EA032858B1 - Способ разрыва пласта в месторождении - Google Patents
Способ разрыва пласта в месторождении Download PDFInfo
- Publication number
- EA032858B1 EA032858B1 EA201370157A EA201370157A EA032858B1 EA 032858 B1 EA032858 B1 EA 032858B1 EA 201370157 A EA201370157 A EA 201370157A EA 201370157 A EA201370157 A EA 201370157A EA 032858 B1 EA032858 B1 EA 032858B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- mixture
- fluid
- fracturing
- natural gas
- phase
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 103
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 336
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 301
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 282
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 120
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 109
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 107
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 94
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 94
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 85
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 73
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 73
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 68
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 28
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 25
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 16
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 14
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 9
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 3
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 86
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 42
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 41
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 25
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 21
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 19
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910003460 diamond Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 5
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical class CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 208000003044 Closed Fractures Diseases 0.000 description 2
- 230000002051 biphasic effect Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 2
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Aerodynamic Tests, Hydrodynamic Tests, Wind Tunnels, And Water Tanks (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ для разрыва пласта в месторождении, используя смесь жидкостей разрыва, включающую природный газ и жидкость, указанный способ включает определение определенных пластовых условий месторождения, включающего пласт; выбор по меньшей мере одного желательного поведения смеси жидкостей разрыва во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта при определенных пластовых условиях, определение свойств смеси жидкостей разрыва, требуемых для достижения выбранного по меньшей мере одного поведения, в котором определяемые свойства включают мольную долю природного газа в смеси; приготовление смеси жидкостей разрыва, имеющей определенные свойства; и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при определенных пластовых условиях, когда смесь проявляет желательное поведение во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Description
Настоящее изобретение, в целом, относится к способу гидравлического разрыва пласта, используя смесь жидкостей разрыва.
Область техники
Гидравлический разрыв пласта представляет собой известную методику, используемую для повышения производительности существующих скважин, скважин низкого дебита, новых скважин и скважин, которые больше ничего не производят. Жидкости разрыва и расклинивающие материалы смешиваются в специальном оборудовании, затем перекачиваются через ствол скважины в подземный пласт, содержащий углеводородные материалы, которые подлежат добыче. Закачка жидкостей разрыва, которые несут расклинивающие материалы, заканчивается под высоким давлением, достаточном для разрушения подземного пласта. Жидкость разрыва вносит расклинивающие материалы в трещины породы пласта. После завершения закачки жидкости и нагнетания расклинивающего агента давление уменьшается, и расклинивающий агент удерживает трещины открытыми. Скважина затем обрабатывается, чтобы удалить жидкость разрыва из трещин и пласта. После удаления достаточного объема жидкости разрыва добыча продукта возобновляется или начинается заново, используя улучшенные условия потока через созданную систему трещин. Например, в некоторых случаях получения природного газа из угольных месторождений, содержащих метан, расклинивающие агенты не применяются, и простого гидравлического удара достаточно для обеспечения желательного повышения эффективности добычи. Неудачное удаление достаточного объема жидкости разрыва из пласта может заблокировать поток углеводородов и значительно уменьшить эффективность полученной системы трещин.
Выбор жидкости разрыва важен и зависит от целей и ожидания от этой операции. Должным образом выбранная жидкость будет экономически выгодна и может быть смешана и удерживаться под давлением с поверхности, надежно нести расклинивающий агент в трещины с минимальным повреждением и закупоркой пор пласта. Эта жидкость будет легко обработана на поверхности после извлечения и минимизирует воздействие на окружающую среду во время всей операции. Выбор жидкости разрыва, которая лучше всего отвечала бы иногда противоречивым требованиям, являются трудным делом, и здесь должна быть проявлена определенная осторожность. Чтобы наилучшим образом отвечать этим требованиям в широком диапазоне ситуаций и потребностей, были изучены многие жидкости разрыва и их смеси для гидравлического разрыва пласта, в основном основанные на воде и жидких углеводородах с добавлением и без добавления газовой фазы, такой как азот или двуокись углерода.
Использование азота или двуокиси углерода с нефтью или водой как жидкостей разрыва может предоставить различные выгоды. Присутствие этих газов улучшает или ускоряет удаление жидкости разрыва из пласта, повышая, таким образом, эффективность обработки гидроразрывом. Кроме того, эти газы уменьшают плотность основной жидкости разрыва, позволяющей увеличить поток вдоль ствола скважины, опять же увеличивая или ускоряя удаление жидкости разрыва. Взаимодействия между азотом или двуокисью углерода и базовой жидкостью разрыва могут изменить физические свойства базовой жидкости, включая уменьшение вязкости смеси, уменьшение эффекта относительной проницаемости и понижение поверхностного натяжения. Эти эффекты приводят к улучшенной текучести жидкости разрыва в поры пласта, улучшенному извлечению жидкостей разрыва и повышенному дебиту скважины. В случае жидкостей, основанных на азоте или двуокиси углерода, можно снизить затраты и, таким образом, снизить стоимость обработки. Вода, хотя часто недорогая для приобретения, может значительно увеличить затраты для ее удаления из извлеченной смеси и может оказывать отрицательное воздействие на окружающую среду, связанное с ее обработкой, рециркуляцией или удалением после использования. Опять же азот или двуокись углерода может обеспечить выгоду, уменьшая объем используемой, извлеченной и удаляемой жидкости.
Однако использование жидкостей разрыва, основанных на азоте или двуокиси углерода, может иметь неблагоприятное воздействие на процесс гидравлического разрыва пласта. Во время извлечения жидкости азот или двуокись углерода загрязняют полученные природные газы, и без обработки для удаления загрязнений должны быть сожжены или развеяны, пока концентрация газов разрыва в потоке производственной жидкости скважины не будет достаточно уменьшена, чтобы полученный поток скважины мог бы быть коммерциализирован. Сжигание и отвод компонентов природного газа во время этого периода тратят впустую этот поток, в то же время ухудшая экологию.
Двуокись углерода является химически активной в воде и в жидкости, основанной на углеводороде. Раствор двуокиси углерода в воде формирует углекислоту, требуя изменения вязкости часто добавляемых химических веществ. Кроме того, вода с увеличенной кислотностью может взаимодействовать с полезными ископаемыми в пласте, приводя к ухудшению условий и снижению эффективности обработки гидроразрывом. После восстановления сформированная угольная кислота также вызывает коррозию поверхностного оборудования и трубопроводов. В жидкостях на основе углеводорода добавление двуокиси углерода снижает эффективность химических веществ, используемых для уменьшения вязкости, и
- 1 032858 может привести к неудовлетворительному действию жидкости для создания трещин и ввода расклинивающего агента в трещины. Азот намного более инертен, чем двуокись углерода в воде и углеводородной жидкости, однако газифицируется до закачки и часто приводит к снижению гидростатического давления жидкости, увеличенному давлению поверхностного нагнетания и к дополнительному оборудованию или изменению профиля ствола скважины, чтобы обеспечить более высокое давление нагнетания. Кроме того, источник азота или двуокиси углерода часто отдален от скважины, и поставка этих газов может сделать их применение слишком дорогим для хорошей экономики скважины. Это особенно важно там, где необходимо создать множество больших сетей трещин, которые необходимы для эффективного стимулирования малорентабельных продуктивных пластов, таких как газ в плотных породах и сланцевый газ. При наличии этих проблем промышленность нуждается в лучших решениях для максимальной добычи из нефтяных и газовых пластов, уменьшения или устранения использования воды и отказа от отвода газа и факелов. Решения должны быть экономически выгодными и минимально нарушающими природный баланс, чтобы позволить их быстрое и эффективное принятие и выполнение.
Краткое описание изобретения
Согласно одному варианту воплощения изобретения оно обеспечивает способ гидравлического разрыва пласта в месторождении, используя смесь жидкостей разрыва, включающую природный газ и базовую жидкость. Способ включает следующие стадии: определение некоторых условий месторождения, включающего продуктивный пласт; выбор по меньшей мере одного желательного поведения смеси жидкостей разрыва во время работы по созданию трещин в пласте при определенных пластовых условиях; определение свойств смеси жидкостей разрыва, требуемой для достижения выбранного по меньшей мере одного поведения, в котором определенные свойства включают состав базовой жидкости в смеси и мольную долю природного газа в смеси; подготовку смеси жидкостей разрыва, имеющей определенные свойства, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при определенных пластовых условиях, когда смесь показывает желательное поведение во время работы по созданию трещин. Пластовые условия могут включать давление пласта, температуру пласта, давление гидравлического разрыва и давление извлечения. Выбранное желательное поведение смеси жидкостей разрыва может быть выбрано из группы, состоящей из фазового поведения, поверхностного натяжения, вязкости и содержания растворенного природного газа. Определенные свойства смеси жидкостей разрыва могут дополнительно включать давление нагнетания и температуру нагнетания.
Базовая жидкость может включать углеводородную жидкость обслуживания скважин. В таком случае углеводородная жидкость обслуживания скважин может включать одну или две углеводородных жидкостей, основанных на алкане и ароматических соединениях. Базовая жидкость может дополнительно включать один или два расклинивающих агента и загуститель. Кроме того, природный газ может включать метан или смеси метана с одним или несколькими газообразными углеводородами, выбранными из группы, состоящей из этана, пропана, бутана и пентана, или из смесей метана с одним или несколькими инертными газами, выбранными из группы, состоящей из двуокиси углерода и азота. Мольная доля природного газа в смеси может быть в объеме от 4 до 90 мол.%. Когда выбранное желательное поведение - фазовое поведение, способ в одном варианте воплощения может дополнительно включать определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания, таким образом, что смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, полностью растворенный в базовой жидкости, когда введенная смесь входит в пласт, и в котором по меньшей мере часть газообразного природного газа не растворяется в базовой жидкости во время извлечения. При этом могут быть выбраны давление нагнетания и температура нагнетания с тем, чтобы смесь была ниже точки начала кипения и выше точки росы смеси при нагнетании в скважину. Альтернативно, давление нагнетания и температура нагнетания могут быть выбраны так, чтобы смесь была выше точки начала кипения и выше точки росы смеси при нагнетании в скважину.
Когда выбранное желательное поведение - фазовое поведение, способ в другом варианте воплощения может дополнительно включать определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания так, что смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, по меньшей мере часть которого не растворена в базовой жидкости, когда нагнетаемая смесь входит в пласт, и во время извлечения. При этом давление нагнетания и температура нагнетания могут быть выбраны так, что смесь будет иметь температуру ниже начала кипения и выше точки росы смеси при нагнетании в скважину.
Когда выбранное желательное поведение - фазовое поведение, способ в еще одном варианте воплощения может дополнительно включать определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания так, что смесь включает природный газ в газовой фазе, и базовую среду в жидкой фазе, полностью растворенную в природном газе, когда нагнетаемая смесь входит в пласт и во время извлечения.
При этом мольная доля природного газа в смеси может быть от 80 до 99 мол.%, и давление нагне
- 2 032858 тания и температура нагнетания могут быть выбраны так, чтобы смесь была выше критической температуры, когда смесь нагнетается в скважину, и может иметь температуру пласта и находиться под пластовым давлением.
При выборе желательного поведения в виде фазового поведения способ в еще одном варианте воплощения может дополнительно включать определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания так, что смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, полностью растворенный в базовой жидкости, когда нагнетаемая смесь входит в пласт, и эти параметры приравниваются к пластовым условиям вплоть до извлечения. После нагнетания и перед извлечением скважина может быть закрыта в течение заданного промежутка времени.
Когда выбранное желательное поведение - вязкость, способ может дополнительно включать определение необходимой мольной доли природного газа в смеси для желательной вязкости смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Когда выбранное желательное поведение - поверхностное натяжение, способ может дополнительно включать определение необходимой мольной доли природного газа в смеси для желательного поверхностного натяжения смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Когда выбранное желательное поведение - содержание растворенного газа, способ может дополнительно включать определение необходимой мольной доли природного газа в смеси для желательного содержания растворенного газа в смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - вид в плане оборудования для нагнетания смеси жидкостей разрыва в пласт по стволу скважины согласно одному варианту воплощения изобретения.
