачи потока из скважины на поверхность, или же давления потока на входе системы отбора, которое удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования по давлению на его входе. Кроме того, состав природного газа подбирают таким образом, чтобы обеспечить состав потока флюидов, выходящих из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу флюидов на его входе. Гидродинамические давления на устье скважины и на входе системы отбора могут быть повышены путем добавления природного газа, который будет снижать потери гидродинамического давления в скважине.
Смесь флюидов гидроразрыва используется для гидравлического разрыва подземных пластов в месторождении, причем ее получают смешиванием, по меньшей мере, природного газа и базового флюида гидроразрыва и затем закачивают эту смесь в скважину, которая проходит через месторождение, к пласту, в котором необходимо выполнить гидроразрыв. Затем осуществляется обратный поток смеси флюидов гидроразрыва на поверхность из пласта вместе с пластовыми флюидами и газами, выходящими из скважины (все вместе поток, поступающий из скважины) с направлением этого потока в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование.
Базовый компонент жидкости гидроразрыва может содержать водный или углеводородный флюид для ремонта скважин, а также проппант и один или несколько загустителей для придания смеси нужной вязкости. Объем природного газа, добавляемого в смесь флюидов гидроразрыва, варьируют, чтобы смесь имела характеристики, которые необходимы при выполнении операций гидроразрыва и обратного потока флюидов гидроразрыва. Для выполнения операции обратного потока эти характеристики включают плотность, определенную плотность, гидродинамические характеристики и состав, которые обеспечивают приход и давление на поверхности, достаточные для подачи газов, выходящих из скважины, в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование.
Вышеупомянутый базовый компонент жидкости гидроразрыва соединяют с потоком газообразной фазы природного газа для формирования смеси флюидов гидроразрыва. В зависимости от характера базового компонента жидкости гидроразрыва природный газ, добавляемый в смесь, может хорошо или плохо смешиваться с флюидом для ремонта скважин. Полученную жидкость гидроразрыва закачивают в подземный пласт для формирования трещин или для расширения системы имеющихся трещин. Как это будет описано ниже более подробно, количество природного газа, добавляемого в традиционный углево
- 5 031835 дородный флюид для ремонта скважин, варьируют для получения необходимых характеристик жидкости гидроразрыва, которые определяют ее поведение при выполнении операции обратного потока, с целью повышения эффективности этой операции, так чтобы флюиды обратного потока можно быть отобрать с достаточной степенью эффективности. Более конкретно количество добавляемого природного газа может варьироваться для снижения гидростатического и гидродинамического давлений в скважине, в результате чего будет снижаться необходимое забойное гидродинамическое давление для обеспечения заданных гидродинамических давлений на устье скважины и на входе системы отбора флюидов. Количество добавляемого природного газа может также варьироваться для снижения количества жидкой фазы базового компонента смеси флюидов гидроразрыва, когда водный или углеводородный базовый компонент используется в жидкости гидроразрыва, так чтобы регулируемое количество жидкости можно было поместить в резервуар или в другую замкнутую систему наземного оборудования обратного потока, или чтобы состав флюидов на выходе соответствовал требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу флюидов на его входе и соответственно, чтобы эти флюиды можно было подать непосредственно на вход этого оборудования.
Термин природный газ, как он используется в настоящем описании, относится к метану (СН4), который может быть смешан с другими газообразными углеводородами, которые могут присутствовать в товарном природном газе. Природный газ часто представляет собой смесь, содержащую метан (СН4) в количестве от примерно 85 до примерно 99% и этан (С2Н6) в количестве от примерно 1 до примерно 15%, а также меньшие количества пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и пентана (С5Н12) и очень малые количества длинноцепочечных углеводородов. Природный газ, используемый в целях настоящего изобретения, может также содержать различные количества инертных газов, таких как диоксид углерода и азот. Природный газ находится в газообразном состоянии в стандартных условиях при температуре 60°F и атмосферном давлении, и критическая температура равна примерно -82°С. Как это будет описано ниже более подробно, температура природного газа на протяжении всей операции гидроразрыва пласта будет выше критической температуры, и, таким образом, природный газ все время будет в газообразном состоянии.
Для целей настоящего изобретения в качестве базового компонента жидкости гидроразрыва используется флюид для ремонта скважин, который может быть любым флюидом на водной основе или жидким углеводородным флюидом. Флюиды на водной основе могут содержать воду с солевым раствором, кислотой или метанолом. Жидкие углеводородные флюиды - это флюиды, содержащие алканы или ароматические соединения, которые используются для ремонта скважин, интенсификации притока или гидроразрыва.
Как показано на фиг. 1, в вариантах, рассмотренных в настоящем описании, используется оборудование 2 для гидроразрыва пласта, которое обеспечивает закачивание в месторождение смеси флюидов гидроразрыва. В этих вариантах может использоваться оборудование 3 обратного потока, показанное на фиг. 1, для извлечения флюидов обратного потока или оборудование, показанное на фиг. 4, 5 или 6.
Более конкретно на фиг. 1 иллюстрируется одна из конфигураций оборудования 2 для гидроразрыва пласта и оборудования 3 обратного потока для подачи и извлечения природного газа и смеси флюидов для ремонта скважин в процессе гидроразрыва в закрытом контуре.
Оборудование 2 для гидроразрыва пласта включает следующее оборудование 4 приготовления флюида для ремонта скважин и обеспечения его давления: резервуары 12 для хранения базового компонента жидкости гидроразрыва, модуль 14 химических добавок для хранения и подачи загустителей и модуль 16 хранения и подачи проппанта, необходимого для операции гидроразрыва. Флюид для ремонта скважин, химические загустители и проппант соединяют в смесителе 18 гидроразрыва для формирования жидкости гидроразрыва, которую затем подают в насосные установки 17 гидроразрыва, которые повышают давление жидкости гидроразрыва до уровня, необходимого для выполнения операции гидроразрыва. Оборудование 2 для гидроразрыва пласта также включает следующее оборудование 22 для подготовки природного газа: мобильные цистерны 24 для хранения природного газа в форме сжиженного природного газа (СПГ); насосные установки 26 для сжатия газа СПГ до уровня, необходимого для использования в операции гидроразрыва, с нагревом газа до нужной температуры. Оборудование 2 для гидроразрыва пласта также содержит компоненты 30 для введения в подготовленный флюид для ремонта скважин потока природного газа для формирования смеси флюидов гидроразрыва с последующим направлением этой смеси в устье скважины. Затем жидкость гидроразрыва поступает по скважине к пласту для выполнения гидроразрыва в заданном интервале глубин.
Оборудование 3 обратного потока, показанное на фиг. 1, предназначено для приема и отбора флюидов гидроразрыва и пластовых флюидов (поток, поступающий из устья 32 скважины после завершения операции гидроразрыва). В рассматриваемом варианте поток, выходящий из устья 32 скважины, направляется по трубопроводу, подсоединенному к устью, через дроссельный вентиль 5 в сепаратор 36, разделяющий газообразные и жидкие компоненты. Давление потока, поступающего из устья 32 скважины в сепаратор 36, регулируется с помощью дроссельного вентиля 5. Дополнительно между устьем 32 скважины и дроссельным вентилем 5 может быть установлена ловушка для песка или для других твердых
- 6 031835 частиц (необязательный элемент) для предотвращения попадания проппанта или других твердых частиц в оборудование 3 обратного потока. Вообще говоря, сепаратор 36 можно не использовать в оборудовании 3 обратного потока, и в этом случае весь поток, поступающий из скважины, может быть направлен в трубопровод (не показан) для обработки на удаленном оборудовании при условии, что состав потока соответствует требованиям по составу со стороны трубопровода и подсоединенного к нему штатного обрабатывающего оборудования. Сепаратор 36 (если он установлен) используется для разделения потока, поступающего из скважины, на газообразные и жидкие компоненты. Жидкие компоненты, включающие флюид для ремонта скважин и поступающие пластовые флюиды, направляются в резервуар 38 для извлеченных жидкостей. Вместо направления извлеченных жидкостей в резервуар 38 они могут быть направлены в трубопровод (не показан) для обработки, если имеется соответствующее обрабатывающее оборудование. Извлеченные газообразные компоненты, включая закачанный природный газ и пластовый газ, направляются в газопровод 40, соединенный со штатным обрабатывающим оборудованием (не показано) для обработки и для отправки на реализацию. Таким образом, может быть создана система гидроразрыва с замкнутым циклом, в которой обеспечивается выполнение гидроразрыва и извлечение закачанных компонентов без необходимости выпуска газов в атмосферу или сжигания в факеле 42 и накопления жидкостей в открытом котловане.
В соответствии с одним из вариантов операции гидроразрыва и обратного потока будут описаны со ссылками на фигуры 2а, 2b и 3.
Как показано на фиг. 2а, смесь 204 флюидов гидроразрыва закачивают по скважине 201 через перфорации 205 в подземное месторождение 202 для формирования изолированных или разветвленных трещин 203, отходящих от скважины 201 и проникающих в месторождение 202 (хотя на фиг. 2а показана трещина, отходящая симметрично в разные стороны от вертикальной скважины в подземное месторождение, трещины могут быть несимметричными, а скважина может быть как вертикальной, так и горизонтальной). При закачивании флюидов для создания трещин некоторая часть или вся смесь 204 флюидов гидроразрыва (указана ссылочным номером 206) выходит из трещин 203 в месторождение 202, и эта зона указывается как зона проникновения месторождения 202. После формирования достаточных трещин гидроразрыва закачивание флюидов гидроразрыва прекращают, скважину закрывают, и закачанная смесь 204 флюидов гидроразрыва будет просачиваться в подземное месторождение 202 до достижения равновесия и расклинивания трещин 203 проппантом. Смесь флюидов гидроразрыва после завершения закачивания заполняет трещины и зону проникновения подземного месторождения.