Фиг. 2 - блок-схема, иллюстрирующая стадии способа гидравлического разрыва пласта, используя смесь жидкостей разрыва и оборудование, показанное на фиг. 1.
Фиг. 3 - график давления насыщения для различных составов смеси жидкостей разрыва.
Фиг. 4 - график фазового состояния смеси жидкостей разрыва, включающей углеводородную жидкость API 42 для обслуживания скважин с 80 мол.% метана, и давления и температуры этой смеси жидкостей разрыва при осуществлении способа разрыва пласта согласно первому варианту воплощения.
Фиг. 5 - график фазового состояния смеси жидкостей разрыва, включающей углеводородную жидкость API 59 для обслуживания скважины с 80 мол.% метана, и давления и температуры этой смеси жидкостей разрыва при осуществлении способа разрыва пласта согласно первому варианту воплощения.
Фиг. 6 - график фазового состояния смеси жидкостей разрыва, включающей углеводородную жидкость API 59 для обслуживания скважины с 60 мол.% метана, и давления и температуры этой смеси жидкостей разрыва при осуществлении способа разрыва пласта согласно первому варианту воплощения.
Фиг. 7 - схема, показывающая углеводородную жидкость API 59 для обслуживания с природным газом с насыщенной вязкостью для различных составов смеси жидкостей разрыва.
Фиг. 8 - график, иллюстрирующий поверхностное натяжение насыщенного метаном нормального декана для различных составов смеси жидкостей разрыва.
Фиг. 9 - график фазового состояния смеси жидкостей разрыва, включающей углеводородную API 59 жидкость для обслуживания скважины с 80 мол.% метана, и давления и температуры этой смеси жидкостей разрыва при осуществлении способа разрыва пласта согласно второму варианту воплощения.
Фиг. 10 - график фазового состояния смеси жидкостей разрыва, включающей углеводородную жидкость для обслуживания скважины с 95 мол.% метана, и давления и температуры этой смеси жидкостей разрыва при осуществлении способа разрыва пласта согласно третьему варианту воплощения.
Подробное описание вариантов воплощения изобретения
Описанные здесь варианты воплощения относятся к управлению определенными свойствами смеси жидкостей разрыва, используемой во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта, чтобы достичь определенного поведения смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Смесь жидкостей разрыва используется для гидравлического разлома подземного пласта в месторождении и включает смешивание природного газа и базовой жидкости, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва, затем смесь жидкостей разрыва нагнетается в скважину, которая проходит через резервуар, и к разрываемому пласту. Базовая жидкость может включать углеводородную жидкость для обслуживания скважины, расклинивающий агент и один или несколько загустителей, чтобы повысить вязкость смеси. Мольное отношение природного газа в смеси, давление нагнетания и температуру можно регулировать, чтобы создать определенное поведение смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. Это поведение включает конкретное фазовое состояние, способность нести расклинивающий агент и также один или несколько загустителей, фракцию растворенного газа в смеси, вязкость и поверхностное натяжение смеси.
Базовая жидкость может включать обычную углеводородную жидкость для обслуживания скважины, состоящую из углеводородных жидкостей, основанных на алкане и ароматических соединениях с
- 3 032858 загустителем (или без него), и расклинивающего агента. Базовая жидкость объединяется с газообразным потоком природного газа, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва. Компонент природного газа в смеси легко смешивается с углеводородной жидкостью для обслуживания скважин. Полученная смесь жидкостей разрыва нагнетается на подземный пласт при выбранных давлении и температуре, чтобы создать трещины или увеличить существующие трещины. Как будет обсуждено ниже более подробно, состав и количество обычной углеводородной жидкости для обслуживания скважин вместе с составом и количеством природного газа, поверхностное давление нагнетания и температура смеси регулируются, чтобы создать желательное поведение углеводородной смеси жидкостей разрыва во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта и с целью улучшения исполнения этой операции.
Термин природный газ, как он используется здесь, означает либо только один метан (СН4), либо смеси метана с другими газами, такими как другие газообразные углеводороды, которые могут присутствовать при промышленных поставках природного газа. Природный газ часто представляет собой смесь, состоящую примерно из 85-99% метана (СН4) и 1-15% этана (С2Н6) с небольшим количеством компонентов пропана (С3Н8), бутана (С4Н10) и пентана (С5Н12) со следами более длинных цепей углеводородов. Используемый природный газ может также содержать различные количества инертных газов, таких как двуокись углерода и азот. Природный газ находится в газообразном состоянии при нормальных условиях 60°F под давлением 1 атм. с критической температурой около -82°С. Как будет описано ниже более подробно, в течение операции гидравлического разрыва пласта природный газ будет иметь температуру выше его критической температуры и, таким образом, будет в газообразной фазе в течение всей операции.
Термин углеводородная жидкость для обслуживания скважин, как он используется здесь, обозначает базовую жидкость в смеси жидкостей разрыва и может быть любой углеводородной жидкостью, содержащей алканы и/или ароматические углеводороды, которые используются для обслуживания скважины, возбуждения или гидравлического разрыва пласта. Их составы могут включать углеводороды или смеси углеводородов, имеющие длины углеродных цепей, начиная от пяти атомов углерода, С5, до тридцати атомов углерода, С30. Предпочтительно углеводородная жидкость будет иметь состав, испаряемость которого будет подходящей для завершения безопасных операций гидравлического разрыва пласта, например жидкости с испаряемостью при давления паров по Рейду ниже 2 psi. Альтернативно, могут быть использованы жидкости с более высоким давлением паров по Рейду, однако для их безопасного применения могут потребоваться специальное оборудование или определенные процедуры.
В описанных здесь вариантах воплощения используется оборудование для разрыва пласта, показанное на фиг. 1, которое используется для осуществления способа разрыва пласта, показанного на фиг. 2.
Более конкретно, на фиг. 1 показана одна конфигурация оборудования 2 для разрыва пласта для применения и извлечения смеси природного газа и углеводородной жидкости для обслуживания скважины в операции по созданию замкнутой системы трещин. Оборудование 2 для разрыва пласта включает следующее оборудование 4 для подготовки к обслуживанию скважины и создания давления: баки 12, содержащие углеводородную жидкость для обслуживания скважины (базовая жидкость), узел 14 добавляемых химикатов, содержащий увеличители вязкости, и узел 16 для расклинивающего агента 16, который служит для хранения и применения расклинивающего агента, необходимого для операции гидравлического разрыва пласта. Жидкость для обслуживания скважины, химические увеличители вязкости и расклинивающий агент смешиваются в смесителе 18, чтобы сформировать готовую жидкость для обслуживания скважин, которая затем подается в обрабатываемую скважину глубинным насосом 26, где в готовой жидкости для обслуживания скважины находится под давлением, создающим условия для образования трещин. Оборудование для разрыва пласта также включает следующее оборудование 22 для подготовки природного газа: мобильные хранилища 24 для хранения сжиженного природного газа (LNG). Глубинные насосы LNG 26 поддерживают давление LNG для создания условий образования трещин и затем нагревают LNG до желательной рабочей температуры. Оборудование 2 для разрыва пласта также включает компоненты 30 для объединения готовой жидкости для обслуживания скважины с потоком газообразного природного газа, чтобы сформировать смесь жидкостей разрыва и затем направить эту смесь к устью скважины 32. Смесь жидкостей затем течет вниз по стволу скважины в пласт, чтобы создать трещины в интервале ствола скважины. После завершения обработки гидроразрывом и начала извлечения жидкостей разрыва поток из устья скважины направляется в разделитель потока 36. Разделитель 36 разделяет извлеченные потоки газа и жидкости. Извлеченные жидкости, включая углеводородную жидкость для обслуживания скважины и полученные природные пластовые жидкости месторождения, направляются в бак 38 для извлеченных жидкостей. Извлеченные жидкости могут не направляться в бак, вместо этого они могут быть направлены в подходящий трубопровод (не показан) для обработки, если имеется такая возможность. Восстановленные газы, включая используемый природный газ и полученные пластовые газы, направляются по газопроводу 40 к средству (не показано) для обработки и продажи. Таким образом, может быть создана экологически замкнутая система гидроразрыва без использования воды, вентиляции или факела 42.
На фиг. 2 показана последовательность стадий, осуществляемых с помощью операции разрыва пласта, которые являются общими для каждого варианта осуществления. На стадии 50 определяются пла
- 4 032858 стовые условия, то есть температура и давление пласта, составляющего месторождение (пластовую температуру и пластовое давление), а также давление гидроразрыва, необходимое для разрыва пласта (давление ГРП ) и давление восстановления, необходимое для извлечения жидкостей из пласта. На стадии 51 выбирается желательное поведение смеси жидкостей разрыва в ходе операции гидроразрыва, а затем определяются некоторые свойства смеси жидкостей разрыва, которые требуются для достижения этих выбранных поведений в ходе операции гидроразрыва. Выбранные поведения включают в себя фазовое поведение, количество растворенного газа, фазовый состав пласта, вязкость и поверхностное натяжение. Определенные свойства, необходимые для достижения выбранного поведения, включают состав жидкостей разрыва, давление нагнетания и температуру нагнетания.
На стадии 52 выбирается состав базовой жидкости, и на стадии 53 выбирается мольная доля природного газа в смеси. На стадии 54 приготавливается смесь жидкостей с выбранной базовой жидкостью и выбранной мольной долей природного газа в смеси. На стадии 55 приготовленная смесь жидкостей разрыва нагнетается в скважину резервуара при выбранной температуре и выбранном давлении так, чтобы смесь имела бы выбранное поведение при разрушении пласта (нагнетании) и на стадии извлечения жидкостей разрыва.
Как будет описано ниже, существуют по меньшей мере четыре различных варианта этого способа, в которых выбранное поведение является фазовым поведением смеси при гидроразрыве и при операции извлечения.
Первый вариант включает выбор состава смеси жидкостей разрыва и давление нагнетания и температуру так, что смесь находится в квазижидкостной фазе на стадии образования трещин и в двух фазах на стадии извлечения. Второй вариант воплощения включает выбор состава смеси жидкостей разрыва, давления нагнетания и температуры так, что смесь находится в двух фазах в течение операции гидравлического разрыва пласта. Третий вариант воплощения включает выбор состава смеси жидкостей разрыва и давления нагнетания и температуры так, что смесь находится в газообразной фазе в течение указанной операции, и четвертый вариант воплощения включает выбор состава смеси жидкостей разрыва и давления нагнетания и температуры так, что смесь находится в жидкой фазе в течение операции до извлечения. Первый вариант воплощения предназначен для общего применения способа, тогда как второй и третий варианты воплощения особенно полезны для образования трещин на поверхности пластов с высоким капиллярным давлением, создающих жидкие блоки, влажных пластов, которые имеют тенденцию захватывать жидкости, и пластов низкой проницаемости, которые требуют высокого давления, чтобы внедрить жидкости в пласт. Четвертый вариант воплощения особенно полезен, когда он нужен для закрытия скважины на некоторое время перед ее восстановлением.
Другие варианты воплощения относятся к образованию трещин, используя смесь жидкостей разрыва, в которой один или несколько других видов поведения смеси выбраны во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. В пятом варианте воплощения смесь жидкостей разрыва может быть подготовлена для достижения определенной вязкости во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. В шестом варианте воплощения смесь жидкостей разрыва может быть подготовлена для достижения определенного поверхностного натяжения во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. Эти варианты воплощения будут описаны ниже более подробно.