Для того чтобы начать добычу пластовых флюидов, необходимо извлечь достаточное количество смеси флюидов гидроразрыва из трещин 203 и подземного месторождения 202. Скважину открывают, и, как показано на фиг. 2b, поток 210 на выходе скважины, как правило, содержит закачанную жидкость гидроразрыва и пластовые флюиды, которые протекают из подземного месторождения 202 по трещинам 203 в скважину 201. Если пластовое давление достаточно для преодоления сил, вызываемых вязкостью и капиллярным эффектом, которые удерживают флюиды на месте внутри месторождения (вместе силы противодействия притоку из пласта), а также забойное гидродинамическое давление, поток 210 будет поступать из месторождения 202 и из трещин 203 в скважину 201 и далее через наземное оборудование обратного потока в штатное обрабатывающее оборудование (или в трубопровод для транспортировки в удаленно расположенное обрабатывающее оборудование). Как уже указывалось, забойное гидродинамическое давление складывается из потерь на трение потока на пути от перфораций до поверхности, гидростатического давления, потерь в наземном оборудовании и входного давления системы отбора флюидов.
Если пластовое давление не может преодолеть существующие силы противодействия притоку из пласта и забойное гидродинамическое давление, то к смеси флюидов гидроразрыва может быть добавлено некоторое количество природного газа для повышения гидродинамического давления на устье скважины, так чтобы поток 210, выходящий из скважины, мог преодолеть потери в наземном оборудовании обратного потока, и чтобы на входе системы отбора флюидов обеспечивалось давление, удовлетворяющее требованиям по входному давлению для трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования. Более конкретно природный газ в жидкости гидроразрыва служит для снижения количества жидких компонентов, поступающих в месторождение в процессе гидроразрыва, уменьшения капиллярных и вязкостных сил в зоне проникновения и созданных трещинах, и за счет уменьшения количества жидкостей в обратном потоке снижается плотность и соответственно гидростатическое давление флюидов, протекающих в скважине. Содержание жидких компонентов может быть снижено дополнительно до уровня, который удовлетворяет требованиям по составу для трубопровода и штатного обрабатывающего оборудования, или же, по меньшей мере, до уровня, при котором жидкости могут быть аккумулированы в закрытых резервуарах, в результате чего исключается контакт жидкостей с окружающей средой в случае их накопления в открытом котловане.
На фиг. 3 приведена схема, содержащая стадии способа гидроразрыва пласта и осуществления обратного потока, которые являются общими для каждого варианта осуществления изобретения. На стадии 301 для конкретной скважины и конкретного месторождения определяют условия обратного потока из скважины и требования к потоку, отбираемому на поверхности, которые включают условия внутри скважины, включая глубину, температуру и давление месторождения, содержащего
- 7 031835 пласт (глубина пласта, температура пласта, пластовое давление);
характеристики скважины, включая внешний диаметр обсадной колонны, шероховатость поверхности и толщину стенок;
условия гидроразрыва, включая давление гидроразрыва в забое скважины, а также характеристики базового компонента жидкости гидроразрыва, включая состав и плотность;
условия обратного потока, включая температуру потока в забое и температуру потока на устье скважины.
На стадии 302 определяют требования к оборудованию обратного потока и к его производительности, и затем определяют некоторые характеристики смеси 204 флюидов гидроразрыва, которые необходимы для обеспечения указанных требований в процессе осуществления обратного потока. Требования к операции обратного потока включают требования к оборудованию обратного потока, включающие требование к входному давлению штатного обрабатывающего оборудования, потери давления флюидов обратного потока, протекающих через оборудование 3 обратного потока (которые могут определяться конфигурацией наземного оборудования обратного потока), и заданное превышение давления флюидов на входе трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования;
требования к характеристикам обратного потока, включающие максимальный приход воды в обратном потоке, максимальный приход газа в обратном потоке, целевую депрессию при обратном потоке, целевое снижение забойного гидродинамического давления и состав газов и/или жидкостей, которые будут поступать в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование.
На стадии 303 определяют состав природного газа и содержание смеси флюидов гидроразрыва, которые будут обеспечивать выполнение требований к обратному потоку при осуществлении операции обратного потока. Для этого определяют соотношение между забойным гидродинамическим давлением и отношением природного газа к базовому компоненту жидкости гидроразрыва, причем в качестве входных величин используются условия обратного потока и условия отбора на поверхности для конкретной скважины и конкретного месторождения, а также полученные требования к обратному потоку. После определения этого соотношения задают отношение природного газа к базовому компоненту жидкости гидроразрыва для забойного гидродинамического давления, которое меньше разности пластового давления и депрессии пласта. Затем определяют количества природного газа и базового компонента жидкости гидроразрыва, которые должны быть смешаны для получения смеси флюидов гидроразрыва, в которой обеспечивается это отношение природного газа к базовому компоненту жидкости гидроразрыва. Состав закачиваемого природного газа выбирают таким образом, чтобы характеристики флюидов обратного потока, т.е. потока, извлекаемого закачанного газа, пластового газа и любых загрязняющих компонентов, возникших в результате гидроразрыва, удовлетворяли требованиям (или превышали их) для флюидов на входе штатного оборудования обработки газа.
На стадии 304 выполняют операцию гидроразрыва в скважине пласта месторождения 202, при выполнении которой готовят заданную смесь 204 флюидов гидроразрыва в соответствии с вычисленным составом и содержанием природного газа в базовом компоненте жидкости гидроразрыва и закачивают ее в скважину.
На стадии 305 осуществляют операцию обратного потока из месторождения 202, содержащего закачанную смесь флюидов гидроразрыва для выбранного забойного гидродинамического давления и выбранного прихода, так что характеристики извлекаемого из скважины потока удовлетворяют требованиям к характеристикам обратного потока, в результате чего давление на поверхности обеспечивает возможность отбора и обработки, по меньшей мере, извлекаемого газообразного компонента потока флюидов, поступающего из скважины при выполнении операции обратного потока.
При определении требований к характеристикам обратного потока на стадии 302 могут быть учтены требования штатного обрабатывающего оборудования к давлению и составу флюидов, поступающих на его вход. Например, максимальный приход газа может определяться производительностью и возможностями штатного обрабатывающего оборудования по обработке газов обратного потока с обеспечением или с превышением характеристик выходного товарного продукта, а максимальный приход базового компонента (например, воды) жидкости гидроразрыва и общее количество извлеченного базового компонента может определяться способностью закрытой системы отбора по отбору и накоплению воды. За счет точного установления требований к обратному потоку, которые обеспечивают выполнения требований по давлению и составу флюидов для трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования, может быть сокращен объем наземного оборудования обратного потока, что может обеспечивать сокращение времени проведения работ и экономию расходов по сравнению с традиционными процессами, в которых требуется обработка потока, поступающего из скважины, для обеспечения соответствия требованиям по составу и/или требованиям по давлению газов обратного потока. Кроме того, в связи с тем, что поток из скважины может направляться непосредственно в штатное обрабатывающее оборудование, сокращается или вообще исключается неблагоприятное воздействие на окружающую среду, связанное с выбросом газов в атмосферу или сжиганием их в факеле.
В одном из вариантов требования штатного обрабатывающего оборудования в отношении состава
- 8 031835 флюидов на входе могут быть удовлетворены путем задания смеси флюидов гидроразрыва, которая содержит природный газ, состав которого удовлетворяет требуемым характеристикам состава трубопроводного газа. В этом варианте базовым компонентом жидкости гидроразрыва может быть вода или жидкий углеводород, и его можно выделить из потока, поступающего из скважины, с помощью сепаратора газ/жидкость в наземном оборудовании обратного потока. В результате остальная часть потока будет содержать природный газ из смеси флюидов гидроразрыва, а также газ из пластовых флюидов. Поскольку штатное обрабатывающее оборудование обеспечивает обработку пластовых флюидов и поскольку состав природного газа задают таким образом, чтобы удовлетворялись требования штатного обрабатывающего оборудования по составу флюидов на входе, остальная часть потока, поступающего из скважины, должна быть пригодной для непосредственной подачи на вход штатного обрабатывающего оборудования, единственно только с разделением фаз в наземном оборудовании 3 обратного потока.
Ниже со ссылками на фиг. 7-10 будет рассмотрено более подробно определение на стадии 303 содержания природного газа для обеспечения требований к обратному потоку. На фиг. 7 приведены графики снижения плотности флюидов, которое может быть достигнуто при добавлении природного газа к воде, например, когда смесь флюидов жидкости гидроразрыва содержит природный газ и водный базовый компонент. Плотность смеси флюидов определяет гидростатическое давление, создаваемое флюидами в скважине, которое действует на подземное месторождение. Плотность смеси флюидов также определяет общее количество воды, которое, вероятно, будет подано в скважину и соответственно может быть извлечено на стадии обратного потока. Эта информация может определять емкость резервуаров для аккумулирования воды перед ее захоронением или дальнейшей обработкой. На фиг. 7 приведены графики плотности в диапазоне давлений от 1000 до 60000 кПа при температуре 60°С для выбранных отношений природного газа и воды. Отношения природного газа к воде варьируются от нуля до 1000 ст. м3 природного газа на каждый м3 воды. Могут быть получены аналогичные графики снижения плотности для других давлений, температур, жидкостей на водной основе и содержания газа. Как показано на фиг. 7, вода имеет сравнительно постоянную плотность примерно 1000 кг/м3 для разных давлений при температуре 60°С, так что обеспечивается градиент гидростатического давления примерно 9,8 кПа/м. Для скважины глубиной 2000 м гидростатическое давление в ее нижней части составит 19600 кПа. Силы трения потока в скважине приводят к дополнительным потерям давления, которые увеличивают забойное гидродинамическое давление, так что приходы обратного потока без достаточного пластового давления могут быть очень малыми, в результате чего увеличивается время выполнения операции обратного потока. Если забойное гидродинамическое давление примерно равно пластовому давлению, то разность давлений, которая обеспечивает преодоление сил противодействия притоку из пласта, т.е. сил, связанных с вязкостью, с капиллярным эффектом и с эффектами относительной проницаемости, минимальна, и извлечение флюидов из системы трещин серьезно ухудшается. Если же вода насыщена природным газом в отношении 400 ст. м3/м3 жидкости, то плотность смеси может варьироваться от 60 кг/м3 при давлении 1000 кПа до 630 кг/м3 при давлении 60000 кПа, и, таким образом, снижение плотности может составлять от 40 до 95%, и соответственно будет уменьшаться гидростатическое давление, создаваемое столбом флюида, которое будет воздействовать на пласт. В результате будет снижаться забойное гидродинамическое давление, и разность давлений с пластовым давлением будет увеличиваться.
На фиг. 8 приведены графики, аналогичные графикам на фиг. 7, иллюстрирующие снижение плотности смеси флюидов, которое может быть достигнуто при введении природного газа в жидкость для ремонта скважин на основе углеводородов для получения смеси флюидов гидроразрыва. Отличие графиков на фиг. 7 и 8 связано с тем, что по сравнению с водой природный газ очень хорошо растворяется в жидкости на основе углеводородов. В этом случае весь вводимый газ может быть растворен в жидкости на основе углеводородов при повышенных давлениях, поскольку при указанных давлениях и температуре, а также составе газа не происходит образования пузырьков газа. Этот эффект иллюстрируется на фиг. 8 линейным увеличением плотности для заданного отношения газ/жидкость при увеличении давления, и это линейное увеличение для графика 50 ст. м3/м3 начинается при давлении примерно 6000 кПа. Для некоторых жидкостей на основе углеводородов с повышенным содержанием природного газа можно обеспечить такие характеристики получаемой смеси флюидов гидроразрыва, при которых будет получена сверхкритическая смесь флюидов с очень низкой плотностью, которая не содержит жидкостей, или конденсирующаяся смесь с очень малым содержанием жидкостей. Графики фиг. 8, как и графики фиг. 7, могут быть использованы для вычисления общего количества базового углеводородного компонента жидкости гидроразрыва, которое будет закачано и может быть извлечено на стадии выполнения обратного потока, и полученные результаты могут определять емкость резервуаров, которые необходимо использовать для аккумулирования этого компонента перед дальнейшей обработкой.
На фиг. 9 приведен график зависимости забойного гидродинамического давления от отношения природный газ/вода при некоторых заданных условиях обратного потока и отбора потока на поверхности, а также некоторых заданных требованиях к обратному потоку. На фиг. 9 также приведен график зависимости прихода природного газа от отношения природный газ/вода при тех же условиях. Эти графики было получены с помощью имеющейся на рынке программы моделирования многофазного потока, а
- 9 031835 также требований к обратному потоку, как указано ниже в примере 1.
На фиг. 9 приведен график изменения забойного давления от 27200 кПа, когда в жидкость гидроразрыва не добавляли газ, до 5025 кПа, когда в жидкость добавлен газ в количестве 500 ст. м3/м3 воды. Можно видеть, что если в жидкость гидроразрыва не добавлять газ, то забойное гидродинамическое давление существенно превышает пластовое давление, и при этих условиях обратный поток невозможен. Содержание природного газа, необходимое для соблюдения требований к обратному потоку, полученных на стадии 303, определяется на фиг. 9 по отношению природный газ/вода, необходимому для снижения забойного гидродинамического давления, так чтобы оно стало ниже уровня, равного разности пластового давления и депрессии на пласт, которая обеспечивает преодоление эффектов противодействия притоку из пласта при необходимом приходе извлекаемых флюидов. Как это хорошо известно в отрасли, может быть задана целевая доля (в процентах) депрессии на пласт при обратном потоке, которая, как можно ожидать, будет достаточной для преодоления расчетных эффектов противодействия притоку из пласта. Эта заданная доля депрессии на пласт может быть использована для расчета снижения давления. Забойное гидродинамическое давление, необходимое для подачи потока флюидов в штатное обрабатывающее оборудование, может быть определено как разность пластового давления и депрессии на пласт. После определения требуемого забойного гидродинамического давления по графикам фиг. 9 может быть определено требуемое отношение природный газ/вода, и для осуществления операции гидроразрыва может использоваться подходящая смесь флюидов гидроразрыва (в качестве базового компонента жидкости гидроразрыва используется вода).
Как это будет рассмотрено ниже в примере 1, целевая доля депрессии на пласт, используемая на фиг. 9, равна 60%, что дает целевую депрессию на пласт, равную 10395 кПа. Таким образом, целевое забойное гидродинамическое давление равно 6930 кПа, и поэтому требуемое отношение природный газ/вода равно250 ст. м3/м3 воды. При этом целевом забойном гидродинамическом давлении на поверхность поступает примерно 50000 ст. м3/сутки природного газа, и интенсивность поступления на поверхность жидкости была определена в требовании к обратному потоку как 200 м3/сутки. Считая, что первоначально определенные требования к обратному потоку удовлетворяют требованиям к составу флюидов, поступающих в трубопровод и в штатное обрабатывающее оборудование, можно ожидать, что указанная интенсивность потока газа, поступающего на поверхность, и его состав соответствуют характеристикам штатного обрабатывающего оборудования, и что поток, поступающий из скважины, может быть подан непосредственно (или по трубопроводу) в это оборудование или же только с отделением жидкостей, если обрабатывающее оборудование обеспечивает обработку только газа.
Как уже отмечалось, добавление природного газа в жидкость гидроразрыва снижает забойное гидродинамическое давление за счет снижения гидростатического давления. Однако поведение смесей флюидов, протекающих в скважине, является сложным процессом, и поэтому оно не всегда может быть описано простыми уравнениями, так что для описания поведения потока смесей флюидов используются компьютерные программы. В действительности давление будет изменяться по глубине скважины, в результате чего газообразная фаза будет сжиматься или расширяться, что приводит к изменениям плотности, определяющей гидростатическое давление. Аналогично потери давления, связанные с гидродинамическим трением потока смеси флюидов в скважине, изменяются при изменении относительного объема газа, который, как это было указано, изменяется при изменениях давления по глубине скважины.
В дополнение к выбору содержания природного газа в жидкости гидроразрыва для обеспечения характеристик потока, поступающего из скважины, удовлетворяющих требованиям штатного обрабатывающего оборудования по входному давлению, также выбирают состав природного газа для обеспечения состава флюидов обратного потока, удовлетворяющего требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе. Можно считать, что, используя высокое содержание метана в природном газе, вплоть до 100%, можно обеспечить соответствие потока, поступающего из скважины, требованиям по составу флюидов на входе. В других вариантах для обеспечения повышенной теплотворной способности газов обратного потока можно выбрать состав закачиваемого природного газа с содержанием метана лишь 85%, и повышенная теплотворная способность будет обеспечиваться за счет повышенного содержания этана и пропана. Аналогично может быть изменено содержание других компонентов для соответствия самым разным требованиям по составу газов обратного потока. Например, загрязняющий компонент, связанный с разрывом пласта, может включать диоксид углерода, выделяющийся в результате действия кислоты, используемой для разрыва карбонатного пласта. В этом случае содержание природного газа в жидкости гидроразрыва может быть повышено для разбавления диоксида углерода, чтобы обеспечить выполнение требований по составу флюидов, поступающих из скважины на вход оборудования. В других вариантах попадание легких фракций нефти в поток газа, извлекаемый после разрыва, в котором в качестве базового компонента используется нефть, может обеспечивать слишком высокую теплотворную способность, так что может использоваться закачиваемый газ с содержанием метана порядка 100% или же может использоваться повышенное содержание азота для снижения теплотворной способности извлекаемого газа.
Таким образом, введение природного газа с подобранным составом и в подобранной концентрации в жидкость гидроразрыва служит цели обеспечения обратного потока жидкостей гидроразрыва и отбор
- 10 031835 газов обратного потока в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование с минимальным выпуском в атмосферу или сжиганием в факеле. Содержание газа подбирают, по меньшей мере, таким образом, чтобы обеспечить давление потока из пласта 202 и на устье скважины 201, достаточное для разделения фаз (если оно необходимо) и для возможности подачи извлеченного газообразного компонента в штатное обрабатывающее оборудование без дополнительного повышения давления. Кроме того, подбирают состав закачиваемого природного газа таким образом, чтобы состав газообразного компонента потока, выходящего из скважины, соответствовал требованиям по составу флюидов на входе трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования. В этом случае могут быть исключены требования, сложности и затраты, связанные с обеспечением потока из скважины с использованием известных способов, таких как поршневание или газлифт. В этом случае также исключается необходимость в обработке и повышении давления газообразного компонента перед его подачей в штатное обрабатывающее оборудование. Кроме того, состав газообразного компонента регулируют таким образом, чтобы исключить затраты и сложности, связанные с предварительной обработкой для удаления загрязняющих составляющих, таких как азот и диоксид углерода. Как это описано ниже, газы обратного потока могут быть легко извлечены без использования специального наземного оборудования обратного потока, такого как осушители, мембранные газосепараторы, башни аминовой очистки, холодильные установки, дополнительная трубная колонна, газлифтное оборудование, оборудование для поршневания и сжатия газов для обратной закачки или для подачи в штатное обрабатывающее оборудование. В некоторых применениях количество природного газа, добавляемого в жидкость гидроразрыва, может быть ограничено, и в этом случае могут не выполняться все условия обработки и обратного потока. В этих случаях применение природного газа в жидкости гидроразрыва может обеспечивать сокращение объема необходимого специального наземного оборудования, а не полное его исключение.