Чтобы достичь желательной фазы и другого поведения смеси жидкостей разрыва на стадиях операции гидравлического разрыва пласта и извлечения, оператор должен знать взаимосвязь между желательным поведением и мольной долей природного газа в смеси при выбранной температуре и давлении; например, когда желательно управление фазовым поведением смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта, оператор должен знать фазовое состояние смеси и, в частности, должен определить пузырьковую кривую поверхностного натяжения по наибольшему давлению пузырьков для этой смеси. Уникальный набор кривых давления насыщения существует для каждого возможного состава смеси жидкостей разрыва. Давление насыщения смеси жидкостей разрыва, таким образом, может быть выбрано из мольного отношения природного газа в смеси. На фиг. 3 представлена схема, иллюстрирующая давление насыщения известной жидкости API 59 для обслуживания скважины в диапазоне содержания метана по температурам общего применения. На основе известной температуры, пластового давления и известного давления образования трещин может быть определено, например, максимальное содержание газа, чтобы достичь однофазной жидкости для обслуживания скважин. Затем при известной температуре нагнетания, давлении сжатия и определенными свойствами комбинированного природного газа и жидкости для обслуживания скважин при выбранном газовом содержании может быть определено давление нагнетания на поверхности и соответствующее фазовое состояние по стволу скважины и в месторождении.
Если в первоначально выбранном содержании природного газа в смеси давления остаются выше точки начала кипения по условиям нагнетания, то созданная жидкость обеспечит однофазное поведение нагнетания. Если давление нагнетания или давление в стволе скважины падает ниже точки начала кипения на любой точке кривой, выбранное содержание газа должно быть изменено, если желательна однофазная смесь, и остается регулируемым до тех пор, пока полученная кривая точки начала кипения остается ниже ожидаемых условий. В этом случае выбранное содержание природного газа для достижения
- 5 032858 жидкой фазы может быть выбрано только по условию нагнетания для любой углеводородной жидкости для обслуживания скважин, если желателен такой результат.
Первый вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва в жидкой фазе во время образования трещин и в двух фазах во время извлечения.
Согласно первому варианту воплощения способа разрыва пласта и со ссылкой на фиг. 4-6 управляют некоторыми свойствами смеси жидкостей разрыва так, чтобы смесь была в жидкой фазе, входя в трещины пласта и на стадии образования трещин, и в двух фазах на стадии операции извлечения, то есть после того как давление нагнетания сброшено, и при депрессии на пласт.
В этом воплощении при общих давлениях образования трещин природный газ регулируется, чтобы гарантировать его полное растворение в обычной углеводородной жидкости для обслуживания скважины, создавая высокое содержание газа, однофазную жидкую смесь во время нагнетания. Содержание природного газа в смеси может быть в диапазоне от 5 до 90 мол.%. Обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважин может содержать или не содержать загуститель и также может содержать или не содержать расклинивающий агент. Поверхностное давление нагнетания и температура выбираются так, чтобы однофазная жидкая смесь существовала после смешивания природного газа с жидкостью для обслуживания скважин; это состояние поддерживается вниз по стволу скважины в пласту и созданной или существующей системе трещин и, в конечном счете, в подземном месторождении и поддерживается на стадии образования трещин.
Поддержание жидкости разрыва в этом однофазном жидкостном состоянии (в дальнейшем упоминается просто как жидкая фаза) на стадии создания трещин желательно, поскольку эта плотная фаза поддерживает повышенное гидростатическое давление во время нагнетания и поддерживает однородную жидкость для последовательного развития вязкости, снижая гидравлические потери и обеспечивая эффективный транспорт расклинивающего агента и создание сложных трещин. Природный газ, введенный в рабочую гидравлическую жидкость, состав природного газа, состав гидравлической жидкости или их комбинации регулируются для поддержания однофазного состояния во время нагнетания. Там, где обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважин нагнетается с природным газом в подземный резервуар во время образования трещин, объем природного газа достаточен, чтобы поддерживать комбинированную жидкость в одной фазе во время нагнетания, однако в конце нагнетания при уменьшении давления смеси в месторождении или изменении условий извлечения растворенный газ отделяется от смеси, чтобы создать фракцию газовой фазы в месторождении, с которым она входят в контакт, при этом в углеводородной жидкости остается достаточно растворенного газа для обслуживания, чтобы поддерживать пониженную вязкость жидкости и поверхностное натяжение. Комбинация фракции газовой фазы с жидкостью пониженной вязкости и сниженным поверхностным натяжением создает очень мобильную систему в месторождении и создает систему трещин, гарантирующую быстрый и высокий коэффициент извлечения для жидкостей разрыва, желательное состояние до того как скважина будет введена в эксплуатацию. Кроме того, поскольку природный газ возвращается на поверхность, он обеспечивает энергию расширения, которое дополнительно усиливает удаление жидкой фазы из жидкости разрыва, уменьшая гидростатическое давление в стволе скважины. Пониженное гидростатическое давление смеси природного газа с жидкостью позволяет применить дополнительное извлечение из пласта, освобождая, таким образом, большую часть жидкости, захваченной капилляром, плюс больший потенциал давления для увеличения дебита скважины.
На фиг. 4 и 5 представлены графики фазового состояния жидкостей обслуживания скважины API 42 и API 59, объединенных с 80 мол.% метана, и показаны давления и температуры смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. Знак · на каждой фигуре обозначает критическую точку жидкой смеси и, следовательно, критическую температуру. Давление нагнетания природного газа и углеводородной жидкости для обслуживания в промышленной практике лежит в диапазоне нагнетания при температуре от 10 до 20°С, хотя при желании может быть применены более широкие пределы температур нагнетания. Смесь природного газа и углеводородных жидкостей для обслуживания скважин нагнетается в ствол скважины под давлением образования трещин и при выбранной температуре порядка 10°С. При данных параметрах, конфигурации системы труб, глубине скважины и давлении образования трещин в забое скважины в этом примере потребуется конкретное давление нагнетания для каждой жидкости порядка 34 и 36 МПа для жидкостей 42 API и API 59 соответственно. Как можно видеть из фиг. 4 и как представлено ромбом 1, поверхностное давление нагнетания для смеси природного газа API 42 и углеводорода ниже кривой точки начала кипения. Соответственно нерастворенный природный газ присутствует в объеме около 10%, который будет создавать двухфазные условия потока и способствовать более высоким гидравлическим потерям, низкой плотности и повышенному давлению нагнетания. Кроме того, свободный газ поддерживает более высокие скорости, которые могут ускорить эрозию расклинивающего агента и ствола скважины. На фиг. 5 при подобных условиях с другим составом углеводородной жидкости показано давление нагнетания (ромб 1) для смеси природного газа API 59 и углеводорода, которая выше кривой точки начала кипения, создающей плотную однофазную жидкость, которая желательна для улучшенных условий нагнетания с надежным развитием вязкости и транспорта расклинивающего агента.
- 6 032858
Для обоих случаев, когда смесь природного газа с углеводородной жидкостью проходит вниз по стволу скважины и в систему трещин, давление увеличивается под действием гидростатики и уменьшается благодаря трению. Кроме того, температура жидкости увеличивается благодаря теплопередаче от труб ствола скважины и подземного пласта и, как ожидается, стабилизируется в максимуме, близком или равном температуре месторождения.
Конечное условие обозначено ромбом 2 на обеих фиг. 4 и 5 с предполагаемым давлением разрыва пласта 40 МПа и температуре жидкостей в месторождении, равной 60°С. Фиг. 4 показывает, что в условиях наличия трещин смесь газообразного углеводорода API 42 выше точки начала кипения так, что смесь однофазной жидкости, как ожидается, будет существовать до входа жидкости в трещину. На фиг. 5 показано, что смесь также выше точки начала кипения в условиях трещин в скважине и что она остается в этом состоянии от нагнетания с поверхности и через ствол скважины в подземный пласт. Снова при прекращении нагнетания давление уменьшится, и закачиваемая жидкость уравновешивается по давлению к пластовому давлению, предполагаемому равном 20 МПа в этом примере и обозначенному ромбом 3 на фиг. 4 и 5. Температура жидкости остается равной или близкой к температуре пласта 60°С. При этих условиях температура жидкости значительно ниже точки начала кипения и в двухфазной области фазового состояния. Из смеси закачиваемой жидкости испаряемый газовый компонент для смесей природного газа API 42 API и API 59, составляющие объем приблизительно 56 и 62% соответственно, обеспечивают непосредственно газовую фазу, значительно меньший объем жидкости и значительно сниженный потенциал блокирования жидкости. После снижения давления в месторождении для извлечения закачиваемой жидкости и пуска скважины давление в пласте снижается до предполагаемого давления 8 МПа, тогда как снова температура жидкости остаются близкой или равной температуре пласта. Эта фаза откачивания обозначена ромбом 4 на фиг. 4 и 5. В этом примере сниженное давление приводит к условиям ниже точки начала кипения, где дополнительный газ откачивается из углеводородной жидкости для обслуживания. Полученный объем газовой фазы теперь определяется как смесь 82% углеводородной жидкости API 42 для обслуживания скважин и 87% природного газа и смеси углеводородной жидкости API 59 для обслуживания скважин. Такое уменьшение объема жидкости достигнуто со значительно сниженным потенциалом для блокирования жидкости.
Фиг. 6 - схема, показывающая фазовое состояние для смеси жидкостей разрыва, включающей 60 мол.% метана и углеводородную жидкость API 59 для обслуживания скважин, и иллюстрирующая давления и температуры смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. Соответствие иллюстрированному процессу образования трещин является примерный набор условий для разрыва пласта, представленный в табл. 1. Дальнейшим соответствием условиям разрыва пласта, представленным в табл. 1, является полученные примерные свойства жидкости, представленные в табл. 2.
В условиях устьевого нагнетания ромб 1 на фиг. 6 и п.1 в табл. 2 показывают, что смесь жидкостей разрыва намного выше давления насыщения и существует в жидкой фазе при плотности 635 кг/м3. Расчетная плотность базовой углеводородной жидкости API 59 для обслуживания скважин, равная 742 кг/м3, и добавление природного газа в отношении 225 см3/м3 жидкости (0.6 мольной доли метана), закончилась бы плотностью 535 кг/м3, если бы фазы были несмешивающимися; почти 20% повышение гидростатического давления. Это соответственно должно уменьшить устьевое давление нагнетания. Точно так же сниженное давления на трение при однофазной жидкости по сравнению с двухфазными жидкостями должно улучшить устьевое давление нагнетания. В этом случае при нагревании этой нагнетаемой смеси благодаря теплопередаче от труб и пласта, с которым смесь входит в контакт во время операций разрыва (ссылка 2 на фиг. 6 и п.2 в табл. 2), результирующая плотность немного уменьшается. Однако жидкая смесь имеет температуру намного выше точки начала кипения и продолжает существовать как жидкость. Такие улучшения плотности оцениваются теоретически, чтобы способствовать успешному разрыву пласта при высоком природном давлениями пласта, где желательны высокие скорости нагнетания. Поддержание смеси в жидком состоянии также оценивается теоретически, чтобы обеспечить эффективный загуститель и подходящую плотность для транспорта расклинивающего агента и создания трещин.
При снижении нагнетания должно уменьшиться давление, и закачиваемая жидкость должна быть уравновешена по пластовому давлению, которое в этом примере равно 20 МПа и обозначено ромбом 3 на фиг. 6 и п.3 на табл. 2. При этих условиях температура жидкости теперь ниже точки начала кипения и в двухфазной области фазового состояния. В закачиваемой жидкости испаряемый газовый компонент составляет приблизительно 15 об.%, обеспечивая непосредственно газовую фазу.
После снижения давления в пласте для извлечения закаченной жидкости и пуска скважины примерно до давления 8 МПа ожидается, что температура жидкости останется равной или близкой температуре пласта (ромб 4 на фиг. 6 и п.4 в табл. 2). Сниженное давление приводит к условиям ниже точки начала кипения, где дополнительный газ откачивается из углеводородной жидкости для обслуживания. Полученная газовая фаза теперь составляет более 66%. Потеря насыщения природного газа в жидкости умеренно увеличивает вязкость и поверхностное натяжение, однако расширение газа, как ожидается, обеспечит значительный импульс для перемещения оставшейся жидкости через пласт, трещины и к стволу скважины. Плотность объединенных газовых и жидких фаз очень низка, приблизительно 260
- 7 032858 кг/м3, что обеспечивает высокую мобильность и поток через ствол скважины на поверхность. Таблица 1
Параметры устьевого нагнетания
| Градиент разрыва = | 20 кПа/м |
| Глубина скважины = | 2 000 м. |
| Температура пласта = | 60сС |
| Давление пласта = | 20 МПа |
| Давление образования трещин = | 40 МПа |
| Давление нагнетания WH | 38 МПа |
| Мольная фракция СН4 | 06 |
| Сила тяжести фракции | 59 API |
| Отношение нагнетаемого газа | 225 смЗ/мЗ |
| Общий уровень ВН = | 4,0 рмЗ/мин |
| Расход жидкости = | 2.7 мЗ/мин |
| Расход газа = | 608 мЗ/мин |
Таблица 2
Углеводородная жидкость API 59 для обслуживания скважин со свойствами жидкого метана 60 мол.%
| Пункты | Давление (МПа) | Темпе- ратура со | Объем пара | Плотность (кг/мЗ) | Вязкость (сантипуаз) | Поверхностное натяжение | |||
| Исходный пар | Жидкость | Пары жидкости | |||||||
| Фраки. | (дин/см) | ||||||||
| 1 | 38 | 15 | 0 | 635 | 635 | — | Загущенная жидкость | — | |
| 2 | 40 | 60 | 0 | 600 | 600 | — | Загущенная жидкость | — | |
| 3 | 20 | 60 | 0,152 | 530 | 598 | 147,5 | 0,19 | 0,020 | 2,8 |
| 4 | 60 | 0,665 | 259 | 669 | 52.2 | 0,30 | 0,014 | 11 |
Природный газ - насыщенный углеводород в жидкой смеси в месторождении и условия давления в пласте, причем свойства оставшейся влажной жидкой фазы будут зависеть от примененной углеводородной жидкости для обслуживания скважины. Растворенный газ, испаряемый газ, полученная объемная газовая доля, вязкость и поверхностное натяжение будут изменяться в зависимости от состава углеводородной жидкости для обслуживания скважины. Например, жидкости для обслуживания скважин, в основном содержащие нижние компоненты углеродного числа, С5-С10, обеспечат низкую вязкость и низкое поверхностное натяжение, чем жидкости для обслуживания скважин, в основном содержащие более высокие компоненты углеродного числа, С5-С30. Тестирование смесей жидкостей разрыва на образцах кернов пласта может обеспечить хороший способ проникновения в суть поведения и оптимизировать восстановление и, в конечном счете, производительность скважины. Оценка характеристик, таких как полученная относительная проницаемость и капиллярное давление в различных газовых фракциях, может помочь установить оптимальные свойства жидкости разрыва после обработки и, следовательно, выбор углеводородной жидкости для обслуживания скважины и содержания применяемого природного газа.
Хотя примеры, показанные на фиг. 4-6, являются только тремя иллюстрациями большого количества возможных смесей природного газа и углеводородных жидкостей для обслуживания скважин и комбинаций давления и температуры, в целом, они являются характерными для условий и поведения, которое может быть достигнуто, должным образом применяя смеси природного газа и углеводородных жидкостей для обслуживания в процессе операции гидравлического разрыва пласта и последующих операций по восстановлению.
Второй вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва в двух фазах в течение операции гидравлического разрыва пласта.
Согласно второму варианту воплощения свойствами и поведением смеси жидкостей разрыва управляют так, чтобы смесь была в двух фазах в течение всей операции гидравлического разрыва пласта. Этот вариант воплощения особенно полезен для образования трещин в поверхностных пластах, пластов с высоким капиллярным давлением, создающим жидкие блоки, влажных пластах, которые имеют тенденцию захватывать жидкости, и пластов низкой проницаемости, которые требуют глубокого проникновения, чтобы перемещать жидкости в месторождении.
При этом управляют содержанием природного газа с обычной углеводородной жидкостью для обслуживания скважин, чтобы гарантировать получение смеси, более насыщенной углеводородами, чем обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважины, приводящая к двухфазным смесям жидкости разрыва в течение операции гидравлического разрыва пласта. Содержание природного газа может быть в диапазоне от 20 до 95% мольной доли в смеси. Обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважины может быть загущенной и может содержать или не содержать расклинивающего агента. Полученные двухфазные смеси жидкостей разрыва состоят из жидкой фазы обычной углеводородной жидкости для обслуживания скважин, насыщенной газом, и газовой фазы, состоящей из нерастворенного
- 8 032858 природного газа в равновесии с насыщенной углеводородом жидкостью для обслуживания скважин. Двухфазные смеси жидкостей разрыва могут существовать после смешивания природного газа с углеводородной жидкостью для обслуживания скважин при поверхностном давлении нагнетания и температуре; это состояние поддерживается вниз по стволу скважины в пласт с созданной или существующей системой трещин и, в конечном счете, в подземный резервуар.
Создание смеси жидкостей разрыва в двухфазном состоянии может дополнительно уменьшить объем жидкости, необходимый для операции гидравлического разрыва пласта, уменьшая, таким образом, объем жидкости, потенциально захваченной в пласт, и ограничить извлечение природного углеводорода. По окончании нагнетания и уменьшения давления смеси в месторождении или в условиях извлечения дополнительный растворенный газ должен выделиться из смеси и дополнительно увеличить фракцию газовой фазы в месторождении, с которым он входят в контакт. Жидкая фаза должна сохранить растворенный газ, чтобы поддерживать пониженную вязкость жидкости и низкое поверхностное натяжение, как в предыдущем применении. Сочетание увеличенной фракции газовой фазы с пониженной вязкостью жидкости и сниженным поверхностным натяжением, как ожидается, создаст очень мобильную систему в месторождении, а создание системы трещин обеспечит низкое содержание жидкости и высокий коэффициент извлечения жидкостей разрыва, что является желательным состоянием до того, как скважина будет введена в эксплуатацию. Кроме того, поскольку большое количество природного будет возвращено на поверхность, это обеспечит энергию за счет его расширения, которое, как ожидается, дополнительно усилит удаление жидкой части смеси разрыва, уменьшая гидростатическое давление в стволе скважины. Значительно сниженное гидростатическое давление природного газа, смешанного с жидкостью, как ожидается, позволит дополнительно снизить давление в пласте, освобождая, таким образом, большую часть захваченной капиллярами жидкости, плюс увеличенный потенциал давления для увеличения дебита скважины. Такие теоретически оцениваемые улучшения, как ожидается, будут способствовать успешному образованию трещин поверхностных пластов, пластов с потенциально высоким капиллярным давлением, образующим жидкие блоки, во влажных пластах, которые имеют тенденцию захватывать жидкости, и пластов с низкой проницаемостью, которые требуют глубокого проникновения, чтобы переместить жидкости в пласт. Хотя давление нагнетания и транспортные способности расклинивающего агента, возможно, не столь высоки, как в смеси жидкой фазы, двухфазная смесь будет особенно полезна для удаления обрабатывающих жидкостей. Свойства углеводородной жидкости для обслуживания скважин, природного газа и композиции природного газа и нефтяной компоненты разрыва могут регулироваться с целью существенного уменьшения объема жидкости, введенной в пласт, максимального проникновения газовой фазы в поры, трещины и впадины и уменьшения гидростатического давления извлекаемого столба жидкости.
Фиг. 9 иллюстрирует примерное применение варианта воплощения, в котором смесь содержит жидкость API 59 для обслуживания скважин с 80 мол.% метана. В этом примере максимальная приемлемая объемная доля после обработки жидкости в пластовых условиях 15% основана на лабораторных испытаниях углеродной жидкости API 59 для обслуживания скважин. Другие критерии, такие как целевая плотность восстановления, вязкость и поверхностное натяжение, могут быть определены для ограничений формирования жидкости в любом из условий давления и температуры. Известные прикладные условия - условия скважины 1000 м с пластовым давлением 8 МПа при температуре 35°С и давлении образования трещин в забое скважины 20 МПа. Скважина будет фонтанировать после обработки при перепаде давления на забое скважины настолько низким как 2 МПа. Вычисления и/или тестирование жидкости указывают, что в пластовых условиях достигнута влажная смесь с содержанием природного газа 0,28 мольных долей. Вычисления доказывают, что для создания целевой объемной доли жидкости требуется еще 0,52 мольной доли природного газа. Общее содержание природного газа в комбинированной загрузке - сумма растворенного газа плюс свободный газ до необходимого содержания газа около 0,8 мольной доли.
Фиг. 9 иллюстрирует операцию гидравлического разрыва пласта с давлениями смеси жидкостей разрыва ниже точки начала кипения. Пластовые условия обозначены ромбом 3 и показаны при давлении начала точки кипения. Объем жидкости в этих условиях определяется равным 14,8%, отвечая критериям проектирования. Условия разрыва пласта обозначены ромбом 2 с объемом газа 58% и общей плотностью 354 кг/м3. Вычисления нагнетания в стволе скважины для предложенной системы труб, температуры нагнетания, содержания газа в углеводородной жидкости для обслуживания скважин при предложенной скорости закачки и условий применения закончены, и определено давление нагнетания 18 МПа. Давление нагнетания и 18 МПа и температура 15 °С обозначены на фиг. 9 ромбом 1; смесь жидкостей разрыва существует как двухфазная жидкость в условиях поверхностного нагнетания и разрыва пласта; давление нагнетания и условия трещин находятся под кривой точки начала кипения. Вычисления показывают, что полученный объем газа при поверхностном нагнетании составляет 58,5% при плотности 362,5 кг/м3. Во время выполнения операции по восстановлению при депрессии на пласт 2 МПа объем газа увеличивается до более чем 96% при менее 4% жидкости, остающейся в месторождении. Плотность смеси газа и жидкости при депрессии на пласт составляет 36,4 кг/м3, приводя к очень низкому гидростатическому
- 9 032858 давлению в стволе скважины.
Третий вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва в газообразной фазе во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Согласно третьему варианту воплощения управляют определенными свойствами и поведением смеси жидкостей разрыва так, чтобы смесь была бы в газообразной фазе в течение процесса образования трещин. Этот вариант воплощения особенно полезен для образования трещин в пористых пластах, пластах с очень низким пластовым давлением, пластах с высоким капиллярным давлением, образующим жидкие блоки, недостаточно насыщенных пластах, которые имеют тенденцию захватывать жидкости, и пластах с очень низкой проницаемостью, которые требуют глубокого проникновения, чтобы переместить жидкости в пласт.
В этом воплощении относительное содержание обычной углеводородной жидкости для обслуживания скважин в смеси значительно уменьшено; содержание природного газа может быть в диапазоне от 80 до 99% мольных долей в смеси. Обычная углеводородная жидкость для обслуживания скважины может быть загущена и может содержать или не содержать расклинивающего агента. Эта смесь жидкостей разрыва состоит в основном из газовой фазы, в которой газообразный природный газ содержит относительно незначительное количество обычной углеводородной жидкости для обслуживания скважин. Эта газовая фаза может быть создана после смешивания природного газа с базовой углеводородной жидкостью для обслуживания скважины при поверхностном давлении нагнетания и температуре; в этом состоянии смесь проходит вниз по стволу скважины, в пласт с образованной или существующей системой трещин и, в конечном счете, в подземный резервуар.