В соответствии с другим вариантом, представленным на фиг. 4, наземное оборудование 3 обратного потока сконфигурировано для обеспечения полного извлечения флюидов из скважины после гидроразрыва, включая закачанный природный газ и пластовые флюиды, которые затем направляются в штатное обрабатывающее оборудование 404, сконфигурированное для обработки как жидкостей, так и газов. В этом варианте обеспечивается дополнительный пескоуловитель 403, который обеспечивает отделение твердых частиц, таких как частицы проппанта, от потока, поступающего из скважины, перед его подачей на вход штатного обрабатывающего оборудования 404. Гидродинамическое давление на устье 401 скважины должно быть достаточным для преодоления потерь в трубопроводе 405, пескоуловителе 403, дроссельном вентиле 402 и трубопроводе 405 на скорости обратного потока и для обеспечения требуемого давления на входе штатного обрабатывающего оборудования 404. Содержание природного газа в закачиваемой смеси флюидов гидроразрыва подбирают таким образом, чтобы обеспечить достаточное давление на устье скважины при требуемых характеристиках обратного потока. Такая конфигурация особенно подходит для подачи обратного потока в штатное обрабатывающее оборудование, которое может обрабатывать как жидкости, так и газы, и которое часто развернуто на скважинах по добыче нефти или на газовых скважинах, из которых добывают флюиды с высоким содержанием жидкостей.
В соответствии с другим вариантом, представленным на фиг. 5, наземное оборудование 3 обратного потока сконфигурировано для извлечения флюидов из скважины после гидроразрыва таким образом, что поток разделяют на фазы для отбора, и только газообразный компонент направляют в газопровод или в штатное обрабатывающее оборудование 504, а жидкий компонент направляют в отдельные системы отбора, которые могут содержать, по меньшей мере, средства для хранения, трубопроводной транспортировки, обработки, очистки или захоронения. В этом варианте оборудование 3 обратного потока, показанное на фиг. 4, дополнительно содержит трехфазный сепаратор 507, который обеспечивает разделение потока, поступающего из скважины, на газ, воду и нефть, причем газообразный компонент по газопроводу 508 направляют в газопровод или штатное оборудование 504 для обработки газа, воду направляют по водопроводу 509 в оборудование 510 очистки/захоронения воды и нефть направляют по нефтепроводу 511 в оборудование 512 обработки или для реализации. Вместо трехфазного сепаратора 507 может использоваться четырехфазный сепаратор (не показан), обеспечивающий разделение четырех фаз, в котором дополнительно отделяются твердые частицы, и в этом случае пескоуловитель 503 исключается. В другом варианте, если поток, поступающий из скважины, содержит только газ и воду, вместо сепаратора 507 может использоваться сепаратор, обеспечивающий разделение двух фаз.
В другом варианте вода и нефть могут накапливаться в соответствующих резервуарах временного хранения (не показаны), из которых они могут транспортироваться автоцистернами или другими средствами к месту захоронения, обработки или реализации.
Как уже указывалось, извлеченный природный газ, представляющий собой смесь закачанного природного газа и пластового природного газа, направляют по газопроводу 508 на вход трубопровода 504 или штатного обрабатывающего оборудования. Трубопровод 504 может обеспечивать транспортировку природного газа к удаленному месту обработки или реализации (не показано) или же в оборудование для отбора, находящееся на площадке скважины, такое как, например, оборудование для обработки и хранения сжатого или сжиженного природного газа. Отобранная жидкая нефть, включая нефть, которая использовалась в качестве базового компонента жидкости гидроразрыва, направляется по нефтепроводу
- 11 031835
511 в оборудование 512 обработки или реализации, которое может быть трубопроводом, или оборудованием подготовки нефти на площадке скважины, или хранилищем. Аналогично отобранную воду направляют по трубопроводу 509 в оборудование 510 очистки/захоронения воды. Эта вода может быть водой, закачанной для осуществления гидроразрыва, или пластовой водой, и она может быть очищена для повторного использования в операциях гидроразрыва или для других целей или же может быть закачана в скважину для захоронения промысловых вод (не показана). Гидродинамическое давление на устье 501 скважины должно быть достаточным для преодоления потерь на компонентах 502, 505, 503, 506, а также потерь давления на сепараторе 507 и в трубопроводе 508 при скорости обратного потока и для обеспечения требуемого давления на входе штатного обрабатывающего оборудования 504. Как и в предыдущем варианте, содержание природного газа в закачиваемой смеси флюидов гидроразрыва подбирают таким образом, чтобы обеспечить достаточное давление на устье скважины при требуемых характеристиках обратного потока.
Конфигурация оборудования обратного потока в рассматриваемом варианте подходит для осуществления обратного потока после гидроразрыва с использованием природного газа, когда имеется трубопровод или система отбора природного газа, однако штатное обрабатывающее оборудование имеет малую производительность (или вообще никакой производительности) в отношении жидкостей. Эта конфигурация типична для скважин, из которых добывают сухой природный газ, или же для случаев, когда содержание жидкостей мало, и эти жидкости отделяют и отбирают для хранения на площадке скважины.
В соответствии еще с одним вариантом, представленным на фиг. 6, наземное оборудование 3 обратного потока сконфигурировано для извлечения потока из скважины после гидроразрыва с разделением этого потока на газ, воду и нефть, причем давления выделенного газообразного компонента недостаточно для его подачи на вход штатного обрабатывающего оборудования. Как и в варианте, представленном на фиг. 5, оборудование обратного потока содержит трубопровод 605, соединяющий устье скважины с пескоуловителем 603. Другой трубопровод 606 с дроссельным вентилем 602 соединяет пескоуловитель 603 с сепаратором 607, который обеспечивает разделение потока, поступающего из скважины, на газ, воду и нефть, причем газообразный компонент по газопроводу 608 направляют в газопровод или штатное оборудование 604 для обработки газа, воду направляют по трубопроводу 609 в оборудование 610 очистки/захоронения воды и нефть направляют по нефтепроводу 611 в оборудование 612 обработки или для реализации. В этом варианте оборудование 3 обратного потока содержит осушитель 613 газа, двигатель 614 и газовый компрессор 615, соединенные с трубопроводом 608, для обеспечения давления извлеченного газообразного компонента, достаточного для подачи газа на вход штатного оборудования 604 обработки газа. Осушитель 613 газа используется для отделения конденсирующейся воды от потока газа для предотвращения повреждения компрессора 615. В случае добычи газа, содержащего много жидких углеводородов, вместо осушителя 613 или в дополнение к нему может быть использован блок отделения жидких компонентов или скруббер (не показан) для выделения этого газоконденсата из газообразного компонента потока, поступающего из скважины. Гидродинамическое давление на устье 601 скважины должно быть достаточно для преодоления потерь на оборудовании 602, 605, 603, 606, 607, 608, осушителе 613 и трубопроводе 616 при скорости обратного потока с обеспечением достаточного давления на входе компрессора 615, приводимого в действие двигателем 614. Компрессор 615 обеспечивает повышение давления закачанного и пластового газов до уровня, при котором обеспечивается выполнение требований по входному давлению трубопровода или системы 604 отбора. Как и в предыдущем варианте, содержание природного газа в закачиваемой смеси флюидов гидроразрыва подбирают таким образом, чтобы обеспечить достаточное давление на устье скважины при требуемых характеристиках обратного потока. В этом случае природный газ, добавляемый к смеси флюидов гидроразрыва, минимизирует нагрузку компрессора 615, например, когда нежелательно использовать несколько ступеней компрессии. В другом варианте содержание природного газа подбирают таким образом, чтобы только обеспечивался обратный поток из пласта 202 до устья скважины 201.
Этот вариант подходит для обратного потока после гидроразрыва, при котором используется природный газ, когда используется трубопровод или система отбора природного газа с высоким давлением на входе или когда к жидкости гидроразрыва не может быть добавлено достаточное количество природного газа, и для выполнения условий по входному давлению трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования необходимо дополнительное повышение давления газа. Этот вариант также применим в тех случаях, когда природный газ направляют в трубопровод высокого давления или в штатное обрабатывающее оборудование, когда требуется снизить необходимое повышение давления внутри системы. Кроме того, в тех применениях, в которых условия гидроразрыва ограничивают содержание природного газа, это дополнительное повышение давления может быть использовано для полного отбора газообразного компонента потока, поступающего из скважины.
В вариантах, представленных на фиг. 5 и 6, может использоваться факел (не показан) для инициализации и стабилизации потока перед направлением извлеченных газов на вход системы трубопровода или обрабатывающего оборудования.
Ниже описаны примеры, которые даются лишь для иллюстрации изобретения, и не должны рассматриваться как ограничения его описания или формулы.
- 12 031835
Пример 1.
Дается пример применения оборудования, показанного на фиг. 1, для иллюстрации предложенного способа, схема которого приведена на фиг. 3. Целью работ является интенсификация добычи из газоносного коллектора на глубине 2500 м. Для этого выполнялся гидроразрыв с использованием смеси воды с добавками, понижающими поверхностное натяжение (технология Slick Water), с проппантом (всего 100 т) и с природным газом с последующим осуществлением обратного потока, поступающего из скважины в трубопровод. В скважине на глубине 2510,5 м были выполнены перфорации в обсадной колонне диаметром 114,3 мм (трубной колонны нет), и температура в забое составляет 90°С В рассматриваемом примере газ, извлекаемый при выполнении обратного потока после гидроразрыва, должен направляться в трубопровод с входным давлением 1400 кПа. Требования по составу на входе трубопровода соответствуют составу природного газа, закачиваемого при осуществлении гидроразрыва, который содержит 95% метана и более В табл. 1 приведены общие условия и требования для операций гидроразрыва и обратного
Описание условий в скважине
| Гпубина пласта | 2500 м |
| Глубина зоны перфораций | 2510 5 м |
| Температура пласта | 90 °C |
| Пластовое давление | 17325 кПа |
в скважине.
Таблица 1. Описание примера операций гидроразрыва с использованием природного газа и обратного потока
Условия обратного потока в скважине
| Температура в забое | 75’С |
| Температура на устье скважины | 12°С |
Описание скважины
| Внешний диаметр лифтовой/обсадной колонны | 114 3 мм |
| Толщина стенки | 9 65 мм |
| Шероховатость стенок | 0 0400 мм |
Требования к обратному потоку оборудование
| Давление трубопровода | 1400 кПа |
| Потери давления в наземном оборудовании | 1000 кПа |
| Целевое превышение входного давления | 200 кПа |
| Минимальное гидродинамическое давление на устье скеажмиы | 2600 кПа |
Условия гидроразрыва
| Давление разрыва на забое | 45189 кПа |
| Жидкость лтдроразрыва | Slick Water |
| Плотность жидкости гидроразрыва | 1000 кг/м0 |
Требования к обратному потоку характеристики
| Максимальный приход воды в обратном потоке | 200 ма/сугки |
| Целевая доля депрессии на пласт при обратном потоке | 60% |
| Депрессия на пласт в забое | 6930 кПа |
Информация описаний пласта и скважины, приведенная в табл. 1, взята из записей по бурению и заканчиванию, которые обычно делаются в журналах в процессе строительства скважин Условия гидроразрыва обычно получают из информации, характеризующей пласт и прилегающую местность. Аналогично условия обратного потока из скважины получают из информации по соседним скважинам, из результатов компьютерного моделирования потока, а также из общих практических соображений. Информация в отношении наземного оборудования обратного потока основывается на характеристиках оборудования, которое должно быть развернуто для операции обратного потока, а также на знании режима работы трубопровода отбора флюида и используется для определения минимального гидродинамического давления на устье скважины. В этом случае минимальное гидродинамическое давление складывается из давления трубопровода, потерь давления в наземном оборудовании и намеченного превышения давления на входе трубопровода.
Оборудование определяется при допущении, что состав закачиваемого газа при гидроразрыве обеспечивает возможность подачи флюидов обратного потока в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование без специальной обработки. Требования к характеристикам обратного потока являются регулируемыми целевыми величинами, установленными для операции обратного потока. В рассматриваемом примере максимальный приход воды задается на уровне 200 м3/сутки, и это может быть ограничение, определяемое возможностями оборудования обратного потока, или просто возможностями транспортировки и захоронения извлекаемой воды. В некоторых случаях минимальный приход воды может быть задан для обеспечения ускорения обратного потока из скважины. В иных случаях ограничение прихода воды может быть задано в соответствии с возможностями или требованиями трубопровода или штатного обрабатывающего оборудования. Целевая депрессия на пласт при обратном потоке обычно определяется по депрессии на пласт, необходимой для эффективного извлечения флюидов из пласта при осуществлении обратного потока после гидроразрыва. При этом может учитываться опыт, результаты лабораторных испытаний образцов или компьютерного моделирования. В этом случае выбрана депрессия 60%, что дает разницу давлений между пластом и скважиной в 10395 кПа при забойном гидродинамическом давлении 6930 кПа.
Как уже указывалось, на фиг. 9 приведены графики, иллюстрирующие изменения забойного гидродинамического давления и соответствующего прихода природного газа от соотношения природный газ/вода в смеси флюидов гидроразрыва для рассматриваемого примера при указанных условиях. В рас
- 13 031835 четах использовалась модель, сконфигурированная в соответствии с условиями примера, и входные параметры включают целевое гидродинамическое давление 2600 кПа на устье скважины с приходом жидкости 200 м3/сутки. При таких ограничивающих условиях изменяли отношение природный газ/вода и определяли забойное гидродинамическое давление, необходимое для обеспечения целевого гидродинамического давления на устье скважины. Как видно на графике фиг. 9, забойное давление изменяется от 27200 кПа, когда в смесь флюидов гидроразрыва не добавляли газ, до 5025 кПа, когда в жидкость добавляется газ в количестве 500 ст. м3/м3 воды. В рассматриваемом примере, когда природный газ не добавляется, забойное гидродинамическое давление значительно превышает пластовое давление, и никакого обратного потока без поршневания или газлифта не будет. Добавление природного газа в количестве по меньшей мере 55 ст. м3/м3 воды лишь уравновешивает забойное и пластовое давления. Действие потерь давления на трение можно видеть по асимптотическому характеру изменения графика забойного давления при повышении соотношения природный газ/вода при постоянном приходе жидкостей, т.е. при повышении содержания природного газа гидравлические потери увеличиваются, снижая эффективность понижения плотности смеси флюидов, обеспечиваемую добавлением природного газа. Чтобы обеспечить при таких условиях целевое забойное гидродинамическое давление 6930 кПа, требуется отношение природный газ/вода примерно 250 ст. м3/м3. Расчетное гидродинамическое давление на устье скважины составляет 2600 кПа с приходом жидкостей 200 м3/сутки и приходом газа 50000 ст. м3/сутки при забойном гидродинамическом давлении 6930 кПа, что соответствует требованиям целевых характеристик обратного потока.
На фиг. 10 представлены графики давления и плотности внутри скважины для рассматриваемого примера при отношении природный газ/вода, равном 250 ст. м3/м3, где по вертикальной оси отложены глубины скважины, по верхней горизонтальной оси отложены величины гидродинамического давления внутри скважины и по нижней горизонтальной оси отложены величины плотности смеси природного газа и воды внутри скважины. Плотность смеси флюидов изменяется в диапазоне от 115 кг/м3 на поверхности до 218 кг/м3 в условиях забоя, и гидростатическое давление равно соответственно примерно 4100 кПа. Разности давлений возникают в результате гидродинамических потерь давления, которые определяются в этом случае на уровне примерно 230 кПа. График гидродинамического давления при отношении природный газ/вода, равном 250 ст. м3/м3, показывает, что целевое забойное гидродинамическое давление равно 6930 кПа на глубине 2510,5 м и целевое гидродинамическое давление на устье скважины равно 2600 кПа. Таким образом, было выбрано минимальное содержание природного газа в обратном потоке.
Затем это выбранное содержание природного газа используется в расчете операции гидроразрыва, в результате чего составляется схема закачивания жидкости гидроразрыва, Схема осуществления гидроразрыва может быть получена на основе известных характеристик и требований пласта или же в соответствии с инженерными расчетами, использующими модель гидроразрыва. В результате жидкость гидроразрыва общим объемом 230 м3 содержит 128 м3 воды, 100 т проппанта и 31990 м3 природного газа. Таким образом, количество воды, закачанное в пласт, уменьшается почти на 45%, в результате чего существенно снижается производительность наземного оборудования по обработке воды, экономится время и снижается потребность в воде. В данном случае схема гидроразрыва определяет, что природный газ добавляют в жидкость гидроразрыва при выбранном отношении 250 ст. м3 природного газа на 1 м3 воды. При использовании выбранного отношения природного газа к воде в операции гидроразрыва предполагается, что пласт содержит только сухой природный газ без пластовых жидкостей, воды или конденсатов. Если же известно, что пласт может содержать пластовые жидкости, которые могут поступать в скважину, то отношение природный газ/вода может быть повышено для обеспечения достаточного гидродинамического давления на устье скважины для обратного потока, в котором присутствуют эти дополнительные жидкости. При необходимости для определения оптимального увеличения содержания природного газа может быть выполнен анализ влияния дополнительных пластовых жидкостей на обратный поток. В другом варианте из пласта в обратный поток может поступать пластовый природный газ, дополнительно улучшающий характеристики обратного потока. В этом случае для такого пласта может быть использовано меньшее содержание природного газа по сравнению с выбранным минимальным содержанием. Хотя это и не указано в рассматриваемом примере, используемое содержание природного газа также может варьироваться в процессе выполнения гидроразрыва, чтобы наилучшим образом обеспечить соблюдение требований операций гидроразрыва и обратного потока. Например, на предварительной стадии гидроразрыва может использоваться жидкость гидроразрыва без проппанта (только с природным газом) или же могут использоваться стадии, на которых жидкость гидроразрыва не содержит природный газ.