Создание жидкости разрыва в газовой фазе, как ожидается, в основном отделит жидкости, необходимые для операции гидравлического разрыва пласта, отделяя, таким образом, объем жидкости, потенциально захваченный в пласт, и замедляя извлечение природного углеводорода. Углеводородная жидкость для обслуживания скважин в жидкой фазе применена только для переноса расклинивающего агента в нагнетаемый поток природного газа и может включать или не включать загустители, используемые для переноса расклинивающего агента через оборудование для обработки жидкости. Как жидкость в газовой фазе, полученная смесь жидкостей разрыва, как ожидается, продемонстрирует только газовые вязкости без всякой пользы, получаемой из добавленных загустителей, которые обычно неэффективны в газах. При этих условиях транспорт расклинивающего агента и эффективность создания трещин часто недостаточны, и, как правило, для компенсации применяется высокая скорость закачки.
После окончания нагнетания и снижения давления смеси на резервуар или по условиям восстановления газ должен расширяться и происходит дальнейшее увеличение фракции газовой фазы в месторождении, с которым она входит в контакт. Жидкая фаза должна остаться растворенной в газовая фазе или формировать несущественную часть полученного объема.
Полученная газовая фаза, как ожидается, будет очень мобильной в месторождении, и создается система трещин с потенциально никаким содержанием жидкости, в основном без захваченных жидкостей, чтобы блокировать производство, что является желательным состоянием прежде, чем скважина будет введена в эксплуатацию. Кроме того, с доминирующим возвратом газа на поверхность гидростатическое давление в стволе скважины, как предполагается, будет очень низким и, таким образом, будет содействовать быстрому и полному извлечению использованных жидкостей. Такие оцениваемые теоретически усовершенствования, как ожидается, будут способствовать успешному образованию трещин в низконапорных пластах, поверхностных пластах, пластах с потенциально высоким капиллярным давлением, образующим жидкие блоки, влажных пластах, которые имеют тенденцию захватывать жидкости, и пластах с очень низкой проницаемостью, которые требуют глубокого проникновения, чтобы ввести жидкости в пласт. Хотя давление нагнетания и транспортные способности расклинивающего агента не столь высоки, как в смеси жидкостей разрыва в жидкой фазе, эта газообразная фазовая смесь, как ожидается, будет особенно полезна для удаления обрабатывающих жидкостей.
Фиг. 10 - схема, иллюстрирующая фазовое состояние примерной смеси газообразного углеводорода с высокими мольными процентами с углеводородной жидкостью для обслуживания скважины, а также давления и температуры смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта, где температура нагнетаемой смеси выше критической температуры при нагнетании и пластовых условиях. В условиях устьевого нагнетания (ромб 1) природная смесь газа и углеводородной жидкости для обслуживания скважины имеет параметры 15 °С и 53 МПа, что намного выше критической температуры, и при этих условиях существуют в газовой фазе при плотности 359 кг/м3. По мере прохождения нагнетаемой смеси вниз по стволу скважины и в систему трещин давление может уменьшиться благодаря трению в сочетании с низким гидростатическим давлением, тогда как температура газа увеличивается благодаря теплопередаче от системы труб ствола скважины и подземного пласта и, как ожидается, стабилизируется в максимуме, близком или равном температуре пласта. Это условие обозначено ромбом 2 с предполагаемым давлением разрыва пласта 40 МПа и температурой пласта 60°С, которая намного выше критической температуры, и жидкая смесь продолжает существовать в газовой фазе с плотностью приблизительно 285 кг/м3. После прекращения нагнетания давление уменьшается, и закачиваемая жидкость уравновеши
- 10 032858 вается до пластового давления, предположительно равного 20 МПа в этом примере и обозначенного ромбом 3 на фиг. 10. При этих условиях жидкость остается выше критической температуры и как газовая смесь с плотностью 176 кг/м3. После уменьшения давления при депрессии на пласт для извлечения введенной смеси для образования трещин и ввода скважины в производство давление в пласте снижается до предполагаемого давления 8 МПа при температуре пласта 60°С, причем крикондентерма состояния точки росы приближается к величине, показанной на фиг. 10 ромбом 4. В этом примере условия таковы, что жидкостное фазовое состояние отсутствует, и смесь остается в газовой фазе плотностью 68 кг/м3. В подобных применениях при высоком содержании природного газа изменения рабочих условий состава или изменения смеси могут привести к пересечению состояния точки росы с незначительными объемами созданной жидкости, обычно меньше 5%.
Четвертый вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва в жидкой фазе при давлении и температуре пласта.
Согласно четвертому варианту воплощения управляют определенными свойствами и поведением смеси жидкостей разрыва так, чтобы смесь была в жидкой фазе при пластовом давлении и температуре, позволяя, таким образом, закрыть скважину перед восстановлением.
В этом варианте воплощения смесь жидкостей разрыва включает природный газ и углеводородную жидкость для обслуживания скважины с содержанием газа, регулируемым так, что весь используемый природный газ остается в растворе базовой углеводородной жидкости для обслуживания скважины при пластовом давлении и температуре, разрешая, таким образом, закрыть скважину на длительный период перед извлечением жидкости разрыва без потери эффективности используемой газообразной фазы. В обычных операциях развитие трещин часто стимулируются условиями, когда нерастворимая фаза включает газ, например азот или двуокись углерода добавлены к жидкой фазе водной или базовой углеводородной жидкости разрыва. Так восстановление не может быть начато немедленно, при таком завершении обработки множества трещин на горизонтальной скважине, примененная газовая фаза рассеивается в месторождении со временем и становится в значительной степени неэффективной при извлечении ассоциированных жидкостей для образования трещин. При этом жидкостная фаза смеси углеводородной жидкости для обслуживания скважины позволяет закрыть скважину на длительный период без потери выгоды, связанной с механизмом газа-помощника.
Содержанием газа управляют, изменяя состав углеводородной жидкости для обслуживания скважин, чтобы создать смесь, температура которой только равна или выше точки начала кипения в пластовых условиях. В этом состоянии весь используемый природный газ растворен в углеводородной жидкости для обслуживания скважины при температуре и давлении пласта. Газ может оставаться растворенным неопределенное время или пока не будет снижено давление для откачивания.
Пятый вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва с выбором вязкости в процессе операции гидравлического разрыва пласта.
Как показано на фиг. 7 и согласно пятому варианту воплощения, подготавливается смесь жидкостей разрыва так, что смесь демонстрирует выбранную вязкость во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. С выбранной базовой жидкостью при определенном давлении и температуре может быть определена зависимость между вязкостью смеси и мольной долей природного газа в смеси. В примере, показанном на фиг. 7, смесь, содержащая базовую жидкость для обслуживания скважин API 59 с 0,53 мольной долей природных газов, должна иметь вязкость жидкой фазы 0,20 сР при 60°С, что является низкой вязкостью, как если бы смесь не имела никакого растворенного газа (выше 0,4 сР). Такая низкая вязкость, как ожидается, повысит скорость извлечение жидкости для обслуживания скважин при депрессии на пласт по сравнению с обычными жидкостями для обслуживания скважин (то есть без растворенного природного газа).
Поверхностное натяжение углеводородной жидкости для обслуживания, насыщенной природным газом, также значительно уменьшается примерно до 2,8 дин/см по сравнению с предполагаемым поверхностным натяжением, приближающимся к 20 дин/см для нефти без растворенного природного газа.
Шестой вариант воплощения. Смесь жидкостей разрыва, имеющая выбранное поверхностное натяжение во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Как показано на фиг. 8, лабораторные испытания жидкости с характеристиками, подобными углеводородной жидкости (n-декан) показали значительные уменьшение граничного поверхностного натяжения с увеличенным количеством растворенного газа. Ожидается, что смесь жидкостей разрыва, имеющая низкое поверхностное натяжение, приведет к низкому капиллярному давлению в порах пласта, увеличивая, таким образом, скорость извлечения жидкости для обслуживания скважин при депрессии на пласт.
Следовательно, смесь жидкостей разрыва может быть подготовлена с соответствующей выбранной мольной долей природного газа в смеси, чтобы достичь желательного поверхностного натяжения смеси в процессе образования трещин.
Заключение.
Предыдущее обсуждение относится к способам для создания смесей углеводородной жидкости раз
- 11 032858 рыва с выбранными свойствами с тем, чтобы эта смесь демонстрировала определенное поведение во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта. Например, смесь может быть создана с переходом в однофазное жидкое состояние во время образования трещин с выделением газа и уменьшением жидкой пропорции в месторождении при депрессии на пласт. В другом случае смесь может быть создана, чтобы получить двухфазную углеводородную смесь в условиях образования трещин и дополнительно уменьшить жидкую пропорцию в месторождении и условиях депрессии на пласт. Смесь также может быть создана, чтобы получить однофазное состояние газа во время образования трещин и исключить или значительно уменьшить размещение жидкости в месторождении. Смесь также может быть создана, чтобы получить однофазное состояние жидкости в пластовых условиях, чтобы позволить закрытие скважины на длительный период без рассеяния используемого газа. Смесь также может быть создана, чтобы получить углеводородную жидкость разрыва в виде загущенной углеводородной жидкости с природным газом для обслуживания скважин. Смесь также может быть создана, чтобы достичь одну или нескольких целей: создание непосредственно газовой фазы, значительное уменьшение объема жидкости, снижение вязкости жидкости и снижение поверхностного натяжения; это оценивается теоретически, чтобы привести к снижению капиллярного давления в пласте и привести к мобильной жидкой фазе в пласте, чтобы поддержать быстрое восстановление даже при умеренной депрессии на пласт, которое сможет иметь место в глубине сети трещин.
Методологическое объединение основанных на углеводороде жидкостей обслуживания с природным газом создает комбинированную жидкую смесь, которая обеспечивает желательное поведение для гидравлического разрыва пласта и последующего производства. Эти примеры иллюстрируют только некоторые из многих возможных смесей природного газа и углеводородной жидкости для обслуживания скважин, комбинации давления и температуры, но, в целом, они являются типичными для поведения, которое может быть достигнуто в условиях систематического применения смеси природного газа и углеводородных жидкостей обслуживания во время гидравлического разрыва пласта и последующих операций по восстановлению дебита скважины. При этом содержание природного газа, введенного в жидкость разрыва, и состав природного газа и компоненты разрыва можно изменять, чтобы создать желательное поведение во время нагнетания и последующего извлечения, в частности поддержание однофазной жидкости во время нагнетания при минимальном объеме жидкости, внедренной в пласт;
максимальное создание газовой фазы в порах, трещинах и разрывах; уменьшение гидростатического давления в восстановленном столбе жидкости и сохранение достаточного количества растворенного газа, чтобы максимизировать текучесть жидкости разрыва; поддержание полученной жидкой фракции или свойства в пластовых условиях;
максимальное создание газовой фазы в порах, трещинах и разрывах;
снижение до минимума гидростатического давления в восстановленном столбе жидкости и сохранение достаточного количества растворенного газа, чтобы увеличить текучесть жидкости разрыва; обеспечение нулевой или незначительной жидкой фракции в пластовых условиях; достижение только газовой фазы в порах, трещинах и разрывах; и уменьшение гидростатического давления в восстановленном столбе жидкости и полный или частичный уход от размещения жидкостей разрыва в месторождении.
Кроме того, применение природного газа с углеводородной жидкостью для обслуживания скважин может сформировать закрытую систему образования трещин, устраняя использование воды, трубопроводов для удаления газа и факелы.
Claims (20)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ разрыва пласта в месторождении, содержащий:(a) определение условий месторождения, включающего пласт, подлежащий гидроразрыву, при этом условия месторождения включают в себя давление пласта, температуру пласта, давление гидравлического разрыва и давление извлечения;(b) определение фазового состояния жидкости разрыва в течение операции гидравлического разрыва в пласте при пластовых условиях, причем фазовое состояние выбрано из группы, состоящей из жидкой фазы, газообразной фазы и двух фаз, содержащих жидкость и газ;(c) определение состава жидкости разрыва путем выбора соотношений базовой жидкости и мольной доли природного газа, обеспечивающих достижение фазового состояния жидкости разрыва, определенного на этапе (b);(d) приготовление жидкости разрыва с составом, определенным на этапе (с); и (e) нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при определенных пластовых условиях.