- 14 031835
Таблица 2. Программа выполнения гидроразрыва с использованием воды Slick Water с природным газом
ГИДРОРДЗРЫВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОДЫ SUCK WATER С ПРИРОДНЫМ ГАЗОМ
| Гпубина = Расход | 2510,5 м 5,0 мЧмин | Градиент давления цщ резрьв* | 13 кЛа/м | Трубная колонна = Уд объем | 114,3 мм 3,06741 7 w7m | |||||
| WH₽· | Д3,4 МПа | |||||||||
| ПрСппЛп | ТГЧШЙ | Песок. Сито 20/40 | Объем Скааямны | 15.52 м2 | ||||||
| Прслпжт, | 100.0 тонн | Надогфодеекв | 0,5 м1 | |||||||
| всего | ||||||||||
| Плотность проппанта | 2650 кг«’ | Давление разрыва на забое | 45,1$ МПа | |||||||
| Общин расход | 5,0 м’/мин | Температура в забое | $о:с | |||||||
| Расход аОды | 2,8 м*/мин | Удепьньж Объем природного | ||||||||
| = | 685 Ст мг/мнн | газа = | 312,33 ст м | 2/м2 | ||||||
| Расход газа | 45% | Отношение природный | ||||||||
| Дом газа | газ/вода | 256 ст м^м | 2 ВОДЫ | |||||||
| Суспензия | Вода Slick Water | Проппант | гриродныи газ | Условия на | забое | |||||
| Описание стадии | Прозводител | Расход | Объем Суммарн | КОЧ1&1Т0 в | Вес прсп- | Суммарнь» | Расход при- Объем газа | Суммарный | Общин | Концентр Доля «аза |
| ЬН С*14СМГ*ПЯ | в«ды Slick SlKk Об ь*м EliCk | смесителе | панта по | вес прсп- | род него газа по стадиям | объем газа | расход | у перфо- | ||
| (мТмин) | Water | Water Water | (кг/га2 жидк) | стадиям | панта | (Ст м’/мин) (ст м2) | (От м2) | (млмин) | раши | |
| (μή«Η) | (м3) (ы3) | (гожа) | (темна) | (кг/м3) |
| начале заполнения СКВВЖИМ>1 | 050 | 65 | ЮЗ | 125 | 2«8 | 2588 | 0$0 | 0445 | |||||
| Жндюетьбез проппхта | 2 78 | 2 78 | 14 0 | 25 0 | «05 | 356« | «6$4 | 5,00 | 0 | 0.4Д5 | |||
| начале подя-м | 2 78 | 2 41 | 24,3 | 843 | 720 | 10« | 10« | «04 | 375« | 0850 | 5,00 | 400 | 0,445 |
| проплата Повышение | 275 | 231 | 150 | 33 4 | «60 | 18 2 | 306 | 578 | 5008 | 14658 | 5,00 | 533 | 0445 |
| концентрации Повышение | 2 78 | 2 22 | 30 3 | 1177 | 1206 | 306 | «00 | 555 | «261 | 2Ш8 | 5,00 | «6« | 0,445 |
| концентрации Повышение | 278 | 2 22 | 200 | 161 | 1206 | 400 | 1000 | 555 | 8052 | 20471 | 5,00 | «6« | 0,445 |
| концентрации конец обработки | 275 | 2 75 | 58 3 | 127 7 | «85 | 2515 | 31880 | 5,00 | 0 | 0,445 |
Требования по объему
Природным ГВ1 31,8$0 ст ыЗ 53,3 м3 »идк 5 м3 W,3 м3
SfcCk Water 127 7 м3 15мЗ 142,7 м3
После разработки программы гидроразрыва в соответствии с требованиями конкретного применения на площадку скважины доставляют оборудование и необходимые материалы для осуществления операция гидроразрыва и обратного потока с использованием природного газа и воды Slick Water. Оборудование устанавливают, осуществляют необходимые соединения для осуществления гидроразрыва и загружают материалы. В рассматриваемом примере используют источник сжиженного природного газа, однако может использоваться любой источник природного газа. Аналогично оборудование по подготовке жидкости по ремонту скважин и закачивающее оборудование представляет собой обычный смеситель и насосные установки для закачки жидкости гидроразрыва, хотя, в принципе, может использоваться любая конфигурация оборудования, подходящая для подготовки и повышения давления потока жидкости по ремонту скважин. После соединения всех компонентов оборудования и загрузки необходимых материалов выполняются мероприятия по технике безопасности в отношении операции гидроразрыва с использованием природного газа и жидкой смеси, которые могут включать определение возможных опасностей, испытания оборудования под давлением, проведение инструктажей и подробный разбор требований операции гидроразрыва. После завершения всех подготовительных мероприятий начинают операции по закачиванию жидкости гидроразрыва по разработанной программе гидроразрыва с использованием природного газа и воды Slick Water в соответствии с табл. 2 рассматриваемого примера. Жидкость, проппант и химические добавки смешивают и обеспечивают необходимое давление смеси с использованием оборудования, подобного оборудованию, указанному на фиг. 1 ссылочным номером 4, в то время как природный газ подготавливают и обеспечивают его давление с использованием оборудования, указанного ссылочным номером 22. Подготовленные потоки смешивают в смесителе 30 и закачивают в скважину в форме смеси природного газа и воды, которая может содержать (или не содержать) химические модификаторы смеси или проппанты. Смесь поступает вниз по скважине 201 фиг. 2а в пласт 202 для создания подземных трещин 203. После выполнения операции гидроразрыва в соответствии со схемой табл. 2 или с изменениями для учета реакции скважины в процессе гидроразрыва закачивание прекращают и наземное оборудование запирается.
Через промежуток времени, который можно считать достаточным для формирования трещин в пласте, инициируют поток из скважины для извлечения закачанных флюидов гидроразрыва, чтобы затем можно было начать добычу углеводородов из скважины. Поток флюидов 207 из созданных трещин 203 и из зоны проникновения в пласте, содержащий жидкость гидроразрыва, закачанную вместе с природным газом, а также пластовые флюиды, из устья 32 скважины поступает в оборудование обратного потока, указанное ссылочным номером 3 на фиг. 1. Поток, поступающий из скважины, направляется через дроссельный вентиль 5 в фазовый сепаратор 36, в котором может быть выполнено разделение газов, жидкостей и твердых частиц. Выводимые твердые частицы, которые могут включать проппант, накапливаются в резервуаре 36 сепаратора и удаляются по мере заполнения резервуара. Закачанные и пластовые жидкости накапливаются в сепараторе 36 и отводятся в накопительный резервуар 38. Смесь закачанного и пластового природного газа направляется из резервуара 36 сепаратора в трубопровод 40 для отбора и реали
- 15 031835 зации. Дополнительно (но не предпочтительно) может использоваться факел 42, обеспечивающий инициализацию потока перед направлением природного газа в трубопровод. Факел 42 может быть нужен для стабилизации потока во время регулирования дроссельного вентиля для обеспечения нужного гидродинамического давления на входе трубопровода. Как это уже указывалось для рассматриваемого примера, когда в закачиваемой смеси флюидов гидроразрыва используют природный газ в достаточном количестве и нужного состава, направление природного газа в трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование осуществляется с достаточным давлением, и очистка скважины может обеспечиваться без необходимости выпуска газа в атмосферу или сжигания его в факеле или же с минимальным выпуском газа в атмосферу или сжиганием в факеле. Природный газ в жидкости гидроразрыва, представляющий собой смесь закачанного и пластового природного газа, может быть отобран и направлен на реализацию.
Объемное замещение жидкостей для гидроразрыва также очень выгодно с точки зрения минимизации требований к обработке извлекаемых жидкостей, снижения времени осуществления обратного потока и улучшения характеристик работы скважины. В рассматриваемом примере снижение количества воды на 45% происходит путем использования всего лишь 128 м3 воды во всем объеме 230 м3 жидкости гидроразрыва. В рассматриваемом примере, предполагая полное извлечение воды, в случае прихода жидкости обратного потока порядка 200 м3/сутки жидкость гидроразрыва может быть извлечена менее чем за сутки. Если природный газ в жидкость гидроразрыва не добавлять, то, как можно видеть, пластовое давление будет недостаточно для обеспечения обратного потока воды без вспомогательных технологий, таких как поршневание или газлифт. Для использованиях этих технологий необходимо дополнительное время на развертывание оборудования, что приводит к увеличению времени осуществления операции обратного потока, которая может растянуться на несколько дней. В этом случае растут расходы и повышается сложность операции обратного потока. Кроме того, при подаче в пласт меньшего количества воды можно ожидать, что характеристики потока улучшаются. Чем меньше воды будет в пласте, тем меньше воды нужно будет удалить для выхода на плановый уровень добычи.
Пример 2.
Рассмотрим альтернативный вариант операции гидроразрыва в скважине, для осуществления которой требуется 3000 м3 воды Slick Water. Для осуществления гидроразрыва с использованием технологии Slick Water воду накапливают для закачивания в открытом котловане, который заменяет 40 цистерн. После закачивания и завершения процесса гидроразрыва начинают операцию обратного потока, при которой гидродинамическое давление на устье скважины как раз достаточно для обеспечения возможности потока при обратном давлении, близком к атмосферному. В случае нормального процесса извлечения жидкости после гидроразрыва будет извлечено примерно 35% закачанной воды, то есть порядка 1000 м3. При гидродинамическом давлении, близком к атмосферному, его будет недостаточно для направления потока через сепаратор, и весь поток необходимо будет направлять по трубопроводу в открытый котлован. Воду накапливают в котловане, а газы выходят в атмосферу, или, если это возможно, их сжигают над котлованом. При предполагаемом максимально достижимом приходе порядка 100 м3/сутки операция обратного потока будет завершена за 10 дней. Операция обратного потока считается завершенной после извлечения 1000 м3 воды, загрязненной химическими добавками гидроразрыва и растворенными пластовыми продуктами, и эту воду откачивают из котлована для захоронения или в предпочтительном варианте очищают для возможности использования в следующей операции гидроразрыва. Добавление природного газа к жидкости для ремонта скважин на основе углеводородов вместо воды Slick Water может улучшить характеристики операции обратного потока. Во-первых, для выбранного отношения природного газа к жидкости гидроразрыва на основе углеводорода, равного 450 ст. м3/м3 из общего объема 3000 м3 жидкости гидроразрыва только 1430 м3 приходится на углеводород, а остальные 1570 м3 представляют собой природный газ. Перед подготовкой к осуществлению гидроразрыва жидкость накапливают и хранят в 18 цистернах. После закачивания жидкости гидроразрыва и завершения операции гидроразрыва обратный поток смеси природного газа и углеводорода будет иметь пониженную плотность порядка 325 кг/м3, так что гидродинамическое давление на поверхности будет превышать 5000 кПа. В случае нормального процесса извлечения жидкостей, закачанных при гидроразрыве, можно ожидать, что будет извлечено примерно 75% закачанной нефти, что составит примерно 1000 м3. При достаточном гидродинамическом давлении на устье скважины обратный поток может быть направлен через фазовый сепаратор, и поток природного газа может быть направлен в любой имеющийся трубопровод или в штатное обрабатывающее оборудование. В случае дополнительного гидродинамического давления скорость извлечения жидкости может быть увеличена до предполагаемого уровня 200 м3/сутки, и операция обратного потока будет завершена в течение 5 дней. Углеводородная жидкость гидроразрыва, извлеченная в фазовом сепараторе, направляются в резервуары для последующей обработки для реализации или для повторного использования. Таким образом, путем подготовки и закачивания выбранной углеводородной жидкости гидроразрыва, содержащей выбранное количество природного газа с выбранным составом, может быть сформирована и применена закрытая система гидроразрыва, в которой не используется вода.
- 16 031835
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи углеводородов, включающий гидравлический разрыв пласта в месторождении с использованием смеси флюидов гидроразрыва, содержащей природный газ и базовый компонент, причем базовый компонент представляет собой водную или углеводородную основу, и извлечение после осуществления гидроразрыва потока, поступающего из скважины, проходящей в месторождение и соединенной со штатным обрабатывающим оборудованием, причем способ включает:a) задание требований к операции обратного потока, соблюдение которых обеспечивает поступление потока из скважины в штатное обрабатывающее оборудование, причем требования к операции обратного потока содержат требования к оборудованию обратного потока и требования к характеристикам обратного потока;b) определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего состав газообразного компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе, причем это определение основано на отношении между забойным гидродинамическим давлением и отношением природного газа к базовому компоненту жидкости гидроразрыва;определение по полученным требованиям к операции обратного потока содержания природного газа в смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего гидродинамическое давление на устье скважины, достаточное для поступления потока из скважины, по меньшей мере, на поверхность, причем это определение выводят по отношению природный газ/вода, необходимому для снижения забойного гидродинамического давления, так чтобы оно стало ниже уровня, равного разности пластового давления и депрессии на пласт, которая обеспечивает преодоление эффектов противодействия притоку из пласта при необходимом приходе извлекаемых флюидов;c) подготовку смеси флюидов гидроразрыва с составом и содержанием природного газа, определенными на этапе b);d) закачивание смеси флюидов гидроразрыва в скважину для разрыва пласта на стадии гидроразрыва пласта;e) направление на стадии обратного потока газообразного компонента потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем по меньшей мере часть потока, поступающего из скважины, содержит природный газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
- 2. Способ по п.1, в котором на стадии с) определяют содержание природного газа, которое также обеспечивает давление потока, поступающего из скважины, на входе системы отбора, которое, по меньшей мере, удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования по давлению на его входе.
- 3. Способ по п.2, в котором поток, поступающий из скважины, содержит пластовые газы, и по меньшей мере часть пластовых газов и закачанного природного газа направляют в штатное обрабатывающее оборудование.
- 4. Способ по п.2, в котором поток, поступающий из скважины, содержит пластовые жидкости, и способ включает также отделение жидкого компонента, содержащего пластовые жидкости, от потока, поступающего из скважины, с использованием оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием.
- 5. Способ по п.2, в котором требования к операции обратного потока включают потери давления, связанные с оборудованием обратного потока, соединяющим скважину со штатным обрабатывающим оборудованием.
- 6. Способ по п.5, в котором штатное обрабатывающее оборудование сконфигурировано для обработки газов и жидкостей, и способ включает также на стадии b) определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего состав газообразного компонента и жидкого компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа и жидкости на его входе, и на стадии f) направление на стадии обратного потока газообразного и жидкого компонентов потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем по меньшей мере часть потока, поступающего из скважины, содержит природный газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
- 7. Способ по п.6, в котором оборудование обратного потока содержит сепаратор твердых частиц, и способ включает также отделение твердых частиц от потока, поступающего из скважины, с использованием сепаратора твердых частиц перед направлением газообразных и жидких компонентов в штатное обрабатывающее оборудование.
- 8. Способ по п.5, в котором оборудование обратного потока содержит сепаратор разделения газ/жидкость, и способ также включает отделение газообразного компонента от флюидов обратного потока с использованием сепаратора газ/жидкость и направление газообразного компонента в штатное обрабатывающее оборудование.
- 9. Способ по п.5, в котором оборудование обратного потока содержит трехфазный сепаратор, и спо- 17 031835 соб включает также использование трехфазного сепаратора для выделения газообразного компонента, водного компонента и нефти из потока, поступающего из скважины.
- 10. Способ по п.9, включающий также направление выделенного газообразного компонента в штатное обрабатывающее оборудование, направление водного компонента в оборудование очистки воды, в установку захоронения или в цистерну для хранения воды и направление нефти в оборудование по подготовке нефти, в пункт реализации или в резервуар для хранения нефти.
- 11. Способ по п.1, включающий также выделение газообразного компонента из потока, поступающего из скважины, с использованием оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием, и повышение давления газообразного компонента с помощью компрессора, входящего в состав оборудования обратного потока, до уровня, который, по меньшей мере, удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования по давлению на его входе.
- 12. Способ по п.11, включающий также после выделения газообразного компонента и перед повышением его давления удаление из него конденсирующейся воды с использованием оборудования обратного потока, пока газообразный компонент не будет удовлетворять требованиям к газу на входе компрессора.
- 13. Способ по п.12, в котором оборудование обратного потока содержит также блок извлечения жидкостей из природного газа или блок очистки, и способ включает также после выделения газообразного компонента и перед повышением его давления использование блока извлечения жидкостей из природного газа или блока очистки для удаления конденсирующихся жидкостей из газообразного компонента, пока газообразный компонент не будет удовлетворять требованиям к газу на входе компрессора.
- 14. Способ по п.1, в котором базовым компонентом жидкости гидроразрыва является водный флюид.
- 15. Способ по п.1, в котором базовым компонентом жидкости гидроразрыва является флюид на основе углеводородов.
- 16. Способ по п.1, в котором требования к операции обратного потока включают максимальный приход базового компонента жидкости гидроразрыва, который обеспечивает его объем в пределах емкости цистерны для хранения воды, и способ включает также выделение воды из потока, поступающего из скважины, с использованием наземного оборудования обратного потока, соединяющего скважину со штатным обрабатывающим оборудованием, и накопление воды в цистерне для хранения воды.
- 17. Способ по любому из пп.1-16, в котором на стадии осуществления обратного потока газообразный компонент потока, поступающего из скважины, направляют из скважины в штатное обрабатывающее оборудование без выпуска этого газообразного компонента в атмосферу или его сжигания в факеле.
- 18. Способ добычи углеводородов, включающий гидравлический разрыв пласта в месторождении с использованием жидкости гидроразрыва, содержащей природный газ и базовый компонент, причем базовый компонент представляет собой водную или углеводородную основу, и извлечения после осуществления гидроразрыва потока из скважины, проходящей в месторождение и соединенной со штатным обрабатывающим оборудованием, причем способ включает:a) задание требований к операции обратного потока, соблюдение которых обеспечивает поступление потока из скважины в штатное обрабатывающее оборудование, причем требования к операции обратного потока содержат требования к оборудованию обратного потока и требования к характеристикам обратного потока;b) определение по полученным требованиям к операции обратного потока содержания природного газа в смеси флюидов гидроразрыва, обеспечивающего гидродинамическое давление на устье скважины, которое достаточно для поступления потока из скважины на поверхность и которое удовлетворяет требованиям штатного обрабатывающего оборудования к давлению на его входе, причем это определение выводят по отношению природный газ/вода, необходимому для снижения забойного гидродинамического давления, так чтобы оно стало ниже уровня, равного разности пластового давления и депрессии на пласт, которая обеспечивает преодоление эффектов противодействия притоку из пласта при необходимом приходе извлекаемых флюидов;c) подготовку смеси флюидов гидроразрыва с содержанием природного газа, определенным на этапе b);d) закачивание смеси флюидов гидроразрыва в скважину для разрыва пласта на стадии гидроразрыва пласта;e) направление на стадии обратного потока, по меньшей мере, газообразного компонента из потока, поступающего из скважины, в штатное обрабатывающее оборудование, причем по меньшей мере часть потока, поступающего из скважины, содержит газ, закачанный в составе смеси флюидов гидроразрыва.
- 19. Способ по п.18, включающий также определение по полученным требованиям к операции обратного потока состава природного газа для смеси флюидов гидроразрыва, который обеспечивает состав газообразного компонента потока, поступающего из скважины, который соответствует требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе.