- 2. Способ по п.1, в котором способ дополнительно включает определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания, при этом смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, полностью растворенный в базовой- 12 032858 жидкости, когда нагнетаемая смесь входит в пласт, и в котором по меньшей мере часть газообразного природного газа не растворена в базовой жидкости во время извлечения.
- 3. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором базовая жидкость включает углеводородную жидкость для обслуживания скважины.
- 4. Способ по п.3, в котором углеводородная жидкость для обслуживания скважины включает одну или две углеводородные жидкости, основанные на алкане и ароматических соединениях.
- 5. Способ по любому из пп.2 или 3, в котором базовая жидкость дополнительно включает один или два расклинивающих агента и загуститель.
- 6. Способ по любому из пп.1 и 2, в котором природный газ включает метан или смеси метана с одним или несколькими газообразными углеводородами, выбранными из группы, состоящей из этана, пропана, бутана и пентана, или из смесей метана с одним или несколькими инертными газами, выбранными из группы, состоящей из двуокиси углерода и азота.
- 7. Способ по п.2, в котором мольная доля природного газа в смеси лежит в диапазоне от 4 до 90 мол.%.
- 8. Способ по п.2, в котором давление нагнетания и температура нагнетания выбраны так, что при нагнетании в скважину температура смеси ниже точки начала кипения и выше точки росы смеси.
- 9. Способ по п.2, в котором давление нагнетания и температура нагнетания выбраны так, что при нагнетании в скважину температура смеси выше точки начала кипения и выше точки росы смеси.
- 10. Способ по п.1, в котором способ дополнительно включает определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания, при этом смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, по меньшей мере часть которого не растворена в базовой жидкости, когда нагнетаемая смесь входит в пласт, и во время извлечения.
- 11. Способ по п.10, в котором давление нагнетания и температура нагнетания выбраны так, что при нагнетании в скважину температура смеси ниже точки начала кипения и выше точки росы смеси.
- 12. Способ по п.1, в котором способ дополнительно включает определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном составе базовой жидкости в смеси и мольной доле природного газа в смеси, при этом смесь включает природный газ в газовой фазе и жидкую фазу базовой жидкости, полностью растворенную в природном газе, когда нагнетаемая смесь входит в пласт, и во время извлечения.
- 13. Способ по п.12, в котором мольная доля природного газа в смеси лежит в диапазоне от 80 до 99 мол.%.
- 14. Способ по п.12, в котором состав базовой жидкости в смеси и мольная доля природного газа в смеси выбраны так, что смесь имеет температуру выше критической температуры, когда смесь находится в пластовых условиях.
- 15. Способ по п.1, в котором способ дополнительно включает определение фазового состояния смеси жидкостей разрыва, имеющей выбранную мольную долю природного газа в смеси, и нагнетание смеси жидкостей разрыва в пласт при выбранном давлении нагнетания и температуре нагнетания так, что смесь включает базовую жидкость и природный газ в газовой фазе, полностью растворенный в базовой жидкости, когда нагнетаемая смесь входит в пласт и приводится в равновесие с пластовыми условиями до извлечения.
- 16. Способ по п.15, дополнительно включающий закрытие скважины после нагнетания и до извлечения в течение заданного промежутка времени.
- 17. Способ разрыва пласта в месторождении, содержащий следующие стадии:(a) определение пластовых условий месторождения, включающего пласт; при этом условия месторождения включают в себя давление пласта, температуру пласта, давление гидравлического разрыва и давление извлечения;(b) определение по меньшей мере одного состояния жидкости разрыва во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта при определенных пластовых условиях, причем состояние жидкости выбрано из группы, состоящей из фазового состояния, поверхностного натяжения, вязкости и содержания растворенного природного газа, причем фазовое состояние выбрано из группы, состоящей из жидкой фазы, газообразной фазы и двух фаз, содержащих жидкость и газ;(c) определение состава жидкости разрыва путем выбора соотношений базовой жидкости и мольной доли природного газа в жидкости гидроразрыва для достижения по меньшей мере одного фазового состояния жидкости гидроразрыва, определенного на этапе (b);(d) приготовление жидкости разрыва, определенной в соответствии с этапом (с);(e) нагнетание жидкости разрыва в пласт при определенных пластовых условиях, так что смесь проявляет заданное состояние во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
- 18. Способ по п.17, в котором определенное состояние является вязкостью, и способ дополнительно включает определение необходимой мольной доли природного газа в смеси для заданной вязкости смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.- 13 032858
- 19. Способ по п.17, в котором определенное состояние является поверхностным натяжением, и способ дополнительно включает определение необходимой мольной доли природного газа в смеси для заданного поверхностного натяжения жидкости гидроразрыва во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
- 20. Способ по п.17, в котором определенное состояние является содержанием растворенного газа, и способ дополнительно включает определение необходимой мольной доли природного газа в жидкости гидроразрыва для соответствия заданному содержанию растворенного газа в смеси во время выполнения операции гидравлического разрыва пласта.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201161433441P | 2011-01-17 | 2011-01-17 | |
| PCT/CA2011/001112 WO2012097424A1 (en) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201370157A1 EA201370157A1 (ru) | 2013-12-30 |
| EA032858B1 true EA032858B1 (ru) | 2019-07-31 |
Family
ID=46515033
Family Applications (4)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201370157A EA032858B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ разрыва пласта в месторождении |
| EA201370158A EA024675B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система и способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370160A EA024378B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201592153A EA030629B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система для гидравлического разрыва подземного пласта |
Family Applications After (3)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201370158A EA024675B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система и способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201370160A EA024378B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Способ для гидравлического разрыва подземного пласта |
| EA201592153A EA030629B1 (ru) | 2011-01-17 | 2011-10-03 | Система для гидравлического разрыва подземного пласта |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (4) | US8991499B2 (ru) |
| EP (3) | EP2665892B1 (ru) |
| CN (3) | CN103429846B (ru) |
| AU (2) | AU2011356581B2 (ru) |
| CA (3) | CA2824181C (ru) |
| EA (4) | EA032858B1 (ru) |
| MX (3) | MX348151B (ru) |
| WO (3) | WO2012097425A1 (ru) |
Families Citing this family (177)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101968051B (zh) * | 2010-10-14 | 2012-05-30 | 中国石油集团渤海石油装备制造有限公司 | 液氮泵设备加载测试与试验装置及其测试与试验方法 |
| WO2012097425A1 (en) | 2011-01-17 | 2012-07-26 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
| US11708752B2 (en) | 2011-04-07 | 2023-07-25 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | Multiple generator mobile electric powered fracturing system |
| EP4400692A3 (en) | 2011-04-07 | 2024-10-16 | Typhon Technology Solutions, LLC | Electrically powered system for use in fracturing underground formations |
| US9140110B2 (en) | 2012-10-05 | 2015-09-22 | Evolution Well Services, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US11255173B2 (en) | 2011-04-07 | 2022-02-22 | Typhon Technology Solutions, Llc | Mobile, modular, electrically powered system for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| US8342246B2 (en) | 2012-01-26 | 2013-01-01 | Expansion Energy, Llc | Fracturing systems and methods utilyzing metacritical phase natural gas |
| US9316098B2 (en) | 2012-01-26 | 2016-04-19 | Expansion Energy Llc | Non-hydraulic fracturing and cold foam proppant delivery systems, methods, and processes |
| EP2666958A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-27 | Linde Aktiengesellschaft | Method of fraccing a well |
| WO2013181284A1 (en) | 2012-05-29 | 2013-12-05 | P.V. Flood Control Corp. | System for containment, measurement, and reuse of fluids in hydraulic fracturing |
| CN102691494B (zh) * | 2012-06-08 | 2014-10-22 | 四川大学 | 页岩气开采的气动脆裂法与设备 |
| US20170212535A1 (en) * | 2012-08-17 | 2017-07-27 | S.P.M. Flow Control, Inc. | Field pressure test control system and methods |
| EP2888440B1 (en) * | 2012-08-23 | 2018-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced emissions method for recovering product from a hydraulic fracturing operation |
| CN102852508B (zh) * | 2012-08-23 | 2015-03-04 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 页岩气井液态co2压裂工艺 |
| US10254732B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-04-09 | U.S. Well Services, Inc. | Monitoring and control of proppant storage from a datavan |
| US10232332B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-03-19 | U.S. Well Services, Inc. | Independent control of auger and hopper assembly in electric blender system |
| US9650871B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-05-16 | Us Well Services Llc | Safety indicator lights for hydraulic fracturing pumps |
| US10036238B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-31 | U.S. Well Services, LLC | Cable management of electric powered hydraulic fracturing pump unit |
| US11449018B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-09-20 | U.S. Well Services, LLC | System and method for parallel power and blackout protection for electric powered hydraulic fracturing |
| US9840901B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-12-12 | U.S. Well Services, LLC | Remote monitoring for hydraulic fracturing equipment |
| US9650879B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-05-16 | Us Well Services Llc | Torsional coupling for electric hydraulic fracturing fluid pumps |
| US10526882B2 (en) | 2012-11-16 | 2020-01-07 | U.S. Well Services, LLC | Modular remote power generation and transmission for hydraulic fracturing system |
| US11476781B2 (en) | 2012-11-16 | 2022-10-18 | U.S. Well Services, LLC | Wireline power supply during electric powered fracturing operations |
| US10119381B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-11-06 | U.S. Well Services, LLC | System for reducing vibrations in a pressure pumping fleet |
| US9970278B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-05-15 | U.S. Well Services, LLC | System for centralized monitoring and control of electric powered hydraulic fracturing fleet |
| US11959371B2 (en) | 2012-11-16 | 2024-04-16 | Us Well Services, Llc | Suction and discharge lines for a dual hydraulic fracturing unit |
| US9410410B2 (en) | 2012-11-16 | 2016-08-09 | Us Well Services Llc | System for pumping hydraulic fracturing fluid using electric pumps |
| US9893500B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-02-13 | U.S. Well Services, LLC | Switchgear load sharing for oil field equipment |
| US9745840B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-08-29 | Us Well Services Llc | Electric powered pump down |
| US10407990B2 (en) | 2012-11-16 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Slide out pump stand for hydraulic fracturing equipment |
| US10020711B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-07-10 | U.S. Well Services, LLC | System for fueling electric powered hydraulic fracturing equipment with multiple fuel sources |
| US9611728B2 (en) | 2012-11-16 | 2017-04-04 | U.S. Well Services Llc | Cold weather package for oil field hydraulics |
| US9995218B2 (en) | 2012-11-16 | 2018-06-12 | U.S. Well Services, LLC | Turbine chilling for oil field power generation |
| CA2901405C (en) | 2013-03-04 | 2018-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing with liquefied natural gas |
| US10822935B2 (en) | 2013-03-04 | 2020-11-03 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method of treating a subterranean formation with natural gas |
| US20140251623A1 (en) * | 2013-03-07 | 2014-09-11 | Prostim Labs, Llc | Fracturing systems and methods for a wellbore |
| US9850422B2 (en) * | 2013-03-07 | 2017-12-26 | Prostim Labs, Llc | Hydrocarbon-based fracturing fluid composition, system, and method |
| US20140262285A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Rustam H. Sethna | Methods for fraccing oil and gas wells |
| US9790775B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-10-17 | Schlumberger Technology Corporation | Stimulation with natural gas |
| CN105102758A (zh) * | 2013-04-08 | 2015-11-25 | 膨胀能量有限责任公司 | 非水力压裂和冷泡沫支撑剂输送系统、方法和过程 |
| US20140345708A1 (en) * | 2013-05-24 | 2014-11-27 | Clean Energy Fuels Corp. | Dispenser nitrogen purge |
| US9452394B2 (en) * | 2013-06-06 | 2016-09-27 | Baker Hughes Incorporated | Viscous fluid dilution system and method thereof |
| US9418184B2 (en) * | 2013-07-25 | 2016-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining flow through a fracture junction in a complex fracture network |
| CA2915682C (en) | 2013-08-08 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for treatment of subterranean formations |
| US20150060044A1 (en) * | 2013-08-30 | 2015-03-05 | William Scharmach | Control system and apparatus for delivery of a non-aqueous fracturing fluid |
| US9435175B2 (en) | 2013-11-08 | 2016-09-06 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield surface equipment cooling system |
| CN103676861A (zh) * | 2013-12-05 | 2014-03-26 | 煤科集团沈阳研究院有限公司 | 煤矿井下水力化增透作业远程监测与控制系统 |
| CN103726819B (zh) * | 2013-12-27 | 2016-02-24 | 中国石油大学(华东) | 低温气体辅助煤层气压裂工艺的方法 |
| CA2932018A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for transporting, storing and dispensing oilfield chemicals |
| US20150211346A1 (en) * | 2014-01-24 | 2015-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Fracturing methods and systems |
| RU2641681C1 (ru) * | 2014-03-28 | 2018-01-19 | ЭмБиДжей ВОТЕР ПАРТНЕРС | Использование ионизированного флюида при гидравлическом разрыве пласта |
| US10610842B2 (en) * | 2014-03-31 | 2020-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Optimized drive of fracturing fluids blenders |
| BR112016024843A2 (pt) | 2014-04-24 | 2017-08-15 | O Anders Edward | aparelho, sistemas e métodos para fraturar uma formação geológica |
| RU2646943C1 (ru) | 2014-05-02 | 2018-03-12 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Вискозиметр и способы его использования |
| WO2015174982A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Stabilizing compound with cationic group and hydrophobic portion for water-swellable minerals |
| CN104007021B (zh) * | 2014-05-17 | 2016-04-06 | 安徽理工大学 | 一种真空状态下实验室水力压裂方法 |
| US9580996B2 (en) * | 2014-05-27 | 2017-02-28 | General Electric Company | Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same |
| US10436001B2 (en) * | 2014-06-02 | 2019-10-08 | Praxair Technology, Inc. | Process for continuously supplying a fracturing fluid |
| CN104033143B (zh) * | 2014-06-23 | 2017-02-15 | 中国石油大学(华东) | 一种油气井压裂用氮气泡沫地面形成方法 |
| CN104074500A (zh) * | 2014-07-01 | 2014-10-01 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种输送支撑剂的设备 |
| AU2014402546B2 (en) * | 2014-07-28 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Foamed curable resin fluids |
| CN105317416B (zh) * | 2014-07-31 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种喷砂器 |
| CN104405345B (zh) * | 2014-10-20 | 2017-01-18 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种可渗透边界层天然气水合物开采模拟实验装置 |
| US9725644B2 (en) | 2014-10-22 | 2017-08-08 | Linde Aktiengesellschaft | Y-grade NGL stimulation fluids |
| CA2966224C (en) | 2014-12-02 | 2019-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas vaporizer for downhole oil or gas applications |
| US9695664B2 (en) * | 2014-12-15 | 2017-07-04 | Baker Hughes Incorporated | High pressure proppant blending system for a compressed gas fracturing system |
| CN105758234B (zh) * | 2014-12-19 | 2018-05-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地面冷交换注入系统 |
| CN104632174A (zh) * | 2014-12-29 | 2015-05-20 | 西安科技大学 | 煤层液态二氧化碳压裂装置及方法 |
| US9587649B2 (en) * | 2015-01-14 | 2017-03-07 | Us Well Services Llc | System for reducing noise in a hydraulic fracturing fleet |
| US20160208461A1 (en) * | 2015-01-16 | 2016-07-21 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Harvesting atmospheric water using natural gas that would typically be flared and wasted |
| US20160290258A1 (en) * | 2015-04-03 | 2016-10-06 | Electro-Motive Diesel, Inc. | Method and system for reducing engine nox emissions by fuel dilution |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| CN104806221A (zh) * | 2015-05-06 | 2015-07-29 | 北京大学 | 非常规油气储层液化石油气压裂改造方法 |
| RU2693105C2 (ru) * | 2015-05-20 | 2019-07-01 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Агент для ликвидации водопритоков для применения на нефтяных месторождениях |
| US9932799B2 (en) | 2015-05-20 | 2018-04-03 | Canadian Oilfield Cryogenics Inc. | Tractor and high pressure nitrogen pumping unit |
| CN105156134B (zh) * | 2015-06-30 | 2017-04-05 | 中国矿业大学 | 深部软岩巷道围岩高压气体多级预裂注浆改造方法及其改造装置 |
| EP3368738A1 (en) * | 2015-08-12 | 2018-09-05 | Prostim Labs, LLC | System and method for permanent storage of carbon dioxide in shale reservoirs |
| CN105003242B (zh) * | 2015-08-19 | 2017-09-12 | 山西鸿海科贸有限公司 | 能增加煤层气井裂隙的装置 |
| US11155750B2 (en) | 2015-09-30 | 2021-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation |
| US10760390B2 (en) | 2015-09-30 | 2020-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation |
| WO2017058485A1 (en) * | 2015-09-30 | 2017-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of natural gas as a vaporizing gas in a well intervention operation |
| CN105134157B (zh) * | 2015-10-10 | 2017-09-01 | 北京化工大学 | 一种应用于页岩气开采的岩层蒸汽压裂装置 |
| US12078110B2 (en) | 2015-11-20 | 2024-09-03 | Us Well Services, Llc | System for gas compression on electric hydraulic fracturing fleets |
| US11320079B2 (en) | 2016-01-27 | 2022-05-03 | Liberty Oilfield Services Llc | Modular configurable wellsite surface equipment |
| CN105649563B (zh) * | 2016-01-29 | 2017-03-08 | 赤峰市浩峰钻机有限责任公司 | 钢绞线在多角度钻探取芯过程中的应用 |
| WO2017136020A1 (en) | 2016-02-01 | 2017-08-10 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade recovery |
| WO2017164962A1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | Supercritical y-grade ngl |
| WO2017164941A1 (en) * | 2016-03-22 | 2017-09-28 | Linde Aktiengesellschaft | L-grade stimulation fluid |
| MX2018012187A (es) | 2016-04-08 | 2019-08-05 | Linde Ag | Solvente mezclable mejorado para recuperacion de petroleo. |
| US11149183B2 (en) | 2016-04-08 | 2021-10-19 | Linde Aktiengesellschaft | Hydrocarbon based carrier fluid |
| US10533881B2 (en) | 2016-04-10 | 2020-01-14 | Forum Us, Inc. | Airflow sensor assembly for monitored heat exchanger system |
| US10545002B2 (en) | 2016-04-10 | 2020-01-28 | Forum Us, Inc. | Method for monitoring a heat exchanger unit |
| US10514205B2 (en) | 2016-04-10 | 2019-12-24 | Forum Us, Inc. | Heat exchanger unit |
| US10480820B2 (en) * | 2016-04-10 | 2019-11-19 | Forum Us, Inc. | Heat exchanger unit |
| US10502597B2 (en) | 2016-04-10 | 2019-12-10 | Forum Us, Inc. | Monitored heat exchanger system |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US20190070575A1 (en) * | 2016-05-06 | 2019-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and Apparatus for Mixing Proppant-Containing Fluids |
| US10577533B2 (en) | 2016-08-28 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional enhanced oil recovery |
| CA3030829A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
| US11286760B2 (en) * | 2016-09-07 | 2022-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for injecting fluids into high pressure injector line |
| WO2018074995A1 (en) * | 2016-10-17 | 2018-04-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved distribution unit |
| CA3036517C (en) * | 2016-11-11 | 2021-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Liquefied natural gas (lng) re-fracturing |
| US10968727B2 (en) | 2016-11-11 | 2021-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (LNG) de-liquefied at a wellsite |
| CA3038985C (en) * | 2016-11-11 | 2021-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Storing and de-liquefying liquefied natural gas (lng) at a wellsite |
| CN106770377B (zh) * | 2016-11-23 | 2019-05-07 | 东北石油大学 | 二氧化碳驱替岩芯过程中监测剩余油分布的装置和方法 |
| US11181107B2 (en) | 2016-12-02 | 2021-11-23 | U.S. Well Services, LLC | Constant voltage power distribution system for use with an electric hydraulic fracturing system |
| US11136872B2 (en) | 2016-12-09 | 2021-10-05 | Cameron International Corporation | Apparatus and method of disbursing materials into a wellbore |
| CA3043154C (en) * | 2016-12-14 | 2021-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic fracturing methods and systems using gas mixture |
| US10577552B2 (en) | 2017-02-01 | 2020-03-03 | Linde Aktiengesellschaft | In-line L-grade recovery systems and methods |
| US10017686B1 (en) | 2017-02-27 | 2018-07-10 | Linde Aktiengesellschaft | Proppant drying system and method |
| US10138720B2 (en) | 2017-03-17 | 2018-11-27 | Energy Technology Group | Method and system for perforating and fragmenting sediments using blasting material |
| US10100245B1 (en) | 2017-05-15 | 2018-10-16 | Saudi Arabian Oil Company | Enhancing acid fracture conductivity |
| CN107165608B (zh) * | 2017-06-21 | 2018-03-06 | 南通市中京机械有限公司 | 缝洞型油藏泡沫体系配置及发泡系统 |
| WO2019005095A1 (en) * | 2017-06-30 | 2019-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | CHANGING GEOCHIMICALLY ASSISTED WETTING FOR UNDERGROUND SURFACES |
| US10280724B2 (en) | 2017-07-07 | 2019-05-07 | U.S. Well Services, Inc. | Hydraulic fracturing equipment with non-hydraulic power |
| CN107476796B (zh) * | 2017-07-20 | 2023-04-11 | 西南石油大学 | 一种模拟压裂液返排控制支撑剂回流的实验装置及方法 |
| US10570715B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-02-25 | Linde Aktiengesellschaft | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery |
| US10724351B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-07-28 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-grade NGL enhanced oil recovery fluids |
| US10822540B2 (en) | 2017-08-18 | 2020-11-03 | Linde Aktiengesellschaft | Systems and methods of optimizing Y-Grade NGL unconventional reservoir stimulation fluids |
| WO2019045715A1 (en) | 2017-08-31 | 2019-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | MODIFICATION OF WETABILITY FOR IMPROVED OIL RECOVERY |
| WO2019046751A1 (en) * | 2017-09-01 | 2019-03-07 | S.P.M. Flow Control, Inc. | FLUID DISPENSING DEVICE FOR HYDRAULIC FRACTURING SYSTEM |
| US10655443B2 (en) | 2017-09-21 | 2020-05-19 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids |
| US10113406B1 (en) * | 2017-09-21 | 2018-10-30 | Saudi Arabian Oil Company | Pulsed hydraulic fracturing with nanosilica carrier fluid |
| US11067481B2 (en) | 2017-10-05 | 2021-07-20 | U.S. Well Services, LLC | Instrumented fracturing slurry flow system and method |
| CA2982281A1 (en) * | 2017-10-13 | 2019-04-13 | Certarus Ltd. | Mobile gas compression system for well stimulation |
| US10408031B2 (en) | 2017-10-13 | 2019-09-10 | U.S. Well Services, LLC | Automated fracturing system and method |
| AR114805A1 (es) | 2017-10-25 | 2020-10-21 | U S Well Services Llc | Método y sistema de fracturación inteligente |
| CN109751029B (zh) * | 2017-11-01 | 2021-10-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种深层页岩气压裂的方法 |
| US10598258B2 (en) | 2017-12-05 | 2020-03-24 | U.S. Well Services, LLC | Multi-plunger pumps and associated drive systems |
| CA3084607A1 (en) | 2017-12-05 | 2019-06-13 | U.S. Well Services, LLC | High horsepower pumping configuration for an electric hydraulic fracturing system |
| US11428058B2 (en) | 2017-12-14 | 2022-08-30 | Spm Oil & Gas Inc. | Fluid delivery device for a hydraulic fracturing system |