- 20. Способ по п.18, включающий также обработку газообразного компонента, поступающего из скважины, с использованием наземного оборудования обратного потока, соединяющего скважину со- 18 031835 штатным обрабатывающим оборудованием, пока состав газообразного компонента потока не будет соответствовать требованиям штатного обрабатывающего оборудования по составу газа на его входе.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/CA2012/000798 WO2014029000A1 (en) | 2012-08-23 | 2012-08-23 | Reduced emissions method for recovering product from a hydraulic fracturing operation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201590328A1 EA201590328A1 (ru) | 2015-07-30 |
| EA031835B1 true EA031835B1 (ru) | 2019-02-28 |
Family
ID=50149304
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201590328A EA031835B1 (ru) | 2012-08-23 | 2012-08-23 | Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9187996B1 (ru) |
| EP (1) | EP2888440B1 (ru) |
| CN (1) | CN104685152B (ru) |
| AU (1) | AU2012388203B2 (ru) |
| CA (1) | CA2879551C (ru) |
| EA (1) | EA031835B1 (ru) |
| MX (1) | MX355127B (ru) |
| WO (1) | WO2014029000A1 (ru) |
Families Citing this family (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2824181C (en) | 2011-01-17 | 2015-02-17 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
| US9803459B1 (en) * | 2013-11-25 | 2017-10-31 | Pros, Incorporated | Temporary production system and separator with vapor recovery function |
| 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 |
| US10633953B2 (en) * | 2014-06-30 | 2020-04-28 | Advantek International Corporation | Slurrification and disposal of waste by pressure pumping into a subsurface formation |
| US10005023B2 (en) * | 2015-03-25 | 2018-06-26 | Praxair Technology, Inc. | Method and system for CO2 rejection with a two stage membrane process |
| US9334722B1 (en) * | 2015-11-18 | 2016-05-10 | Mubarak Shater M. Taher | Dynamic oil and natural gas grid production system |
| US20170145918A1 (en) * | 2015-11-20 | 2017-05-25 | Us Well Services Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| CN105822222B (zh) * | 2016-05-10 | 2019-06-04 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种天然气循环回收的钻井工艺系统及其方法 |
| CA3036517C (en) | 2016-11-11 | 2021-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas (lng) re-fracturing |
| WO2018236402A1 (en) * | 2017-06-23 | 2018-12-27 | Fmc Technologies, Inc. | SEPARATION SYSTEM |
| 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 |
| WO2019149580A1 (en) | 2018-01-30 | 2019-08-08 | Basf Se | Diurea compound based thickeners for liquid and supercritical hydrocarbons |
| US11370959B2 (en) | 2018-01-30 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of liquid natural gas for well treatment operations |
| CN108194063A (zh) * | 2018-03-07 | 2018-06-22 | 吉林大学 | 利用自发热材料加热辅助降压开采水合物的装置及方法 |
| US11035210B2 (en) | 2018-10-22 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized foam application for hydrocarbon well stimulation |
| WO2021108985A1 (zh) * | 2019-12-03 | 2021-06-10 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种压裂的井场布局系统 |
| US11717784B1 (en) | 2020-11-10 | 2023-08-08 | Solid State Separation Holdings, LLC | Natural gas adsorptive separation system and method |
| CN113027407B (zh) * | 2021-04-21 | 2022-04-05 | 太原理工大学 | 一种泡沫-气体复合分段压裂地层方法 |
| WO2023039082A1 (en) | 2021-09-09 | 2023-03-16 | ColdStream Energy IP, LLC | Portable pressure swing adsorption method and system for fuel gas conditioning |
| CN113931626B (zh) * | 2021-10-13 | 2023-11-28 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种二氧化碳压裂后地层埋存量监测方法 |
| US11746634B2 (en) * | 2022-01-18 | 2023-09-05 | Caterpillar Inc. | Optimizing fuel consumption and emissions of a multi-rig hydraulic fracturing system |
| US20240026755A1 (en) * | 2022-07-20 | 2024-01-25 | Oil States Energy Services, L.L.C. | Flareless well intervention |
| US11549351B1 (en) * | 2022-07-26 | 2023-01-10 | Profrac Services, Llc | Systems and methods for conditioning a gas |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3137344A (en) * | 1960-05-23 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | Minimizing loss of driving fluids in secondary recovery |
| WO2007098606A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-07 | Gas-Frac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing system |
| CA2642143A1 (en) * | 2008-10-23 | 2010-04-23 | Synoil Fluids Holdings Inc. | Hydrocarbon reservoir treatment method with hydrocarbons |
| WO2011150486A1 (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 |
Family Cites Families (23)
| 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 |
| US3170517A (en) | 1962-11-13 | 1965-02-23 | Jersey Prod Res Co | Fracturing formation and stimulation of wells |
| 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 |
| CA1047393A (en) | 1977-12-21 | 1979-01-30 | Canadian Fracmaster Ltd. | Combined fracturing process for stimulation of oil and gas wells |
| 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 |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| US20070056726A1 (en) * | 2005-09-14 | 2007-03-15 | Shurtleff James K | Apparatus, system, and method for in-situ extraction of oil from oil shale |
| 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 |
| WO2009146186A1 (en) | 2008-04-15 | 2009-12-03 | David Randolph Smith | Method and apparatus to treat a well with high energy density fluid |
| 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 |
| US8387699B2 (en) | 2008-07-25 | 2013-03-05 | Calfrac Well Services Ltd. | Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use |
| WO2010025540A1 (en) | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| CA2639539A1 (en) | 2008-09-02 | 2010-03-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| CA2963530C (en) | 2008-12-24 | 2018-11-13 | Victor Fordyce | Proppant addition system and method |
| WO2010130037A1 (en) | 2009-05-14 | 2010-11-18 | Gasfrac Energy Services Inc. | Apparatus for testing hydraulic fracturing fluids |
| WO2011000089A1 (en) | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Gasfrac Energy Services Inc . | Methods of fracturing hydrocarbon reservoirs |
| CA2824181C (en) * | 2011-01-17 | 2015-02-17 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
-
2012
- 2012-08-23 CN CN201280075404.6A patent/CN104685152B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-23 WO PCT/CA2012/000798 patent/WO2014029000A1/en active Application Filing
- 2012-08-23 CA CA2879551A patent/CA2879551C/en active Active
- 2012-08-23 AU AU2012388203A patent/AU2012388203B2/en active Active
- 2012-08-23 US US14/418,390 patent/US9187996B1/en active Active
- 2012-08-23 EA EA201590328A patent/EA031835B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-08-23 MX MX2015002176A patent/MX355127B/es active IP Right Grant
- 2012-08-23 EP EP12883197.1A patent/EP2888440B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3137344A (en) * | 1960-05-23 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | Minimizing loss of driving fluids in secondary recovery |
| WO2007098606A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-07 | Gas-Frac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing system |
| CA2642143A1 (en) * | 2008-10-23 | 2010-04-23 | Synoil Fluids Holdings Inc. | Hydrocarbon reservoir treatment method with hydrocarbons |
| WO2011150486A1 (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 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX355127B (es) | 2018-04-06 |
| CA2879551C (en) | 2015-08-04 |
| MX2015002176A (es) | 2015-09-16 |
| US9187996B1 (en) | 2015-11-17 |
| EP2888440A4 (en) | 2016-08-17 |
| EA201590328A1 (ru) | 2015-07-30 |
| US20150337639A1 (en) | 2015-11-26 |
| WO2014029000A1 (en) | 2014-02-27 |
| EP2888440B1 (en) | 2018-04-18 |
| AU2012388203B2 (en) | 2017-04-20 |
| CA2879551A1 (en) | 2014-02-27 |
| CN104685152A (zh) | 2015-06-03 |
| AU2012388203A1 (en) | 2015-03-12 |
| CN104685152B (zh) | 2017-12-08 |
| EP2888440A1 (en) | 2015-07-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA031835B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в месторождении | |
| US7281593B2 (en) | Method for the circulation of gas when drilling or working a well | |
| RU2689452C2 (ru) | Модульная установка для обработки потока композиции обратного притока и способы его обработки | |
| US8002498B2 (en) | Systems and methods for underground storage of biogas | |
| EA030629B1 (ru) | Система для гидравлического разрыва подземного пласта | |
| EA026570B1 (ru) | Способ добычи пластовых залежей | |
| US20100224370A1 (en) | Method of heating hydrocarbons | |
| Gutierrez et al. | Buffalo field high-pressure-air-injection projects: technical performance and operational challenges | |
| US11655696B1 (en) | System for enhanced oil recovery with solvent recycling using liquid phase propane and butane | |
| CN102933792A (zh) | 使用单个水平井以将油和燃烧气体产出到地面的改进的现场燃烧采收方法 | |
| Germain et al. | Air injection into a light oil reservoir: the Horse Creek project | |
| Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
| US20140318773A1 (en) | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas | |
| WO2020036493A1 (en) | Gas-lift system | |
| Bozeman et al. | Small-Scale EOR Pilot in the Eastern Eagle Ford Boosts Production | |
| Shendrik et al. | Energy-saving intensification of gas-condensate field production in the east of Ukraine using foaming reagents | |
| RU2593614C1 (ru) | Способ шахтно-скважинной добычи трудноизвлекаемой нефти и технологический комплекс оборудования для его осуществления | |
| NO330142B1 (no) | Fremgangsmate og system for a oke oljeproduksjon fra en oljebronn som produserer en blanding av olje og gass | |
| RU2490438C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| Huang et al. | Foam-assisted liquid lift | |
| RU2803769C1 (ru) | Способ и устройство для добычи нефтяного газа из осадочных пород с газогидратными включениями | |
| US11542785B2 (en) | Downhole gas well flowback with zero outflow | |
| Isaev et al. | A Set of Options for Stimulation of Wells | |
| Larson et al. | Technology's role in Alberta's Golden Spike miscible project | |
| Valeriyivna et al. | Galko Tetiana Mykolayivna |
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 KG 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): KZ RU |