| US20190186247A1 (en) * | 2017-12-20 | 2019-06-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Alternating Liquid Gas Fracturing for Enhanced Oil Recovery of Well |
| US11370959B2 (en) * | 2018-01-30 | 2022-06-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of liquid natural gas for well treatment operations |
| US11111430B2 (en) * | 2018-02-05 | 2021-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methane hydrates improved hydrostatic pressure of foam fracturing |
| US11114857B2 (en) | 2018-02-05 | 2021-09-07 | U.S. Well Services, LLC | Microgrid electrical load management |
| US11560780B2 (en) * | 2018-03-12 | 2023-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Marking the start of a wellbore flush volume |
| CN108302324B (zh) * | 2018-04-02 | 2024-01-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 液态二氧化碳增能压裂系统及工艺流程 |
| US11035207B2 (en) | 2018-04-16 | 2021-06-15 | U.S. Well Services, LLC | Hybrid hydraulic fracturing fleet |
| US11211801B2 (en) | 2018-06-15 | 2021-12-28 | U.S. Well Services, LLC | Integrated mobile power unit for hydraulic fracturing |
| US10975674B2 (en) * | 2018-07-16 | 2021-04-13 | Stabilis Energy Llc | Use of natural gas for well enhancement |
| WO2020046288A1 (en) | 2018-08-29 | 2020-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid fracturing treatment with natural gas |
| US10648270B2 (en) | 2018-09-14 | 2020-05-12 | U.S. Well Services, LLC | Riser assist for wellsites |
| US11208878B2 (en) | 2018-10-09 | 2021-12-28 | U.S. Well Services, LLC | Modular switchgear system and power distribution for electric oilfield equipment |
| US11035210B2 (en) | 2018-10-22 | 2021-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized foam application for hydrocarbon well stimulation |
| CN109577938A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏水平井穿层压裂方法 |
| CN111173480B (zh) * | 2018-11-12 | 2021-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气水合物开采方法 |
| CN109488273B (zh) * | 2018-11-26 | 2020-12-29 | 武汉工程大学 | 一种二氧化碳和水混合流体压裂石灰岩顶板的装置 |
| US11434732B2 (en) * | 2019-01-16 | 2022-09-06 | Excelerate Energy Limited Partnership | Floating gas lift method |
| US11098962B2 (en) | 2019-02-22 | 2021-08-24 | Forum Us, Inc. | Finless heat exchanger apparatus and methods |
| US11578577B2 (en) | 2019-03-20 | 2023-02-14 | U.S. Well Services, LLC | Oversized switchgear trailer for electric hydraulic fracturing |
| US10982808B2 (en) * | 2019-05-08 | 2021-04-20 | Fmg Technologies, Inc. | Valve control and/or lubrication system |
| CA3139970A1 (en) | 2019-05-13 | 2020-11-19 | U.S. Well Services, LLC | Encoderless vector control for vfd in hydraulic fracturing applications |
| US11946667B2 (en) | 2019-06-18 | 2024-04-02 | Forum Us, Inc. | Noise suppresion vertical curtain apparatus for heat exchanger units |
| CN110159240B (zh) * | 2019-06-19 | 2020-09-22 | 中国地质大学（北京） | 一种煤层气开采压裂设备 |
| WO2021022048A1 (en) | 2019-08-01 | 2021-02-04 | U.S. Well Services, LLC | High capacity power storage system for electric hydraulic fracturing |
| CA3153304A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| WO2021056174A1 (zh) * | 2019-09-24 | 2021-04-01 | 烟台杰瑞石油装备技术有限公司 | 一种电驱压裂的井场系统 |
| CN112647905B (zh) * | 2019-10-10 | 2023-12-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定天然气驱注入气组分的方法及天然气驱油方法 |
| US11021648B2 (en) | 2019-10-11 | 2021-06-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energized natural gas foam delivery devices and methods |
| US11009162B1 (en) | 2019-12-27 | 2021-05-18 | U.S. Well Services, LLC | System and method for integrated flow supply line |
| US11352548B2 (en) | 2019-12-31 | 2022-06-07 | Saudi Arabian Oil Company | Viscoelastic-surfactant treatment fluids having oxidizer |
| CN113622893B (zh) * | 2020-05-07 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
| CN111706312B (zh) * | 2020-06-12 | 2021-05-18 | 中国地质大学（北京） | 热风支撑剂混合提高煤层气产率的系统及其工作方法 |
| CN112012713B (zh) * | 2020-08-18 | 2022-06-21 | 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 | 一种爆燃压裂酸化选层作业方法 |
| US11513500B2 (en) * | 2020-10-09 | 2022-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for equipment control |
| US11867028B2 (en) | 2021-01-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US11585176B2 (en) | 2021-03-23 | 2023-02-21 | Saudi Arabian Oil Company | Sealing cracked cement in a wellbore casing |
| CN113417619B (zh) * | 2021-07-15 | 2023-01-31 | 中国煤炭地质总局勘查研究总院 | 一种非常规储层改造用体积压裂装置 |
| US11885270B2 (en) | 2021-09-22 | 2024-01-30 | Michael D. Mercer | Energy utilization system |
| US12071589B2 (en) | 2021-10-07 | 2024-08-27 | Saudi Arabian Oil Company | Water-soluble graphene oxide nanosheet assisted high temperature fracturing fluid |
| US12025589B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Indentation method to measure multiple rock properties |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
| US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
| CN114483188B (zh) * | 2022-01-20 | 2024-09-24 | 西安建筑科技大学 | 一种利用枯竭油层回注处置高矿化度矿井水的方法 |
| CN114674640B (zh) * | 2022-04-12 | 2024-07-02 | 西南石油大学 | 一种评价压裂液对致密气藏基质伤害的实验方法 |
| US11955782B1 (en) | 2022-11-01 | 2024-04-09 | Typhon Technology Solutions (U.S.), Llc | System and method for fracturing of underground formations using electric grid power |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4417989A (en) * | 1980-04-21 | 1983-11-29 | Texaco Development Corp. | Propping agent for fracturing fluids |
| US5674816A (en) * | 1995-01-25 | 1997-10-07 | Loree; Dwight N. | Olefin based frac fluid |
| US20080277115A1 (en) * | 2007-05-11 | 2008-11-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
| CA2639539A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| WO2010025540A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| 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 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3063499A (en) | 1959-03-03 | 1962-11-13 | Texaco Inc | Treating an underground formation by hydraulic fracturing |
| US3137344A (en) | 1960-05-23 | 1964-06-16 | Phillips Petroleum Co | Minimizing loss of driving fluids in secondary recovery |
| 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 |
| US5653287A (en) | 1994-12-14 | 1997-08-05 | Conoco Inc. | Cryogenic well stimulation method |
| US6302209B1 (en) | 1997-09-10 | 2001-10-16 | Bj Services Company | Surfactant compositions and uses therefor |
| EP1092080B1 (en) * | 1998-07-01 | 2003-01-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and tool for fracturing an underground formation |
| US6981549B2 (en) * | 2002-11-06 | 2006-01-03 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic fracturing method |
| US7665522B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber laden energized fluids and methods of use |
| US20060065400A1 (en) * | 2004-09-30 | 2006-03-30 | Smith David R | Method and apparatus for stimulating a subterranean formation using liquefied natural gas |
| CA2538936A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-03 | Dwight N. Loree | Lpg mix frac |
| US8276659B2 (en) * | 2006-03-03 | 2012-10-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Proppant addition system and method |
| CN101457640B (zh) * | 2007-12-14 | 2012-03-14 | 中国石油大学(北京) | 磨料射流井下射孔、割缝分层压裂的方法 |
| 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 |
| CA2963530C (en) * | 2008-12-24 | 2018-11-13 | Victor Fordyce | Proppant addition system and method |
| EP2627865A1 (en) | 2010-06-02 | 2013-08-21 | 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 |
| WO2012097425A1 (en) | 2011-01-17 | 2012-07-26 | Enfrac Inc. | Fracturing system and method for an underground formation |
| EP2888440B1 (en) | 2012-08-23 | 2018-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced emissions method for recovering product from a hydraulic fracturing operation |
-
2011
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001113 patent/WO2012097425A1/en active Application Filing
- 2011-10-03 AU AU2011356581A patent/AU2011356581B2/en active Active
- 2011-10-03 EA EA201370157A patent/EA032858B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 EP EP11856360.0A patent/EP2665892B1/en not_active Not-in-force
- 2011-10-03 EP EP11856006.9A patent/EP2665890B1/en not_active Not-in-force
- 2011-10-03 EP EP11856275.0A patent/EP2665891A4/en not_active Withdrawn
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001114 patent/WO2012097426A1/en active Application Filing
- 2011-10-03 CN CN201180069373.9A patent/CN103429846B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 CN CN201180069366.9A patent/CN103429845B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 CN CN201180069383.2A patent/CN103443397B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 US US13/979,816 patent/US8991499B2/en active Active
- 2011-10-03 CA CA2824181A patent/CA2824181C/en active Active
- 2011-10-03 CA CA2824206A patent/CA2824206C/en active Active
- 2011-10-03 EA EA201370158A patent/EA024675B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 US US13/979,808 patent/US9033035B2/en active Active
- 2011-10-03 AU AU2011356582A patent/AU2011356582B2/en active Active
- 2011-10-03 US US13/979,823 patent/US9181789B2/en active Active
- 2011-10-03 EA EA201370160A patent/EA024378B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 CA CA2824169A patent/CA2824169C/en active Active
- 2011-10-03 WO PCT/CA2011/001112 patent/WO2012097424A1/en active Application Filing
- 2011-10-03 EA EA201592153A patent/EA030629B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 MX MX2013008324A patent/MX348151B/es active IP Right Grant
- 2011-10-03 MX MX2013008325A patent/MX339167B/es active IP Right Grant
- 2011-10-03 MX MX2013008326A patent/MX2013008326A/es active IP Right Grant
-
2015
- 2015-09-23 US US14/862,611 patent/US9796910B2/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4417989A (en) * | 1980-04-21 | 1983-11-29 | Texaco Development Corp. | Propping agent for fracturing fluids |
| US5674816A (en) * | 1995-01-25 | 1997-10-07 | Loree; Dwight N. | Olefin based frac fluid |
| US20080277115A1 (en) * | 2007-05-11 | 2008-11-13 | Georgia-Pacific Chemicals Llc | Increasing buoyancy of well treating materials |
| CA2639539A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-02 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| WO2010025540A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-11 | Gasfrac Energy Services Inc. | Liquified petroleum gas fracturing methods |
| 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 |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA032858B1 (ru) | Способ разрыва пласта в месторождении | |
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| US6769486B2 (en) | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production | |
| CA2696638C (en) | Use of a solvent-external emulsion for in situ oil recovery | |
| US10760390B2 (en) | Use of gaseous phase natural gas as a carrier fluid during a well intervention operation | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US3954141A (en) | Multiple solvent heavy oil recovery method | |
| CA2877367C (en) | Anti-retention agent in steam-solvent oil recovery | |
| US5025863A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| CA3000260A1 (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| US11155750B2 (en) | Use of natural gas as a soluble servicing gas during a well intervention operation | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| US6227296B1 (en) | Method to reduce water saturation in near-well region | |
| US11142681B2 (en) | Chasing solvent for enhanced recovery processes | |
| RU2442888C1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
| WO2013096198A1 (en) | Oil recovery process | |
| US11898431B2 (en) | Methods and systems for treating hydraulically fractured formations | |
| AU2011356580B2 (en) | Method for fracturing a formation using a fracturing fluid mixture | |
| WO2023055411A1 (en) | Methods and systems for treating hydraulically fractured formations | |
| Vafaei | Applicability of solvent-assisted polymer flooding to improve heavy oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |